Сравнительный анализ правил безопасности сетей газораспределения и газопотребления

3. Структура Федеральных норм и правил по сравнению с ПБ 12-529-03 принципиально отличается.

Во-первых, иное оглавление и содержание некоторых разделов.

Во-вторых, иная классификация разделов.

В-третьих, меняются некоторые наименования разделов и пунктов.

В-четвертых, некоторые пункты и подразделы, содержащиеся в ПБ 12-529-03, в Федеральных нормах и правилах отсутствуют.

4. В Федеральных нормах и правилах, конкретизируется предмет регулирования:

• п.2. Действие настоящих Правил распространяются на сеть газораспределения и сеть газопотребления (в том числе сеть газопотребления ТЭС, ГТУ и ПТУ), а также на связанные с ними процессы эксплуатации (включая техническое обслуживание, текущий ремонт), консервации и ликвидации.

п.3. Требования настоящих Правил распространяются на все организации независимо от их организационно-правовых форм и форм собственности, осуществляющие деятельность по эксплуатации, техническому перевооружению, ремонту, консервации и ликвидации сетей газораспределения и газопотребления.

5. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности "Правила безопасности сетей газораспределения и газопотребления" разработаны в соответствии с Федеральным законом от 21 июля 1997 года N 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов", Федеральным законом от 31 марта 1999 года N 69-ФЗ "О газоснабжении в Российской Федерации", Техническим регламентом о безопасности сетей газораспределения и газопотребления, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 29 октября 2010 года N 870, Положением о Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 30 июля 2004 года N 401.

В связи с чем, по сравнению с ПБ 12-529-03, в Федеральных нормах и правилах:

1. а) исключены многие положения, содержащиеся в ПБ 12-529-03. Например, в Федеральных нормах и правилах не находят отражение следующие разделы и пункты ПБ 12-529-03:

   п.1.1.5. Правила не распространяются на:

   • автомобильные газонаполнительные компрессорные станции (АГНКС);

   • технологические (внутриплощадочные) газопроводы и газовое оборудование металлургических производств*;

     ________________

     * Производства цветной металлургии, использующие только природный углеводородный газ в качестве топлива, вправе руководствоваться настоящими Правилами.

магистральные газопроводы и газопроводы-отводы с давлением газа свыше 1,2 МПа;

технологические (внутриплощадочные) газопроводы и газовое оборудование химических, нефтехимических, нефтедобывающих и нефтеперерабатывающих производств, использующих природный газ в качестве сырья;

технологические (внутриплощадочные) газопроводы и газовое оборудование газодобывающих производств;

объекты хранения, транспортирования и использования сжиженных углеводородных газов (пропан-бутан);

передвижные газоиспользующие установки, а также газовое оборудование автомобильного, железнодорожного транспорта, летательных аппаратов, речных и морских судов;

специальное газовое и газоиспользующее оборудование военного назначения;

экспериментальные газопроводы и опытные образцы газового оборудования;

установки, использующие энергию взрыва газовоздушных смесей или предназначенные для получения защитных газов;

внутренние газопроводы и газовое оборудование производственных, административных, общественных и бытовых зданий, где газ используется для пищеприготовления или лабораторных целей;

системы автономного отопления и горячего водоснабжения административных, общественных и бытовых зданий с котлами и теплогенераторами, без выработки тепловой энергии для производственных целей и (или) предоставления услуг при суммарной тепловой мощности установленного оборудования менее 100 кВт.

п.1.1.6. Деятельность по эксплуатации опасных производственных объектов систем газораспределения (эксплуатация газовых сетей) и газопотребления (эксплуатация взрывоопасных объектов), а также по экспертизе промышленной безопасности этих объектов подлежит лицензированию в соответствии с действующим законодательством Российской Федерации.

п.1.1.7. Внедрение производственных процессов и технологий, образцов газового оборудования (технических устройств) и средств автоматизации должно осуществляться по техническим условиям, разработанным и утвержденным в установленном порядке заказчиком и согласованным с Госгортехнадзором России.

п.1.1.8. В соответствии со статьей 12 Федерального закона "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" от 21.07.97 N 116-ФЗ* по каждому факту возникновения аварии должно проводиться техническое расследование их причин.

