регистрация компании дать объявление быстрый поиск лента публикаций восстановление доступа о портале
    
Строительный портал СтройПлан.ру
Подбор проекта Новости отраслиПубликации
 
КОРЗИНА (0)  
 >>>  ПОИСК ДОКУМЕНТОВ  
  Дополнительные материалы  [ + развернуть]  
Утвержден: Госатомнадзоp России (27.12.1999)
Дата введения: 1 сентября 2000 г.
скачать бесплатно НП 013-99 "Установки по переработке отработавшего ядерного топлива. Требования безопасности"

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "ГАЗПРОМ"

ВЕДОМСТВЕННЫЙ РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

ТРЕБОВАНИЯ ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ
БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ УСТАНОВОК
МОРСКИХ НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИХ
ПЛАТФОРМ АРКТИЧЕСКОГО ШЕЛЬФА

ВРД 39-1.13-008-2000

Москва 2000

Система нормативных документов в газовой промышленности

ВЕДОМСТВЕННЫЙ РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

ТРЕБОВАНИЯ ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ
БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ УСТАНОВОК
МОРСКИХ НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИХ
ПЛАТФОРМ АРКТИЧЕСКОГО ШЕЛЬФА

ВРД 39-1.13-008-2000

ОАО «ГАЗПРОМ»

Научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт
по проблемам освоения нефтяных и газовых ресурсов континентального шельфа
(ОАО «ВНИПИморнефтегаз»)

Общество с ограниченной ответственностью Информационно-рекламный центр газовой промышленности (ООО «ИРЦ Газпром»)

Москва 2000

ПРЕДИСЛОВИЕ

РАЗРАБОТАН                        Научно-исследовательским и проектно-конструкторским институтом по проблемам освоения нефтяных и газовых ресурсов континентального шельфа (ОАО «ВНИПИморнефтегаз») с участием специалистов управления науки, новой техники и экологии и управления энергетики ОАО «Газпром».

СОГЛАСОВАН                      Госкомэкологии России от 3 февраля 1999 г. №19-5/35-163, ЦУРЭН Государственного комитета по рыболовству РФ от 3 ноября 1998 г.№02-01/457, Госсанэпиднадзором Минздрава России от 22 декабря 1998 г №04-13/468-111, Управлением науки, новой техники и экологии ОАО «Газпром».

ВНЕСЕН                                 Управлением техники и технологии разработки морских месторождений ОАО «Газпром».

УТВЕРЖДЕН                         Заместителем Председателя Правления ОАО «Газпром» В.В. Ремизовым 20 марта 1999 г.

ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ        Приказом ОАО «Газпром» от 15 февраля 2000 г. №26 с 5 марта 2000 г. сроком на 5 лет.

ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

ИЗДАН                                    Обществом с ограниченной ответственностью «Информационно-рекламный центр газовой промышленности (ООО «ИРЦ Газпром»)

СОДЕРЖАНИЕ

Введение. 2

1. Нормативные ссылки. 2

2. Определения. 3

3. Общие положения. 4

4. Виды воздействия на окружающую среду при эксплуатации энергетическихустановок на ЛСП.. 5

5. Требования к содержанию вредных веществ в отработавших газах газотурбинных и дизельных двигателей и определению нормативов предельно допустимых выбросов (ПДВ) в атмосферу. 6

6. Допустимые уровни звукового воздействия при работе газотурбинных и дизельных двигателей энергетических установок ЛСП.. 7

7. Допустимые уровни вибрационного воздействия при работе газотурбинных и дизельных двигателей энергетических установок ЛСП.. 7

8. Требования к качеству морской воды, используемой в системе охлаждения дизельных и газотурбинных установок ЛСП.. 7

9. Требования к выполнению мероприятий по уменьшению воздействия на окружающую среду энергетического комплекса ЛСП.. 7

10. Требования к производственному экологическому контролю.. 9

Приложение А.. 10

Приложение Б. 10

Приложение В.. 11

Приложение Г. 11

Приложение Д.. 11

ВВЕДЕНИЕ

«Требования экологической безопасности при эксплуатации энергетических установок морских нефтегазодобывающих платформ арктического шельфа» устанавливает требования к охране окружающей среды, которые необходимо учитывать при проектировании, строительстве и эксплуатации энергетических комплексов морских ледостойких платформ арктического шельфа России.

Нормативный документ предназначен для инициаторов разработки морских месторождений углеводородов, разработчиков предпроектной и проектной документации, операторов, осуществляющих работы по добыче нефти и газа с морских ледостойких платформ, разработчиков нормативной документации по охране окружающей среды при освоении морских нефтегазовых месторождений, экспертов ОВОС.

