ПБ 11-401-01, часть 6
Сигнал о работе горелок и запальных устройств доменного, ферросплавного и коксового газов должен, помимо того, передаваться в центральный диспетчерский пункт газового хозяйства.
15.9. К ГСУ, кроме ГСУ доменного газа, должна быть предусмотрена подача пара или инертного газа (азота) в трубопроводы после газосбросных клапанов перед горелками для продувки при любом включении и отключении клапана.
Клапан должен быть сблокирован с электрифицированным вентилем трубопровода инертного газа или пара.
15.10. Газосбросные клапаны и площадки для их обслуживания должны располагаться ниже устья ГСУ примерно на 10 м. Над площадкой обслуживания должен быть установлен теплозащитный экран. Все конструкции выше экрана, в том числе стояки, горелки, стремянки, должны быть изготовлены из жаропрочных сталей.
15.11. При высоте свечи более 60 м наряду с маршевой лестницей должен, как правило, сооружаться грузопассажирский лифт.
Должны быть предусмотрены средства механизации ремонтных работ. Подъем грузов на площадку обслуживания газосбросных клапанов при отсутствии на ГСУ лифта должен осуществляться путем установки стационарного грузоподъемного механизма.
15.12. ГСУ должны быть оборудованы молниезащитой в соответствии с Инструкцией по устройству молниезащиты зданий и сооружений.
При высоте свечей более 50 м, расположенных вблизи аэродромов и авиатрасс, и высоте более 100 м ГСУ оборудуются дневной маркировкой и световым ограждением согласно Руководству по эксплуатации гражданских аэродромов Российской Федерации.
15.13. Помещения ГСУ доменного, коксового, ферросплавного и других газов должны иметь прямую телефонную связь с диспетчерским пунктом газового хозяйства, а площадки у газосбросных клапанов - с помещением ГСУ.
15.14. Электроприемники ГСУ должны относиться к I категории надежности электроснабжения.
Глава 16. ГАЗОСМЕСИТЕЛЬНЫЕ СТАНЦИИ
16.1. Газосмесительные станции (ГСС) должны быть автоматизированы и эксплуатироваться без постоянного обслуживающего персонала.
16.2. На подводящих газопроводах газосмесительной станции должны устанавливаться электрифицированные задвижки с дистанционным управлением.
16.3. Газосмесительные станции воздухонагревательных аппаратов доменных печей должны быть индивидуальными для каждой печи и находиться в ведении доменного цеха.
16.4. ГСС для группы цехов должны быть в ведении газового цеха. Контроль, сигнализация и управление должны быть сосредоточены на диспетчерском пункте газового хозяйства предприятия.
16.5. При смешении природного газа с доменным на ГСС воздухонагревательных аппаратов доменных печей на подводе к ГСС природного газа должны устанавливаться последовательно две электрифицированные задвижки со свечой между ними. Задвижка на свече должна иметь электропривод.
В случае снижения расхода доменного газа, поступающего на смесительную установку, ниже 30% от номинального расхода должно осуществляться автоматическое отключение подачи природного газа закрытием двух указанных задвижек и открытием свечи между ними.
На мнемосхеме в помещении управления доменной печи должны отмечаться крайние положения задвижек. Кроме того, должен подаваться звуковой сигнал об отключении газопровода природного газа.
На вновь строящихся ГСС на смешанном доменном и коксовом газах должно предусматриваться аналогичное отключение на газопроводе коксового газа.
Глава 17. КОНТРОЛЬНО - ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ ПРИБОРЫ
17.1. Контрольно - измерительные приборы должны быть расположены в местах, удобных для наблюдения, обслуживания, и защищены от возможных повреждений. Для смены приборов должны быть предусмотрены отключающие устройства.
17.2. В помещениях категории А в качестве первичных приборов должны применяться взрывобезопасные датчики расходов и давления горючих газов.
Для помещений категории А при отсутствии взрывобезопасных датчиков горючих газов допускается применение указанных датчиков общего назначения при условии размещения их снаружи здания цеха в обогреваемых закрытых шкафах. Шкафы в верхней части должны иметь свечу, а в нижней части отверстия для вентиляции. Датчики можно располагать открыто вблизи мест замера, в шкафах и специальных помещениях.