Расследование аварий должно проводиться в соответствии с Положением о порядке технического расследования причин аварий на опасных производственных объектах (РД 03-293-99), утвержденным постановлением Госгортехнадзора России от 08.06.99 N 40 и зарегистрированным в Минюсте России 02.07.99, рег. N 1819.

Организации обязаны анализировать причины возникновения инцидентов на указанных объектах, принимать меры по устранению их причин и профилактике.

Расследование несчастных случаев на объектах, подконтрольных органам Госгортехнадзора России, должно проводиться в соответствии со статьями 227-231 Трудового кодекса Российской Федерации* с учетом постановления Министерства труда и социального развития Российской Федерации от 24.10.2002 N 73 "Об утверждении форм документов, необходимых для расследования и учета несчастных случаев на производстве, и Положения об особенностях расследования несчастных случаев на производстве в отдельных отраслях и организациях", зарегистрированного в Минюсте России 05.12.2002, рег. N 3999.

п.1.1.9. Организации, эксплуатирующие опасные производственные объекты систем распределения и потребления газа, обязаны зарегистрировать их в государственном реестре в соответствии с Правилами регистрации объектов в государственном реестре опасных производственных объектов, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 24.11.98 N 1371*.

Раздел 1.2 Требования к должностным лицам и обслуживающему персоналу

Раздел 2 Проектирование

Раздел 2.1 Проектирование систем газораспределения и газопотребления

Раздел 2.2. Газораспределительные сети

Раздел 2.3 Защита наружных газопроводов от электрохимической коррозии

Раздел 2.4. Запорная, регулирующая арматура, предохранительные устройства

Раздел 2.5. Газорегуляторные пункты и установки

Раздел 2.6. Автоматизированная система управления технологическими процессами распределения газа (АСУ ТП РГ)

Раздел 2.7. Газопотребляющие системы

Раздел 3. Строительство

Раздел 3.1. Строительство газораспределительных систем, организация проведения строительно-монтажных работ

Раздел 3.2. Контроль качества строительно-монтажных работ

Раздел 3.3. Испытания и приемка в эксплуатацию газопроводов

Раздел 4. Идентификация и регистрация систем газораспределения и газопотребления

п.5.1.3. Порядок организации и проведения работ по техническому обслуживанию и ремонту газового хозяйства определяется настоящими Правилами, а также нормативно-техническими документами, учитывающими условия и требования эксплуатации, согласованными Госгортехнадзором России, инструкциями заводов-изготовителей.

п.5.1.4. Графики (планы) технического обслуживания и ремонта объектов газового хозяйства утверждаются техническим руководителем организации-владельца и согласовываются с организацией-исполнителем при заключении договора на обслуживание газопроводов и газового оборудования.

п.5.1.5. Организация-владелец обязана в течение всего срока эксплуатации опасного производственного объекта (до ликвидации) хранить проектную и исполнительскую документацию.

Порядок и условия ее хранения определяются решением руководителя организации.

п.5.1.6. На каждый наружный газопровод, электрозащитную установку, ГРП (ГРУ) владельцем составляется эксплуатационный паспорт, содержащий основные технические характеристики объекта, а также данные о проведенных капитальных ремонтах.

Раздел 5.2. Организация технического обслуживания и ремонта опасных производственных объектов систем газопотребления

Раздел 5.3. Наружные газопроводы и сооружения

Раздел 5.4. Текущий и капитальный ремонт наружных газопроводов

Раздел 5.5. Техническое диагностирование газопроводов

Раздел 5.6. Газорегуляторные пункты

Раздел 5.7. Взрывозащищенное электрооборудование, контрольно-измерительные приборы, системы автоматизации и сигнализации

Раздел 5.8 Средства защиты газопроводов от коррозии

Раздел 5.9. Внутренние газопроводы и газоиспользующие установки, производственные, отопительно-производственные и отопительные котельные

Раздел 6. Проектирование, строительство и эксплуатация газопроводов на территориях с особыми условиями

п.7.2. На каждой тепловой электрической станции, имеющей объекты газового хозяйства, должна быть создана газовая служба (участок) по эксплуатации и ремонту газопроводов и газового оборудования (технических устройств).