Нормативный документ разработан во ВНИПИморнефтегазе (И.Б. Дубин, к.т.н И. А. Жданов, Ю.Г. Прокопенко) с участием специалистов ОАО «Газпром» (к.т.н Е.В. Дедиков, д.э.н. АЭН РФ А.Г. Югай).

ВРД 39-1.13-008-2000

Система нормативных документов в газовой промышленности
Ведомственный руководящий документ

Требования экологической безопасности
при эксплуатации энергетических установок
морских нефтегазодобывающих платформ арктического шельфа

Дата введения 2000-03-05

1. Нормативные ссылки

Следующие стандарты содержат положения, которые посредством ссылки в настоящем РД являются положениями настоящего документа:

Временные рекомендации по расчету выбросов от стационарных дизельных установок. Л., 1988 г.

ГОСТ 29328-92. Установки газотурбинные для привода турбогенераторов. Общие технические условия.

ГОСТ 24585-81. Дизели судовые, тепловозные и промышленные. Выбросы вредных веществ с отработанными газами. Нормы и методы определения.

ГОСТ 13822. Электроагрегаты и передвижные электростанции дизельные. Общие технические условия.

ГОСТ 20440. Установки газотурбинные. Методы испытаний.

ГОСТ 12.1.003-83. Шум. Общие требования безопасности.

ГОСТ 12.1.012-90. Вибрационная безопасность. Общие требования.

ГОСТ 14228-80. Дизели и газовые двигатели автоматизированные. Классификация по объему автоматизации.

ГН 2.2.5.686-98. Предельно допустимые концентрации (ПДК) вредных веществ в воздухе рабочей зоны. Минздрав России, 1998 г.

ГН 2.2.5.687-98. Ориентировочные безопасные уровни воздействия (ОБУВ) вредных веществ в воздухе рабочей зоны. Минздрав России, 1998 г.

ГН 2.1.5.689-98 "Предельно допустимые концентрации (ПДК) химических веществ в воде водных объектов хозяйственно-питьевого и культурно-бытового водопользования", М 1998.

ГН 2.1.5.690-98 "Ориентировочно-допустимые концентрации (ОДУ) химических веществ в воде водоемов хозяйственно-питьевого и культурно-бытового водопользования". М, 1998.

ОНД-86 Методика расчета концентрации в атмосферном воздухе вредных веществ, содержащихся в выбросах предприятий, 1987 г.

ОСТ 5.4201-84. Установки опреснительные дистилляционные утилизационные судовые Технические условия.

Перечень и коды веществ, загрязняющих атмосферный воздух. С-Петербург, 1998 г.

РД 51-0158623-07-95. Применение электростанций собственных нужд нового поколения с поршневыми и газотурбинным приводом.

РД 51-167-92 Временная инструкция по контролю вредных выбросов с уходящими газами котлоагрегатов малой и средней мощности, работающих на природном газе.

РД 51-166-92. Временная инструкция по учету валовых выбросов оксидов азота и углерода газотурбинных компрессорных станций по измеренному количеству тепла.

РД 158-39-031-98. Правила охраны вод от загрязнения при бурении скважин на морских нефтегазовых месторождениях.

Санитарные правила для плавучих буровых установок. Минздрав, 1986 г

СанПин № 4630-88 " Санитарные правила и нормы охраны поверхностных вод от загрязнения", М.,1988.

СанПин № 3907-85 "Санитарные правила проектирования, строительства и эксплуатации водохранилищ", М.,1987.

СН 2.2.4/2.1.8.562-96/2.1.8.562-96 "Шум на рабочих местах, в помещениях жилых, общественных зданий и на территории жилой застройки" М., 1997.

2. Определения

Время необслуживаемой работы двигателей - период между обслуживаниями или наблюдениями, требующими присутствия у эксплуатируемого двигателя обслуживающего персонала.

Добавочное сжигание топлива - добавление топлива в поток утилизированного тепла (например в выхлоп турбины) для поднятия его энергетического уровня.

Низшая теплота сгорания топлива - суммарная энергия, получаемая от полного сгорания топлива и от всех продуктов сгорания при 15 С , если вода, выделяемая в процессе сгорания, находится в парообразном состоянии. Равна высшей теплотворной способности за вычетом скрытой теплоты парообразования.

Номинальная мощность - нагрузка, на которую рассчитан генераторный агрегат, электростанция или другой источник энергии. Эта мощность вырабатывается при оговоренных условиях с учетом возможности кратковременных перегрузок до уровня резервного режима.

Отработавшие газы - смесь газообразных продуктов полного сгорания топлива, избыточного воздуха и различных микропримесей (как газообразных, так и в виде жидких и твердых частиц), поступающих в выпускную систему.