В помещениях категорий Г и Д допускается применение электрических датчиков общего назначения.
17.3. В постах управления и щитовых помещениях должны устанавливаться только вторичные измерительные приборы расхода и давления горючих газов. Ввод импульсных трубных проводок горючих газов в эти помещения независимо от давления газа запрещается.
17.4. Ввод импульсных трубных проводок горючих газов во встроенные помещения цехов категорий Г и Д с установкой в них датчиков общего назначения или газоанализаторов допускается при условии, если встроенное помещение сообщается с цехом открытыми проемами, располагаемыми в верхней и нижней частях встроенного помещения. При этом площадь проемов в верхней части должна быть не менее 15%, а в нижней части не менее 10% площади встроенного помещения.
17.5. Закрытые встроенные помещения в существующих зданиях цехов категорий Г и Д, если в них введены импульсные трубные проводки горючих газов, а устройство проемов для сообщения с цехом согласно требованиям п. 17.4 настоящих Правил невозможно, должны быть оборудованы вентиляцией, обеспечивающей шестикратный обмен воздуха за 1 ч при токсичных газах и трехкратный при нетоксичных газах с выводом вентиляционных выбросов за пределы цеха.
17.6. Категории помещений пристроек к зданиям цехов (наглухо отделенные от них) для размещения датчиков горючих газов (или газоанализаторов) должны определяться расчетом в соответствии с правилами по взрывопожарной и пожарной опасности.
Если пристроенное помещение сообщается со зданием цеха открытыми проемами в соответствии с требованиями п. 17.4 настоящих Правил, то оно должно быть отнесено к категории здания цеха.
При размещении датчиков в шкафах последние должны иметь в верхней и нижней частях отверстия для вентиляции, а также устройство для обогрева, если цех не отапливается.
Помещения датчиков допускается размещать непосредственно под межцеховыми трубопроводами, к которым они относятся. При этом расстояние от кровли помещения до нижней образующей трубопровода в свету должно быть не менее 2 м.
17.7. Прокладка импульсных трубных проводок должна выполняться в соответствии системы автоматизации.
17.8. При расположении импульсных трубных проводок влажного газа, измерительных диафрагм, датчиков и регулирующей арматуры (дроссельные клапаны и т.п.) вне помещений или в неотапливаемых помещениях должно быть предусмотрено их утепление.
17.9. Присоединение контрольно - измерительных приборов к газовым аппаратам и газопроводам должно осуществляться металлическими трубками.
При давлении газа до 0,1 МПа допускается присоединять контрольно - измерительные приборы с помощью резинотканевых рукавов согласно соответствующему ГОСТу класса 1 на рабочее давление до 0,6 МПа или другим государственным стандартом, если технические требования, предъявляемые к рукавам, будут соответствовать требованиям упомянутого стандарта.
Резинотканевые рукава должны быть длиной не более 1 м и закрепляться на штуцерах газопроводов и приборов хомутами.
17.10. Применение радиоактивных изотопов допускается в случае невозможности применения других методов контроля за техническими процессами с соблюдением требований п. 20.11.5.
17.11. Ширина проходов между щитами КИП и оборудованием или строительными конструкциями здания должна быть не менее 0,8 м.
Глава 18. СООРУЖЕНИЕ ГАЗОПРОВОДОВ И ГАЗОВЫХ УСТАНОВОК
18.1. Трубы и материалы
18.1.1. Для сооружения газопровода должны применяться стальные трубы в соответствии с требованиями, приведенными в Приложении 9.
18.1.2. Изготовление аппаратов газовых установок и труб из стального листа должно производиться в соответствии с требованиями по производству и приемке металлических конструкций.
18.1.3. Уплотнение фланцевых соединений должно производиться:
а) на газопроводах горячего доменного газа - сухим плетеным асбестовым шнуром, пропитанным насыщенным солевым раствором;
б) на газопроводах холодного доменного и конвертерного газов диаметром до 500 мм - листовой резиной, а при диаметре более 500 мм - плетеным асбестовым шнуром, прографиченным или пропитанным суриком на натуральной олифе;
в) на газопроводах коксового, ферросплавного и природного газов низкого давления при любом диаметре фланцев - плетеным асбестовым шнуром, пропитанным суриком на натуральной олифе;
г) на газопроводах коксового, ферросплавного и природного газов среднего и высокого давления независимо от диаметра фланцев - паронитом.
