ения не
более чем на 25%.

При настройке и проверке
параметров срабатывания ПЗК и ПСК не должно изменяться рабочее давление газа
после регулирующих клапанов на выходе из ГРП.

5.15. Проверка
срабатывания ПЗК котлов и горелок должна проводиться перед растопкой котла на
газе после простоя более 3 суток, перед плановым переводом котла на сжигание
газа, а также после ремонта газопроводов котла.

5.16. Очистку фильтра
необходимо проводить при достижении максимально допустимого значения перепада
давления, указанного в паспорте завода - изготовителя.

5.17. Контроль
загазованности в помещениях ГРП и котельной должен проводиться стационарными
сигнализаторами загазованности или переносным прибором из верхней зоны
помещений не реже 1 раза в смену.

При обнаружении
концентрации газа необходимо организовать дополнительную вентиляцию помещения,
выявить причину и незамедлительно устранить утечку газа.

Проверка стационарных
сигнализаторов загазованности на срабатывание должна проводиться не реже 1 раза
в 6 мес. контрольной смесью.

5.18. Проверка
срабатывания устройств технологической защиты и действия сигнализации по
максимальному и минимальному давлению газа в газопроводах проводится в сроки,
указанные в инструкциях заводов - изготовителей, но не реже 1 раза в 6 мес.

При проверке не должно
изменяться рабочее давление газа в газопроводах.

Проверка блокировок
производится перед пуском котла или переводом его на газообразное топливо.

5.19. Техническое
обслуживание газопроводов и газооборудования должно проводиться не реже 1 раза
в 6 мес.

Обслуживание должно
осуществляться бригадой газовой службы или участка ремонта в составе не менее 3
человек, под руководством мастера с оформлением наряда - допуска на проведение
газоопасных работ.

К проведению технического
обслуживания могут привлекаться организации, имеющие лицензии на выполнение
этих работ.

5.20. До начала
выполнения работ по техническому обслуживанию следует провести проверку рабочей
зоны помещения (котельной, ГРП и др.) на загазованность с отметкой в наряде -
допуске.

5.21. При техническом
обслуживании ГРП должны выполняться:

проверка хода и плотности
затвора отключающих устройств (задвижек, кранов, ПЗК) и ПСК;

проверка плотности мест
прохода сочленений приводных механизмов (МЭО) с регулирующими клапанами;

проверка плотности
фланцевых и сварных соединений газопроводов, сальниковых набивок арматуры
прибором или мыльной эмульсией;

осмотр и очистка фильтра;

проверка сочленений
приводов МЭО с регулирующими клапанами, устранение люфта и других
неисправностей в кинематической передаче;

продувка импульсных линий
приборов средств измерений, предохранительно - запорных и регулирующих
клапанов;

проверка параметров
настройки ПЗК и ПСК;

смазка трущихся частей,
перенабивка (подтяжка) сальников арматуры, при необходимости очистка.

5.22. При техническом
обслуживании внутренних газопроводов должны выполняться:

проверка плотности
фланцевых и сварных соединений газопроводов, сальниковых набивок арматуры
приборами пли мыльной эмульсией;

перенабивка (подтяжка)
сальников арматуры, при необходимости очистка;

продувка импульсных линий
приборов средств измерений.

5.23. При отключении
оборудования сезонного действия должны устанавливаться заглушки.

5.24. Текущий ремонт
газопроводов и газового оборудования должен проводиться не реже 1 раза в 12
мес. на отключенном оборудовании и газопроводах с установкой заглушек на
границах отключаемого участка со стороны подачи газа.

5.25. До начала и в
процессе выполнения работ должен осуществляться контроль рабочей зоны на
загазованность.

При концентрации газа в
помещении, превышающей 20% от нижнего предела воспламеняемости газа, работы
должны быть приостановлены.

После окончания работ
газопроводы должны быть испытаны на плотность, а после сварочных работ - на
прочность и плотность в соответствии с действующими нормами.

Испытания должны
проводиться персоналом организации, выполнявшей ремонт, в присутствии
оперативного персонала станции. Результаты испытаний заносятся в паспорт
газопровода.

5.26. Текущий ремонт
газооборудования ГРП должен выполняться в соответствии с требованиями
нормативных документов для ТЭС.

5.27. При текущем ремонте
надземных газопроводов производится:

устранение прогиба,
замена и восстановление креплений;

разборка и ремонт
отключающих устройств (запорной арматуры), не обеспечивающей плотность
закрытия, с притиркой уплотняющих поверхностей;

восстановление
противошумового и теплоизоляционного покрытий;

окраска газопроводов и
арматуры (не реже 1 раза в 5 лет);

проверка плотности
соединений и устранение дефектов, выявленных при осмотре технического состояния
(обходе).