Рабочая зона - пространство высотой до 2 м над уровнем палубы или площадки, на которых находятся места постоянного или временного пребывания работающих.

Предельно допустимые концентрации (ПДК) вредных веществ в воздухе рабочей зоны - концентрации, которые при ежедневной (кроме выходных дней) работе в течение 8 часов в неделю или другой продолжительности, но не более 41 ч в неделю, в течение всего рабочего стажа не могут вызвать заболеваний или отклонений в состоянии здоровья, обнаруживаемых современными методами исследований в процессе работы или в отдаленные сроки жизни настоящего и последующих поколений.

Предельно допустимые выбросы вредных веществ (ПДВ) - научно-технический норматив, устанавливаемый из условия, чтобы содержание загрязняющих веществ в приземном слое воздуха от источников или их совокупности не превышало нормативов качества воздуха для населения, животного и растительного мира.

Резервная мощность - мощность, которая может быть использована, когда питание от основного источника полностью или частично прервано.

Удельный выброс вредного вещества - масса вредного вещества, содержащаяся в отработавших газах, приходящаяся на 1 кВт-ч эффективной работы дизеля или газотурбинного двигателя.

3. Общие положения

Под морским нефтегазовым промыслом понимается комплекс сооружений, обеспечивающий бурение и эксплуатацию нефтегазовых скважин в море, транспорт нефти и газа по трубопроводам к береговому терминалу или плавучему нефтехранилищу.

Морской нефтегазовый промысел в условиях Арктики, как правило, включает следующие объекты:

- морскую ледостойкую платформу (в дальнейшем ЛСП),

- подводный и наземный трубопроводы к плавучему нефтехранилищу и береговому производственному комплексу;

- плавучее нефтехранилище с оборудованием для швартовки танкера (функционирует на 1-ом этапе эксплуатации месторождения в условиях без ледового периода);

- береговой производственный комплекс;

- береговую базу снабжения;

- береговой жилищно-бытовой комплекс;

Морская ледостойкая платформа состоит из опорной части и верхнего строения, в состав которого входит энергетический комплекс, обеспечивающий электроэнергией и теплом технологические процессы, жилой комплекс и комплекс жизнеобеспечения. При этом, основными условиями, определяющими технические требования к энергетическому комплексу, к составу его оборудования являются режимы работы ЛСП, а также обеспечение потребителей электроэнергией и теплом.

Энергетический комплекс обеспечивает следующие режимы работы ЛСП: бурение нефтегазовых скважин; бурение и одновременная добыча нефти и газа; бурение, добыча и транспортировка нефти и газа; добыча нефти и газа; добыча и транспортировка нефти и газа; аварийный режим работы, учитывающий отключение основного энергоисточника.

В качестве основных источников электроснабжения используются газотурбогенераторы и дизельгенераторы. В качестве источников тепла используются утилизационные котлы, устанавливаемые на газоотводах дизелей и турбин.

Диапазон потребляемой электрической мощности в зависимости от типа ЛСП составляет от 1,5-2,0 до 50 МВт, а на некоторых ЛСП и более.

Обеспечение потребителей электроэнергией указанных мощностей осуществляется от автономных источников единичной мощностью от 2 до 30 МВт и общей установленной мощностью от 4 до 100 МВт.

Выбор типа привода дизеля или турбины производится для каждой ЛСП на стадии ТЭО; при этом исходят из положения, что при потребляемой мощности более 4 МВт целесообразно использование газотурбогенераторных установок.

Одним из главных факторов экономичной работы энергетического комплекса является возможность его функционирования на углеводородном сырье, добываемом непосредственно на ЛСП (как нефтяного газа, так и нефти с минимальной ее подготовкой).

Электротехнический комплекс ЛСП представляет собой совокупность подсистем, обеспечивающих выработку, распределение, преобразование и использование электрической энергии, а также управление указанными подсистемами.

Электрооборудование ЛСП характеризуется широким спектром уровней напряжений:

переменного тока - 10 кВ, 6 кВ, 660 В, 380 В, 220 В;

постоянного тока - 800 В, 440 В, 220 В, 110 В, 24 В.

Особое внимание на ЛСП уделяется вопросу обеспечения взрывобезопасности электрического оборудования. Электрооборудование, устанавливаемое во взрывоопасных зонах ЛСП, должно соответствовать требованиям ПУЭ, и Международной электротехнической комиссии (МЭК- IЕС).