8.1.4. Для уплотнения резьбовых соединений должна применяться льняная прядь, пропитанная суриком или белилами на натуральной олифе.
Применение пеньки или заменителей натуральной олифы не допускается.
18.2. Сварочные работы
18.2.1. Сборка и сварка газопроводов должна осуществляться в соответствии с требованиями по газоснабжению и настоящих Правил.
18.2.2. При сооружении газопроводов из сварных труб продольные сварные швы при стыковке труб должны смещаться относительно друг друга не менее чем на 50 мм.
При сооружении газопроводов как из сварных труб, так и из цельнотянутых труб привариваемые к трубам патрубки отводов, штуцера, патрубки люков, свечей и т.д. должны отстоять от сварных стыков на расстоянии не менее 100 мм, считая от образующей патрубка, и не должны располагаться на сварных швах трубопроводов.
18.2.3. Работы по присоединению новых участков газопроводов и газовых установок к действующим газопроводам относятся к газоопасным и должны выполняться эксплуатационным персоналом или под его руководством с соблюдением требований подраздела "Организация безопасного проведения газоопасных работ" настоящих Правил.
18.3. Испытание газопроводов и газовых установок.
Общие требования
18.3.1. Все газопроводы и газовые установки после окончания строительно - монтажных и сварочных работ (включая ремонтные работы) и оформления документов, подтверждающих качество выполненных работ, подвергаются наружному осмотру, испытанию на прочность и плотность и при необходимости дополнительным испытаниям на герметичность с определением падения давления в соответствии с требованиями Правил устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов и настоящих Правил.
18.3.2. При наружном осмотре проверяется:
соответствие смонтированных газопроводов, типов арматуры и оборудования проектной документации;
правильность выполнения всех монтажных работ и их соответствие проекту, включая термообработку и сварку;
правильность монтажа арматуры, легкость закрывания и открывания арматуры;
наличие и соответствие проекту контрольно - измерительных приборов и средств автоматики;
наличие площадок обслуживания и лестниц;
установка всех проектных креплений и наличие защитного заземления;
комплектность и правильность оформления монтажной документации.
Результаты осмотра должны оформляться актом.
Цель наружного осмотра - проверка готовности к проведению испытаний.
18.3.4. Испытание газопроводов и газовых установок производится строительно - монтажной организацией с участием представителя предприятия. Порядок и методика проведения испытания определяются производителем работ с учетом настоящих Правил. Программа испытаний должна быть согласована техническим руководством предприятия и утверждена руководством производителя работ. Результаты испытаний должны оформляться актом.
18.3.5. Вид испытания (на прочность и плотность, дополнительное испытание на герметичность), способ испытания (гидравлический, пневматический) и величина испытательного давления указываются в проекте для каждого газопровода. При отсутствии указаний об испытаниях способ испытания согласовывается с заказчиком, а величина давления испытания принимается в соответствии с настоящими Правилами.
18.3.6. Перед испытанием на прочность и плотность наружные газопроводы следует продуть для очистки внутренней полости. Очистку полости внутрицеховых газопроводов следует производить перед их монтажом.
18.3.7. При проведении испытаний газопроводов и газовых установок давление должно измеряться двумя манометрами, прошедшими поверку и опломбированными. Класс точности манометров должен быть не ниже 1,5 с диаметром корпуса не менее 160 мм и шкалой на номинальное давление не менее 4/3 и не более 5/3 от величины измеряемого.
18.3.8. Испытание на прочность и плотность газопроводов может быть пневматическим или гидравлическим.
Газопроводы низкого и среднего давления (до 0,3 МПа) с внутренним диаметром более 300 мм следует испытывать воздухом. Кроме того, пневматический способ испытания допускается:
а) если несущие строительные конструкции или газопровод не рассчитаны на заполнение водой;
б) при температуре окружающего воздуха ниже 0 град. C и вероятности промерзания отдельных участков газопровода.