5.28. При текущем ремонте
запорной арматуры должны выполняться:

очистка арматуры, разгон
червяка и его смазка, набивка сальника;

разборка запорной
арматуры, не обеспечивающей плотность закрытия, с притиркой уплотняющих
поверхностей;

проверка наличия смазки в
редукторах электроприводов, плотности их корпусов;

проверка затяжки (крепеж)
фланцевых соединений, смена износившихся и поврежденных болтов и прокладок;

проверка исправности и
ремонт приводного устройства;

при сервисном
обслуживании газовой арматуры заводом - изготовителем сроки и объемы работ
определяются техническими условиями на изготовление арматуры.

5.29. Пересмотр режимных
карт на газовых котлах должен осуществляться с периодичностью не реже 1 раза в
2 года, а также после капитального ремонта котла, замены газогорелочных
устройств.

5.30. Техническая
диагностика газопроводов и газового оборудования должна проводиться в
соответствии с требованиями и в сроки, установленные нормативными документами
для ТЭС, и отражаться в паспорте газопровода.

5.31. Капитальный ремонт
газопровода и газового оборудования назначается по результатам технической
диагностики.

Для газопроводов,
подлежащих капитальному ремонту (замене), должна быть составлена проектная
документация в соответствии с требованиями, предъявляемыми к новому
строительству.

Капитальный ремонт
внутренних газопроводов, газового и котлового оборудования следует совмещать.

Сведения о капитальном
ремонте должны заноситься в паспорт газопровода (ГРП).

5.32. В системах
газоснабжения ТЭС не допускается прокладка газопроводов по территории
трансформаторных подстанций и открытых электрораспределительных устройств,
складов резервного топлива, галереях подачи резервного топлива, ниже нулевой
отметки здания, а также использование газопроводов в качестве опорных
конструкций и заземлений.

Прокладка внутренних
газопроводов должна быть открытой. Места установки запорной и регулирующей
арматуры должны иметь искусственное освещение.

5.33. В системах
газоснабжения должна применяться стальная арматура не ниже класса "Б"
герметичности по ГОСТ 9544-93 "Арматура трубопроводная, запорная. Нормы
герметичности затворов".

Способ присоединения
арматуры (сварка, фланцы) определяется проектом.

Горелки, имеющие
перемещения в процессе работы котлоагрегата, допускается присоединять к
газопроводу при помощи металлорукавов или резинотканевых рукавов, рассчитанных
на рабочее давление газа.

5.34. В системах
газоснабжения (газораспределения) запорная арматура (отключающие устройства)
должна оснащаться электроприводом во взрывозащищенном исполнении:

на вводе в ГРП;

на вводе в регуляторный
зал и на выходе из него (при наличии двух и более залов);

на входе и выходе линии
редуцирования, при оснащении регулирующего клапана (РК) электроприводом;

на выходе из ГРП (при
наличии двух ГРП и более).

5.35. Управление
электроприводом запорной и регулирующей арматуры в ГРП должно осуществляться с
местного щита управления, а также:

со щита управления
главного корпуса для котлов, имеющих поперечные связи, и энергоблоков мощностью
менее 800 МВт;

с местного щита
управления (МЩУ) одного из котлов, или группы котлов (ГрЩУ);

с блочных щитов
управления (БЩУ) для энергоблоков 800 МВт и выше.

5.36. В помещениях
отдельно стоящих зданий на ТЭС с газовым оборудованием (регуляторный зал ГРП,
места размещения узлов учета расхода и очистки газа, МЩУ ГРП) должны
устанавливаться сигнализаторы загазованности с выводом светозвукового сигнала
на щит управления котлов ГрЩУ, БЩУ, МЩУ ГРП и на входе в помещения.

5.37. В ГРП станций
должно обеспечиваться измерение:

давления газа на входе и
выходе ГРП, а также после каждого регулирующего клапана (РК);

перепада давления на
фильтрах очистки газа;

температуры и расхода
газа;

температуры воздуха и
загазованности в помещениях регуляторных залов и МЩУ ГРП.

5.38. На панелях щитов
управления МЩУ, ГрЩУ и БЩУ должны находиться:

ключ управления и
указатели положения запорной и регулирующей арматуры;

ключ - переключатель
выбора места управления запорной и регулирующей арматурой;

светозвуковая
сигнализация о работе оборудования и загазованности помещений;

приборы, показывающие
давление газа на входе и выходе ГРП и на выходе каждой ступени редуцирования;

приборы, показывающие
температуру газа на входе и выходе ГРП;

приборы, показывающие
расход газа из каждой точки измерения.