Энергетический комплекс ЛСП включает:

- газотурбинные или дизельные двигатели;

- турбогенераторы или дизельгенераторы;

- котельные утилизационные установки;

- котлоагрегаты;

- топливные системы, обеспечивающие подготовку и подачу топлива, резервуары

- запаса топлива и т. д.;

- масляную систему, обеспечивающую обработку, подачу и хранение масла;

- систему охлаждения;

- электротехническое оборудование ,

- системы газоотвода газотурбогенераторов;

- систему сбора отработанного масла;

- блок опреснительных установок;

- дренажную систему, обеспечивающую сбор и отведение маслосодержащих сточных вод ;

- микропроцессорную систему автоматического управления электротехнической и теплотехнической частями энергетического комплекса.

4. Виды воздействия на окружающую среду при эксплуатации энергетических установок на ЛСП

При эксплуатации энергетических установок подлежат учету и нормированию следующие виды воздействий на окружающую природную среду:

4.1. Отработавшие газы газотурбинных и дизельных двигателей, а также котлоагрегатов.

4.1.1. При использовании в качестве топлива природного или попутного (нефтяного) газа отработавшие газы могут содержать:

- оксиды азота;

- оксид углерода;

- диоксид серы;

- газовую сажу;

- углеводороды, в том числа бенз(а)пирен.

4.1.2. При использовании в качестве энергоносителя дизельного топлива:

- оксид углерода;

- оксиды азота;

- диоксид углерода;

- углеводороды, в том числе бенз(а)пирен;

- диоксид серы;

- формальдегид;

- сажу.

4.1.3. При использовании в качестве топлива нефти:

- оксиды азота;

- соединения ванадия;

- соединения натрия;

- оксид углерода;

- сажу;

- диоксид серы;

- бенз(а)пирен

4.2. Сточные воды:

- маслосодержащие сточные воды, образующиеся при ремонтах электронасосов;

- отработанные растворы после химической очистки наружной и внутренней поверхностей котлоагрегатов, внутренней поверхности утилизационных котлов и опреснителей;

- воды от гидравлической уборки помещений размещения энергетического оборудования и тракта топливо- и масло- подачи двигателей и генераторов;

- сточные воды, образующиеся при промывке и регенерации загрузки фильтров при водоподготовке;

- рассол, образующийся в результате эксплуатации агрегатов опреснительных установок,

- маслосодержащие сточные воды от постов приема топлива и масла и от палубных комингсов;

- утечки от топливных цистерн и сепараторов;

- утечки от масляных цистерн, электронасосов и переливов цистерн;

- отработанное масло.

4.3. Тепловое воздействие на морскую среду водами охлаждения газотурбинных и дизельных двигателей, масляной системы генераторов, котельных.

4.4. Тепловое воздействие на атмосферу при выбросах отработавших газов.

4.5. Шумовое воздействие при работе газотурбинных и дизельных двигателей.

4.6. Вибрационное воздействие при эксплуатации газотурбинных и дизельных двигателей.

4.7. Электромагнитные излучения.

4.8 Забор морской воды с целью использования на технические нужды энергетического комплекса.

5. Требования к содержанию вредных веществ в отработавших газах газотурбинных и дизельных двигателей и определению нормативов предельно допустимых выбросов (ПДВ) в атмосферу

5.1. Концентрация оксидов азота Nох (NО, NО2, N20) в отработавших газах газотурбинных двигателей в пересчете на NО2 при работе на режимах с нагрузкой от 0,5 до 1,0 номинальной (сухие продукты сгорания при ОoС, давлении 101,3 кПа при условной концентрации кислорода 15%) не должна превышать:

при работе на газообразном топливе, мг/м3 50;

при работе на жидком топливе, мг/м3 100.

5.2. Концентрация оксида углерода (СО) в отработавших газах газотурбинных двигателей при работе на режимах с нагрузкой от 0,5 до 1,0 номинальной (сухие продукты сгорания при 0°С, давлении 101,3 кПа при содержании кислорода 15%) не должна превышать 150 мг/м .

5.3. Концентрация оксидов азота в отработавших газах дизельных двигателей при среднем эффективном давлении дизеля = 0,3 МПа не должен превышать 120 г/кг расходуемого топлива.

5.4. Концентрация оксида углерода в отработавших газах дизельных двигателей при среднем эффективном давлении дизеля = 0,3 МПа не должен превышать 50 г/кг расходуемого топлива.

5.5. Удельные выбросы оксидов азота и оксида углерода дизельными двигателями при среднем эффективном давлении дизеля > 0,3 МПа в зависимости от эффективного расхода топлива при номинальной мощности не должны превышать значений, приведенных в таблице 1.