Для газопроводов, на которых установлена арматура из серого чугуна, величина пневматического испытательного давления на прочность должна составлять не более 0,4 МПа.
18.3.9. Межцеховые и внутрицеховые газопроводы высокого давления (от 0,3 МПа и более) с внутренним диаметром до 300 мм следует испытывать, как правило, гидравлическим способом. Допускается их испытание воздухом при соблюдении специальных мер безопасности, предусмотренных требованием настоящих Правил и проектом производства работ.
Пневматический способ испытания на прочность не допускается:
а) для газопроводов, расположенных в действующих цехах;
б) для газопроводов, расположенных на эстакадах и каналах, где проложены трубопроводы, находящиеся в эксплуатации.
18.3.10. Испытание газопроводов на прочность и плотность должно проводиться одновременно, независимо от способа испытания.
18.4. Испытание газопроводов
18.4.1. Межцеховые и цеховые газопроводы должны подвергаться испытанию раздельно.
Наружные цеховые газопроводы, проложенные на отдельно стоящих опорах, по стенам снаружи зданий и крышам, должны испытываться отдельно от внутрицеховых газопроводов.
18.4.2. Величина пробного давления на прочность Pпр (гидравлическим или пневматическим способом) устанавливается проектом и должна составлять:
Pпр = 1,25 P [сигма]20 / [сигма]t,
но не менее 0,2 МПа,
где P - рабочее давление трубопровода, МПа;
[сигма]20 - допускаемое напряжение для материала трубопровода при 20 град. C;
[сигма]t - допускаемое напряжение для материала трубопровода при максимально положительной расчетной температуре.
Величину пробного давления на прочность для газопроводов без избыточного давления для токсичных и взрывопожароопасных газов следует принимать равной 0,2 МПа.
18.4.3. Испытательное давление в трубопроводе выдерживают в течение 10 мин. (испытание на прочность), после чего снижают до рабочего давления, при котором производят тщательный осмотр сварных швов (испытание на плотность). По окончании осмотра давление вновь повышают до испытательного и выдерживают еще 5 мин. после чего снова снижают давление до рабочего и вторично осматривают трубопровод.
Продолжительность испытания на плотность определяется временем осмотра газопровода и проверки герметичности разъемных соединений.
18.4.4. Пневматическое испытание должно проводиться воздухом или инертным газом (азотом) и только в светлое время суток.
18.4.5. Пневматическое испытание газопроводов должно проводиться по инструкции, утвержденной главным инженером предприятия, предусматривающей необходимые меры безопасности.
18.4.6. На время проведения пневматических испытаний на прочность как внутри помещений, так и снаружи должна устанавливаться охраняемая зона. Границы охраняемой зоны должны отмечаться флажками. Минимальное расстояние от испытываемого газопровода до границ зоны должно составлять не менее 25 м, для газопроводов больших диаметров и газопроводов токсичных газов, расположенных вне помещений, - не менее 50 м.
Для газопроводов, расположенных внутри помещений, охраняемая зона должна быть установлена по согласованию с начальником соответствующего цеха (объекта), но не менее 10 м.
18.4.7. Во время подъема давления в газопроводе и при достижении в нем испытательного давления на прочность пребывание людей в охраняемой зоне запрещается.
18.4.8. Если пневматическому испытанию на плотность предшествовало гидравлическое испытание на прочность, установление охраняемой зоны не производится. Газопровод в этом случае следует продуть воздухом до полного удаления оставшейся воды.
18.4.9. Окончательный осмотр газопровода разрешается лишь после того, как испытательное давление будет снижено до рабочего.
Устранение выявленных дефектов должно производиться после снижения давления в газопроводах до атмосферного.
18.4.10. Результаты испытания на прочность и плотность признаются удовлетворительными, если во время испытания не произошло разрывов, видимых деформаций, падения давления по манометру, в основном металле, сварных швах, корпусах арматуры, разъемных соединениях и во всех врезках не обнаружено пропусков воздуха, а при гидроиспытании не обнаружены течи и запотевания.