5.39. На отводе
газопровода к котлу внутри здания должна предусматриваться установка двух
отключающих устройств. Первое по ходу газа может выполняться с ручным приводом;
второе с электроприводом должно быть задействовано в схему защиты котла.

5.40. На газопроводе -
отводе к котлу после отключающих устройств должны предусматриваться: фланцевое
соединение для установки поворотной или листовой заглушки с приспособлением для
разжима фланцев и токопроводящей перемычкой; штуцер для подключения
продувочного агента; общекотловой ПЗК; врезка газопровода к ЗЗУ горелок (только
для газовых котлов); регулирующие клапаны (основной, растопочный).

При устройстве
индивидуального регулирующего клапана перед каждой горелкой растопочный клапан
разрешается не предусматривать.

5.41. На газопроводе
перед каждой горелкой котла должны устанавливаться два ПЗК.

При наличии в качестве
запорной арматуры двух быстродействующих запорных клапанов и индивидуального
регулирующего клапана перед каждой горелкой установку общекотлового
предохранительного запорного клапана разрешается не предусматривать.

Допускается установка
одного ПЗК и отключающего устройства с электроприводом (очередность
определяется проектом), или двух отключающих устройств с электроприводом при
условии установки общекотлового предохранительного запорного клапана.

Управление отключающими
устройствами должно быть дистанционным со щита управления котлом, с площадки
обслуживания управления горелок, а также вручную по месту.

5.42. Питание
электромагнита ПЗК на постоянном или переменном токе выбирается в проекте
исходя из технико - экономического обоснования.

Питание на постоянном
токе должно осуществляться от шин аккумуляторной батареи или от батареи
предварительно заряженных конденсаторов, при условии оснащения схемы управления
устройством непрерывного контроля за исправностью цепей.

Питание на переменном
токе должно осуществляться от двух независимых источников, при условии
установки блока непрерывного питания.

5.43. Каждая горелка
котла должна быть оснащена защитно - запальным устройством (ЗЗУ),
обеспечивающим факел у горелки в режиме розжига, и селективный контроль факела
горелки во всех режимах работы котла, включая режим розжига.

Управление ЗЗУ должно
быть дистанционным со щита управления котлом, а также с площадки обслуживания
управления горелок.

Розжиг факела каждой
горелки котла, работающей на газе, должен осуществляться только от стационарно
установленного индивидуального защитно - запального устройства.

5.44. На газопроводе
перед последним отключающим устройством каждой горелки должен предусматриваться
трубопровод безопасности диаметром не менее 20 мм, оснащенный отключающим
устройством с электроприводом.

5.45. Газопроводы котла
должны иметь систему продувочных газопроводов с отключающими устройствами и
штуцерами для отбора проб, а также растопочный сбросной газопровод (при необходимости).

На каждом продувочном
газопроводе, арматура которого задействована в схемах защит и блокировок котла,
должно быть установлено отключающее устройство с электроприводом.

Продувочные газопроводы
должны быть предусмотрены:

в конце каждого тупикового
участка газопровода, включая запальный газопровод;

перед вторым отключающим
устройством на отводе к котлу;

перед местом установки
заглушек на газопроводе котла;

перед ПЗК котла;

перед первым отключающим
устройством у горелки (если длина газопровода до отключающего устройства более
2 м);

с обеих сторон
секционного отключающего устройства при кольцевой схеме подвода газа к
котельной.

Диаметр продувочного
газопровода должен определяться расчетом с учетом обеспечения 15-кратного
обмена объема продуваемого участка газопровода в 1 ч, но быть не менее 20 мм.

5.46. Объединение
продувочных газопроводов с трубопроводами безопасности, а также продувочных
газопроводов от участков, разделенных заглушками или регулирующими клапанами,
не допускается.

5.47. На котле должно
предусматриваться измерение:

давления газа в
газопроводе котла до и после регулирующего клапана;

давление газа перед
каждой горелкой за последним по ходу газа отключающим устройством;

перепада давления воздуха
перед горелками и дымовых газов на уровне горелок или в верхней части топки
(для котлов, работающих под наддувом);

перепада давления между
воздухом в "теплом ящике" и дымовыми газами топки (для котлов,
работающих под наддувом);

давления воздуха в общем
коробе или воздуховодах по сторонам котла (кроме котлов, работающих под
наддувом);

разрежения или давления
дымовых газов в верху топки;

давления воздуха перед
горелкой за последним отключающим устройством.

5.48. Газифицированный
котел должен оснащаться системами (устройствами) технологической защиты:

5.48.1. Действующими на
останов