Таблица 1

Удельный расход топлива, г/кВт-ч

Удельный выброс NОх ,

г/кВт-ч

Удельный выброс СО,

г/кВт-ч

до 214

29

10

214-226

25

10

215-238

21

10

216-252

17

10

217-268

14

10

>268

11

10

5.6. Концентрация других вредных веществ в отработавших газах газотурбинных и дизельных двигателей не должна превышать:

диоксид серы (SO2), мг/м3.......................................................................... 10;

сажа, мг/м3 .................................................................................................. 3,5;

формальдегид (СН2О), мг/м3 ..................................................................... 0,5;

бенз(а)пирен (C20Н12), мг/100 м3 ............................................................... 0,1;

соединения ванадия, мг/м ......................................................................... 0,5.

5.7. Нормативы ПДВ для комплекса энергетических установок ЛСП определяются на основе расчетов загрязнения атмосферы согласно ОНД-86. На их основе территориальные органы Госкомэкологии России выдают разрешение на выброс загрязняющих веществ в атмосферу.

6. Допустимые уровни звукового воздействия при работе газотурбинных и дизельных двигателей энергетических установок ЛСП

Допустимые уровни звукового давления (дБ) в октавных полосах частот, уровни звука, а также эквивалентные уровни звука (дБ А) на рабочих местах должны соответствовать нижеприведенной таблице 2.

Таблица 2

Среднегеометрические частоты октавных полос, Гц

31,5

63

125

250

500

1000

4000

8000

Уровень звукового давления, дБ

107

95

87

82

78

75

71

69

Эквивалентный уровень звука, дБ

80

80

80

80

80

80

80

80

7. Допустимые уровни вибрационного воздействия при работе газотурбинных и
дизельных двигателей энергетических установок ЛСП

Показателями вибрационной нагрузки на обслуживающий персонал ЛСП являются:

- виброускорение (или виброскорость);

- диапазон частот;

- время воздействия.

Допустимые уровни вибрационной нагрузки на обслуживающий персонал не должны превышать норм, приведенных в таблице 3.

Таблица 3

Вид вибрации

Категория вибрации

Направление действий

Нормативные, корректированные по частоте и эквивалентные корректированные значения

м с-2

дБ

м с-1 10-2

ДБ А

Общая

3 тип "а"

Zо Уо Хо

0,1

100

0,2

92

Газотурбинные двигатели (работающие в составе ГТУ) с частотой вращения ротора (роторов) свыше 3000 об/мин не должны вызывать вибрацию связанного с ними оборудования более 4,5 мм/с.

8. Требования к качеству морской воды, используемой в системе охлаждения дизельных и газотурбинных установок ЛСП

Морская вода, используемая во втором контуре охлаждения дизельных и газодизельных двигателей, воздухоохладителях генераторов газотурбинных агрегатов, должна отвечать следующим требованиям:

- рН ............................................................................................................ 6,5 - 7,5;

- содержание кислорода, мг/л не более ................................................. 0,05;

- содержание остаточного хлора, мг/л ................................................... 0,5 - 0,6;

- содержание взвешенных частиц, мг/л не более .................................. 5.

9. Требования к выполнению мероприятий по уменьшению воздействия на окружающую среду энергетического комплекса ЛСП

9.1. С целью снижения эмиссии оксидов азота и окиси углерода в атмосферу конструкция камер сжигания топлива ГТУ должна обеспечить: работу на природном газе с использованием технологии горения обедненной топливовоздушной смеси с предварительным смешиванием топлива и воздуха.

9.2. Комплексное устройство воздухоочистки должно обеспечить:

- концентрацию пыли с размером частиц более 20 мкм - не выше 0,03 мг/м3;

- предотвращение попадания в воздушный тракт посторонних предметов (в том числе льда) и атмосферных осадков;

- безаварийную работу при засорении фильтрующих элементов (применение байпаса);

- снижение шума до санитарных норм.

9.3. Содержание твердых частиц в газообразном топливе не должно превышать

1 мг/кг, а доля частиц размером более 100 мкм - не более 0,3 мг/кг при степени очистки:

- более 40 мкм                                                                                       100%;

- 20 мкм и более           не менее                                                         94,5%,

- 10 мкм и менее           не менее                                                         80,8%.

9.4. При добавлении в топливный газ антикоррозийных реагентов содержание вредных примесей не должно превышать:

- сероводорода, мг/м3                                                                           20;

- натрия + калия, мг/м3                                                                         3;

- меркаптановой серы, мг/м                                                                36;

- объемной доли кислорода, %                                                            1.

9.5. Выхлопная система ГТУ должна обеспечить:

- обустройство отвода отработавших газов, обеспечивающее их наилучшее рассеивание в атмосфере;

- возможность отбора проб отработавших газов ;

- установку утилизационного котла с целью утилизации тепла отходящих газов;

- шумоглушение при обслуживании до эквивалентного уровня, не превышающего 80 дБА.