18.5. Дополнительные испытания на герметичность
18.5.1. Межцеховые и внутрицеховые газопроводы помимо обычных испытаний на прочность и плотность подлежат дополнительному пневматическому испытанию на герметичность с определением падения давления во время испытаний. Необходимость проведения дополнительных испытаний определяется проектом и согласовывается службой технического надзора предприятия.
Испытание производится давлением, равным рабочему.
18.5.2. Дополнительные испытания газопроводов на герметичность проводятся воздухом в процессе комплексного опробования объекта совместно с оборудованием после завершения всех монтажных работ (испытаний на прочность и плотность, промывки, продувки, установки приборов автоматики измерительных диафрагм и др.). Межцеховые газопроводы испытывают отдельно от оборудования.
18.5.3. Продолжительность дополнительных испытаний для вновь сооружаемых газопроводов должна составлять не менее 24 ч и указываться в проекте. При периодических испытаниях, а также после ремонта, связанного со сваркой и разборкой газопровода, продолжительность испытания устанавливается техническим руководством предприятия, но должна быть не менее 4 ч.
18.5.4. Падение давления в газопроводе во время испытания определяется по формуле:
ДЕЛЬТА P = 100 (1 - PконTнач / PначTкон) / n,
где ДЕЛЬТА P - падение давления, % от испытательного давления;
Pнач и Pкон - сумма манометрического и барометрического давления в начале и конце испытания, МПа;
Tнач и Tкон - абсолютная температура воздуха в газопроводе в начале и конце испытания, К;
n - продолжительность испытания трубопровода, ч.
18.5.5. Результаты дополнительного пневматического испытания на герметичность признаются удовлетворительными, если скорость падения давления за время испытания составляет (для трубопроводов внутренним диаметром до 250 мм включительно):
для внутрицеховых газопроводов - не более 0,1% в час;
для межцеховых газопроводов - не более 0,2% в час.
Скорость падения давления для трубопроводов больших диаметров определяется умножением приведенных выше величин на коэффициент K, рассчитываемый по формуле:
K = 250 / Dвн,
где Dвн - внутренний диаметр испытываемого трубопровода, мм.
Если испытываемый газопровод состоит из трубных элементов различных диаметров или включает емкостное оборудование, то его средний внутренний диаметр и скорость падения давления определяются расчетом.
18.5.6. После окончания дополнительного испытания на герметичность по каждому газопроводу составляется акт.
18.6. Испытание ГРП и ГРУ
18.6.1. Испытание газопроводов и газового оборудования ГРП и ГРУ должно производиться на прочность и плотность воздухом или инертным газом в границах от задвижки на входном газопроводе до задвижки на выходном газопроводе со всеми линиями к контрольно - измерительным приборам до запорных кранов перед этими приборами в соответствии с требованиями настоящих Правил.
18.6.2. Элементы управления регуляторов давления и головки сбросных предохранительных клапанов при испытании на прочность (и плотность) отключаются, если по паспортным данным они не рассчитаны на эти давления.
18.7. Испытание аппаратов и газопроводов установки
газоочистки доменного газа
18.7.1. Нормы испытательных давлений и порядок испытания аппаратов и газопроводов установки газоочистки доменного газа должны соответствовать требованиям действующей нормативно - технической документации и настоящим Правилам.
Листовые конструкции трубопроводов и аппаратов газоочистки испытываются на прочность и плотность сжатым воздухом.
Испытательные давления для аппаратов и газопроводов газоочистки должны приниматься в соответствии с таблицей.
|
Участки |
Расчетное
|
Испытательное
|
|
|
на
|
на
|
||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
1.
Газопровод грязного газа от |
P1 |
P1 |
1,25P1 |
|
2. Скруббер |
P1 |
P1 |
1,25P1 |
|
3.
Газопровод получистого газа |
P1 |
P1 |
1,25P1 |
|
4.
Уравнительный газопровод от |
P1 |
P1 |
1,25P1 |
|
5. Электрофильтры |
P1 |
P1 |
1,25P1 |
|
6.
Газопровод чистого газа от |
P1 |
P1 |
1,25P1 |
|
7.
Газопровод чистого газа от |
P1 |
P1 |
1,25P1 |
|
8.