9.6. На газотурбинной установке должна быть предусмотрена противообледенительная система, обеспечивающая обогрев входных узлов и деталей двигателя горячим воздухом. Она должна иметь датчики, обеспечивающие подачу сигнала на включение и выключение системы.

9.7. Тракты газовыхлопа агрегатов с утилизационными установками должны выполняться газоплотными, исходя из избыточного давления выхлопных газов с учетом возможного воздействия хлопка давления ЗкПа.

9.8. Газоотводящие устройства двигателей должны быть оборудованы глушителями и исключать выброс искр в окружающую среду.

9.9. Уплотнения разъемных соединений не должны допускать выбрасывания и подтекания смазочного материала, топлива, охлаждающей жидкости.

9.10. Помещения первичных двигателей энергетических установок, работающих на газе, должны быть снабжены системой датчиков загазованности и вторичными исполнительными приборами. При концентрации метана более или равной 0,5% должен подаваться сигнал предупреждения и включаться вытяжная вентиляция загазованности помещения; при концентрации метана более или равной 1% должна отсекаться подача газа

9.11. Температура, влажность и подвижность воздуха в рабочей зоне ГТУ регламентируются требованиями ГОСТ 12.005-88.

9.12. Масляная система ГТУ должна обеспечить слив отработанного масла, очистку масла на участке регенерации, очистку масла в маслобаке агрегата. Не разрешается объединять трубопроводы чистого и отработанного масла. Масляная система должна предусматривать возможность промывки и защиты от коррозии. Для предохранения масла от переохлаждения необходимо применять параллельную прокладку маслопроводов и трубопроводов теплоснабжения.

9.13. При отрицательной температуре блок подготовки воздуха системы охлаждения генератора должен обеспечить подогрев воздуха, подаваемого в генератор, до температуры, допускаемой ТУ.

9.14. Система водяного охлаждения должна быть двухконтурной; для первого контура должны применяться конденсат, дистиллят или пресная вода общей жесткостью не более 15 мг-экв/л с добавлением ингибитора коррозии.

9.15. Дренажная система энергетического комплекса должна обеспечить сбор, очистку или удаление маслосодержащих сточных вод, образующихся в процессе эксплуатации. При применении на ЛСП установки очистки маслосодержащих сточных вод с целью использования очищенных вод на технические нужды, показатели очистки должны отвечать следующим требованиям:

- нефтепродукты, мг/л не более                                                    15;

- взвешенные вещества, мг/л не более                                          20;

- водородный показатель (рН)                                                      6,5-8,5;

- общее солесодержание, мг/л не более                                       2000;

- хлориды, мг/л не более                                                                350;

- сульфаты, мг/л не более                                                              500;

- БПК (полн.), мг/л не более                                                          20.

9.16. При использовании опреснительных установок для получения питьевых вод и вод для мытья, должны предусматриваться средства, обеспечивающие обработку дистиллята с целью придания ему качеств, удовлетворяющих санитарно-гигиеническим требованиям к солевому составу опресненной воды:

- общая минерализация, мг/л                                                      100-1000;

- содержание кальция, мг/л                                                         30-140;

- щелочность, мг-экв/л                                                                 0,5-6,5;

- жесткость, мг-экв/л                                                                   1,5-7;

- натрий, мг/л                                                                                200;

- магний, мг/л                                                                               5.

9.17. При эксплуатации энергокомплекса ЛСП необходимо периодически проводить контроль уровней шума и вибрации и при необходимости выполнить мероприятия по снижению их неблагоприятного воздействия на обслуживающий персонал. Измерение шума на рабочих местах должно проводиться в соответствии с ГОСТ 12.020.79 "Шум. Метод контроля на морских и речных судах" и СН 2.2.4/2.1.8.562-96.

9.18. Измерение вибрации энергетических установок с целью соответствия ее допустимым параметрам проводится в процессе приемо-сдаточных испытаний энергетического комплекса, а также после ремонта оборудования. Измерение вибрации проводится в соответствии с ГОСТ 12.084-83 "Вибрация. Общие требования к проведению измерений" и СН 2.2.4.548-96.

Средства и методы защиты персонала от воздействия вибрации регламентируются ГОСТ 12.1.012-90 "Вибрационная безопасность. Общие требования" и СН 2.2.4.2.18.566-96.

9.19. Помимо выполнения конструктивных мероприятий по снижению шума и вибрации при эксплуатации энергетических установок рекомендуется применение индивидуальных средств защиты от шума и вибрации в виде: противошумных наушников, шумозащитных шлемов, вибродемпфирующих ковриков, виброгасящей обуви, амортизирующих платформ и т. д.

9.20. Оборудование газотурбинных установок и дизельных агрегатов, устанавливаемое на ЛСП, должно отвечать требованиям защиты от электромагнитных излучений согласно ГОСТ 12.1.006-84.

10. Требования к производственному экологическому контролю

10.1. Организация, ответственная за эксплуатацию энергетического комплекса на ЛСП, должна организовать производственный (объектный) экологический контроль эксплуатационных воздействий энергетического комплекса на окружающую среду, а также систематический контроль за содержанием вредных веществ в воздухе рабочей зоны

При производственном экологическом контроле эксплуатационных воздействий энергетического комплекса на окружающую среду подлежат определению и учету:

- объем сжигаемого топлива, продолжительность работы оборудования при различных режимах эксплуатации;

- расход и температура отработавших газов;

- концентрация оксидов азота в отработавших газах и удельный выброс оксидов азота;

- концентрация оксида углерода в отработавших газах и удельный выброс оксида углерода;

- уровни звукового давления работающих агрегатов;

- расход маслосодержащих сточных вод, образующихся в процессе эксплуатации оборудования энергокомплекса и поступающих в сборную емкость или на очистку;

- расход и температура охлаждающих вод, сбрасываемых в морскую среду;

- расход отработанного масла.

Порядок организации производственного экологического контроля регулируется положениями, утвержденными руководителем организации на основе действующего законодательства Российской Федерации и согласовывается с соответствующим территориальным органом Госкомэкологии России.

10.2. Энергетический комплекс должен обеспечить возможность подключения приборов, обеспечивающих определение содержания в воздухе рабочей зоны следующих веществ:

- углеводороды природного газа (в пересчете на углерод);

- пары отработавших газов;

- оксиды азота (в пересчете на NO2);

- оксид углерода;

- пары дизельного топлива;

- сероводород в смеси с углеводородами С1 - С5;

- сероводород;

- туман серной кислоты.

Периодичность контроля устанавливается в зависимости от класса опасности вредного вещества: для 1-го класса - не реже 1 раза в десять дней, 2-го класса - не реже 1 раза в месяц, 3 и 4-го классов - не реже 1 раза в квартал.

Класс опасности перечисленных выше веществ приведен в приложении Г. При поступлении в воздух рабочей зоны вредных веществ с однонаправленным механизмом действия требуется сигнальное оповещения о превышении уровня ПДК.

Перечень веществ, подлежащих контролю, приведен в приложении Г.

Применяемые методики измерения концентрации вредных веществ в воздухе рабочей зоны, должны быть утверждены или согласованы Минздравом России.

Методики и приборы контроля должны обеспечить избирательное измерение концентрации вредного вещества в присутствии сопутствующих компонентов на уровне не менее 0,8 ПДК.

Результаты измерений концентраций вредных веществ в воздухе рабочей зоны приводятся к нормальным условиям: температура 20°С и давление 101,3 кПа.

Газоанализаторы оксидов азота должны обеспечивать измерение концентрации в диапазоне от 0,01 до 0,5% по эквиваленту NO при любом составе индивидуальных оксидов; при этом точность измерений в пределах от 0,02 до 0,4% не должна быть хуже 25%.

Газоанализаторы оксида углерода должны обеспечить надежное измерение в диапазоне от 0,1 до 0,5%, при этом погрешность измерения концентрации оксида углерода в пределах от 0,02 до 0,25% не должна быть хуже 25%.

10.3. Определение и расчет удельных выбросов вредных веществ, содержащихся в отработавших газах дизельных установок, выполнять согласно "Временным рекомендациям по расчету выбросов от стационарных дизельных установок". Л., 1988 г

Приложение А

Основные характеристики газообразного топлива
(природный газ по ГОСТ 5542-87).

Показатель

Значение

Низшая теплота сгорания при 20 °С и 0,1013 МПа, МДж/м3 (ккал/м3), не менее

31,8(76000)

Плотность при 20°С и 0,1013 МПа, кг/м3

0,676-0,83

Масса механических примесей г/м3, не более

0,001

Массовая концентрация сероводорода, г/м3, не более

0,02

Массовая концентрация меркаптановой серы, г/м3, не более

0,036

Объемная доля кислорода, % не более

1,0

Концентрационные пределы воспламенения (по метану), %

нижний

верхний

5

15

Приложение Б

Основные характеристики газотурбинного топлива (по ГОСТ 29328-92)