Газопровод чистого газа от |
P2 |
1,25P2 |
- |
--------------------------------
<*> P1, P2 - расчетное избыточное давление (по проекту) газовой среды на соответствующих участках, МПа.
Примечания. 1. Для скрубберов и электрофильтров высокого давления P1 должно быть увеличено на величину давления столба воды в конической части аппаратов.
2. Испытательное давление для участка 8 должно приниматься 1,25P2, но не менее 0,05 МПа.
18.7.2. Испытание газоочистки и газопровода на прочность и плотность по участкам может производиться или с использованием смонтированного оборудования и арматуры (если они были предварительно испытаны на соответствующее участку испытательное давление), или без оборудования и арматуры с установкой специальных заглушек, рассчитанных на соответствующее максимальное давление, принятое для испытания данного участка.
Заглушки допускается устанавливать вместо запорных клапанов свечей и шламовых клапанов скрубберов, электрофильтров и водоотделителей, а также задвижек скрубберов и электрофильтров, если они рассчитаны на давление 1,25P.
18.7.3. Испытания аппаратов установки газоочистки и газопроводов по участкам на прочность и плотность должны производиться в два этапа.
Первый этап - давление в испытываемом участке доводится до 0,07 МПа, после чего производится осмотр и выявление дефектов. Устранение выявленных дефектов (неплотность швов, пропуск воздуха через сальники, прокладки и др.) должно производиться после снижения давления до атмосферного.
Второй этап - производится проверка на прочность путем доведения давления до испытательного, при котором испытываемый участок выдерживается в течение 5 мин., после чего давление снижается до рабочего и производится вторичный осмотр испытываемого участка с проверкой плотности сварных и разъемных соединений, наличия деформаций и разрывов газопроводов и аппаратов.
8.7.4. Подъем и снижение давления в испытываемых участках должны производиться медленно: ступенями по 0,025 МПа с задержкой на каждые ступени не менее 5 мин.
Осмотр испытываемых участков разрешается производить только через 10 мин. после того, как установится постоянное давление. Производить осмотр испытываемых участков во время подъема давления и без выдержки, а также обстукивание отдельных швов, исправление дефектов и ремонтные работы запрещается.
18.7.5. Продолжительность испытания аппаратов газоочистки и газопроводов на плотность по участкам с определением падения давления должна быть не менее 1 ч.
18.7.6. Испытываемый участок газоочистки считается выдержавшим испытание на плотность, если падение давления, посчитанное по формуле, приведенной в настоящих Правилах, не превысит за 1 ч:
а) при испытании с оборудованием и арматурой без заглушек - 3%;
б) при испытании с заглушками без оборудования и арматуры - 2%.
18.8. Приемка в эксплуатацию
18.8.1. Объекты газового хозяйства после окончания строительства (реконструкции) или капитального ремонта должны быть приняты рабочей комиссией в соответствии с требованиями по приемке в эксплуатацию законченных строительных объектов.
18.8.2. При приемке в эксплуатацию газопроводов и газовых установок высокого давления (свыше 0,3 МПа) в состав комиссии должны включаться представители территориальных органов Госгортехнадзора России, которые должны быть извещены о предстоящей приемке объекта в эксплуатацию не менее чем за 5 дней.
18.8.3. Запрещается приемка в эксплуатацию объектов газового хозяйства, имеющих отступление от настоящих Правил.
18.8.4. Акт рабочей комиссии о приемке в эксплуатацию законченного строительства или капитально отремонтированного объекта является разрешением на ввод объекта в эксплуатацию.
18.8.5. Если объект газового хозяйства, принятый рабочей комиссией, не был введен в эксплуатацию в течение 6 месяцев, то перед вводом его в эксплуатацию должно быть произведено повторное испытание газопроводов и газовых установок на плотность, проверено состояние дымоотводящих и вентиляционных систем, комплектность и исправность оборудования, арматуры, защитно - предохранительных устройств и систем автоматики. Все обнаруженные дефекты должны быть устранены до ввода объекта в эксплуатацию.
18.8.6. Акты рабочих комиссий должны храниться у заказчика и передаются государственной комиссии по приемке производственного комплекса, в состав которого входит объект газового хозяйства.
Глава 19. ДИСПЕТЧЕРСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ,
СВЯЗЬ И СИГНАЛИЗАЦИЯ
19.1. Для обеспечения рационального газораспределения по цехам - потребителям, поддержания нормального газового режима и обеспечения безопасной эксплуатации газопроводов и газовых установок, а также повышения надежности и оперативности управления и контроля за работой газового хозяйства в целом на предприятиях должна быть организована диспетчерская служба управления газовым хозяйством.
19.2. Вновь строящиеся и реконструируемые диспетчерские пункты газового хозяйства на предприятиях должны быть оборудованы средствами телемеханизации.
Объем телеизмерений, телесигнализации и телеуправления, передаваемый на диспетчерский пункт газового хозяйства (ДПГХ), должен определяться проектом и обеспечивать возможность оперативного вмешательства диспетчера в управление системой газоснабжения.
Должна быть предусмотрена возможность установки электронных вычислительных машин (ЭВМ) для оптимального автоматического перераспределения газов при изменении условий газопотребления.
19.3. На ДПГХ должны выноситься сигнальные лампы и приборы, контролирующие давление и температуру газа в наиболее характерных точках газопроводов, давление, температуру и расход газа, поступающего в газопроводы предприятия, давление и расход газа у всех крупных и наиболее удаленных потребителей, у работающих в автоматическом режиме объектов, а также в газопроводах к сторонним предприятиям.
19.4. На мнемосхеме в ДПГХ должны указываться крайние положения задвижек дистанционного управления.
ДПГХ должен быть оснащен средствами управления за датчиками регуляторов, дроссельными клапанами и задвижками на газопроводах, в частности задвижками на перемычках между газопроводами доменного, коксового и природного газов.
19.5. Установки оперативного контроля, регулирования, связи и сигнализации объектов газового хозяйства на ДПГХ относятся к электроприемникам по I категории.
19.6. ДПГХ должен быть связан телефонной связью со всеми цехами, производящими и потребляющими газы.
Прямая телефонная связь обязательна с помещениями управления каждой доменной печи, машинными залами цехов улавливания, кантовочными кабинами коксовых батарей, диспетчерскими пунктами коксохимического производства и крупных газопотребляющих цехов, а также ТЭЦ, газоочистками доменного и ферросплавного газов, ГУБТ, газоповысительными и газокомпрессорными станциями, районной ГРС, газоспасательной службой, пожарной охраной предприятия, медпунктом, пунктами управления газоснабжения газового цеха, диспетчером и ответственным лицом за обеспечение безопасной эксплуатации газового хозяйства предприятия.
ДПГХ крупных предприятий должны быть оборудованы оперативной радиосвязью и оперативной автомашиной, иметь ремонтную группу и обходчиков с диктофонами для записи команд диспетчера.
19.7. На ДПГХ должна быть выведена охранная сигнализация от объектов газового хозяйства, работающих без постоянного обслуживающего персонала.
19.8. ДПГХ можно размещать отдельно или в пунктах управления энергохозяйством предприятия. Здание ДПГХ должно быть не ниже I и II степени огнестойкости.
Ввод горючих газов в ДПГХ не допускается. Размещение диспетчерских пунктов в помещениях категории А запрещается.
19.9. У диспетчера в оперативном подчинении должны находиться аварийно - ремонтная бригада и специально оборудованная автомашина. В обязанность указанной бригады должно входить выполнение всех работ, связанных с аварийной остановкой оборудования и профилактическим надзором за оборудованием, работающим без постоянного обслуживающего персонала.
19.10. В составе конторы газового цеха крупных предприятий должны предусматриваться гараж для оперативной машины и помещение для аварийно - ремонтной бригады, оснащенное прямой связью и сигнализацией с ДПГХ.
Глава 20. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОВОГО ХОЗЯЙСТВА
20.1. Общие требования
20.1.1. Разграничение участков обслуживания и надзора между газовым цехом и цехами, в ведении которых находятся цеховые газопроводы и установки, а также между цехами, имеющими общий газопровод, должно быть оформлено с указанием четких границ на схемах газопроводов.