Показатель

Значение для видов топлива

А

Б

Низшая теплота сгорания, МДж/кг, не менее

39,8

39,8

Условная вязкость при 60 °С, не более

1,6

3,0

Зольность, %, не более

0,01

0,01

Массовая доля ванадия, %, не более

0,00005

0,0004

Массовая доля суммы натрия и калия, %, не более

0,002

-

Массовая доля кальция, %, не более

0,0004

-

Массовая доля серы, %, не более

1,8

1,0

Коксуемость, %, не более

0,2

0,5

Массовая доля механических примесей, %, не более

0.02

003

Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле, %, не менее

65

62

Массовая доля воды, %, не более

0,1

0,5

Температура застывания. С, не выше

5

5

Йодное число, 1 г йода на 100 г топлива, не более

-

15

Плотность при 20 °С, кг/м3, не более

935

 

Массовая доля свинца, %, не более

0.0001

 

А - топливо нефтяное для газотурбинных установок высшего качества;

Б -топливо нефтяное для газотурбинных установок.

Приложение В

Основные характеристики дизельного топлива
(по ГОСТ 305-82)

Показатель

Норма для марки

Л

З

А

Цетановое число, не менее

45

45

45

Низшая теплота сгорания, МДж/кг

42,5-42,8

Плотность при 20 °С, г/см3, не более

0,86

0,84

0,83

Кинематическая вязкость, мм2/с при 20°С

3-6

1,8-5

1,5-4

Температура вспышки, °С не менее

62

40

35

Температура застывания, С (для холодной климатической зоны)

 

-45

-55

Зольность, %, не более

0,01

Концентрация смол, мг/100 см3 топлива

40

30

40

Массовая доля серы, %, не более

0,5

0,5

0,4

Содержание ванадия, мг/кг

0,3

Содержание натрия, мг/кг

0?5

Условные обозначения: Л -летнее дизельное топливо;

3 -зимнее дизельное топливо;

А -арктическое дизельное топливо

Приложение Г

Предельно допустимые концентрации (ПДК) и класс опасности некоторых вредных веществ в воздухе рабочей зоны (по ГН 2.2.5.686-98)

Наименование вещества

ПДК

мг/ м3

Агрегатное состояние в воздухе в условиях производства

Класс опасности

Углеводороды природного газа (в пересчете на углерод)

300

Пары

4

Диоксид азота

2

Пары

3

Окись углерода*

20

Пары

4

Дизельное топливо

100

Пары

4

Сероводород в смеси с углеводородами
С1 - С5

3

Пары

3

Диоксид серы

10

Пары

3

Туман серной кислоты

1

Аэрозоль

2

Бенз(а)пирен

0,00015

Аэрозоль

1

*В автоматизированных электростанциях, в которых не предусматривается постоянное пребывание персонала, допускается повышение ПДК окиси углерода до 50 мг/м3- при длительности работы не более 1 часа, до 100 мг/м3 -при длительности работы не более 30 мин.

Приложение Д

Характеристика дизельных и газовых двигателей в зависимости от объема автоматически выполняемых операций и времени необслуживаемой работы (по ГОСТ 14228-80)

Степень автоматизации

Характеристика степени автоматизации

Время необслуживания работы двигателя, ч

1

Автоматическое регулирование основных параметров; местное и (или) дистанционное управление, индикация, сигнализация и защита.

4; 8; 12

2

Дистанционное автоматизированное (или) автоматическое управление, в том числе при совместной работе двигателей.

24;36;50

3

Дистанционное автоматизированное и (или) автоматическое управление вспомогательными агрегатами и (или) операциями обслуживания двигателя.

150:250

4*

Централизованное управление и (или) централизованный автоматический контроль; автоматизированное и (или) автоматическое техническое диагностирование.

250;375

*Для 4-ой степени допускается устанавливать значения времени необслуживаемой работы 2 и 3-й степеней.

 >>>  ПОИСК ДОКУМЕНТОВ  

    СП-42 Фото: жилой дом из сэндвич-панелей, с эркером, балконом и гаражом 179 4 2 1 Жилой дом из сэндвич-панелей, с эркером, балконом и гаражом

    Коломна Фото: деревянный дом 6х6 с эркером 74 3 Деревянный дом 6х6 с эркером

    Бастион Фото: смежный дом из бруса на две семьи 189.64 6 2 Смежный дом из бруса на две семьи

    Калязин Фото: дом из бревна 8 на 8 109 3 2 Дом из бревна 8 на 8

    7 Г Фото: дом из бруса с эркером 98.2 2 1 Дом из бруса с эркером


 Рейтинг@Mail.ru   По вопросам работы сайта и сотрудничества обращайтесь к администратору adm@stroyplan.ru.
При использовании материалов портала - ccылка, доступная для индексации, на сайт обязательна.
© 2006-2016 "СТРОЙПЛАН"
    Все права защищены.