п.7.4. При эксплуатации газопроводов и газового оборудования должны выполняться:

• осмотр технического состояния (обход);

• проверка параметров срабатывания предохранительных запорных клапанов (ПЗК) и предохранительных сбросных клапанов (ПСК), установленных в ГРП (ГРУ);

• проверка срабатывания ПЗК, включенных в схемы защит и блокировок котлов;

• проверка герметичности фланцевых, резьбовых и сварных соединений газопроводов, сальниковых набивок арматуры с помощью приборов или мыльной эмульсии;

• контроль загазованности воздуха в помещениях ГРП и котельном зале (котельной);

• проверка работоспособности автоматических сигнализаторов загазованности в помещениях ГРП и котельного зала (котельной);

• проверка срабатывания устройств технологических защит, блокировок и действия сигнализации;

• очистка фильтров;

• техническое обслуживание газопроводов и газового оборудования;

• техническое обслуживание средств защиты газопроводов от коррозии;

• включение и отключение газопроводов и газового оборудования в режимы резерва, ремонта и консервации;

• текущий ремонт;

• проведение режимно-наладочных работ на газоиспользующем оборудовании с пересмотром режимных карт;

• техническое обследование (техническая диагностика) газопроводов и газового оборудования;

• капитальный ремонт;

• отключение недействующих газопроводов и газового оборудования (обрезка с установкой постоянных заглушек на сварке).

п.7.5. Осмотр технического состояния (обход) должен производиться в сроки, обеспечивающие безопасность и надежность эксплуатации систем газоснабжения, но не реже одного раза в смену для ГРП, внутренних газопроводов котельной и котлов, одного раза в месяц для надземных газопроводов и в соответствии с настоящими Правилами для подземных газопроводов.

При обходе подтягивание сальников на арматуре и откачка конденсата из дренажных устройств газопроводов с давлением более 0,3 МПа не допускаются.

п.7.10. Проверка срабатывания устройств технологических защит и действия сигнализации по максимальному и минимальному давлению газа в газопроводах проводится в сроки, указанные в инструкциях заводов-изготовителей, но не реже одного 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.

п.7.17. До начала и в процессе выполнения работ по техническому обслуживанию и ремонту должен осуществляться контроль рабочей зоны на загазованность.

При концентрации газа в помещении, превышающей 20% нижнего концентрационного предела распространения пламени, работы должны быть приостановлены.

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

п.7.21. Пересмотр режимных карт на газовых котлах должен осуществляться с периодичностью не реже одного раза в 2 года, а также после капитального ремонта котла, замены газогорелочных устройств.

п.7.24. В системах газоснабжения ТЭС не допускается прокладка газопроводов по территории трансформаторных подстанций и открытых электрораспределительных устройств, складов резервного топлива, галереям подачи резервного топлива, ниже нулевой отметки зданий, 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.

п.7.25. В системах газоснабжения следует применять стальную арматуру не ниже класса "В" по герметичности.

Способ присоединения арматуры (сварка, фланцы) определяется проектом.

Горелки, имеющие перемещения в процессе работы котла, допускается присоединять к газопроводу при помощи металлорукавов или резинотканевых рукавов, рассчитанных на рабочее давление газа и имеющих соответствующие разрешение на применение и сертификат.

п.7.26. В системах газоснабжения (газораспределения) запорная арматура (отключающие устройства) должны 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 газа, при оснащении регулирующего клапана (РК) электроприводом;

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

п.7.27. Управление электроприводом запорной и регулирующей арматуры в ГРП должно осуществляться с местного щита управления (МЩУ), а также:

• для котлов с поперечными связями - со щита управления одного из котлов (МЩУ) или группы котлов (ГрЩУ);

• для энергоблоков мощностью менее 800 МВт - с одного из блочных щитов управления (БЩУ);

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

п.7.28. 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.

п.7.29. 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.

п.7.30. На панелях МЩУ, ГрЩУ и БЩУ, относящихся к ГРП, 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 газа;

• приборы, показывающие температуру газа на входе и выходе ГРП;

• приборы, показывающие расход газа в каждой точке измерения.

п.7.31. 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.

п.7.32. 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 не обязателен.

п.7.33. На газопроводе перед каждой горелкой котла последовательно должны устанавливаться два ПЗК.

При использовании в качестве запорной арматуры двух быстродействующих запорных клапанов и индивидуального регулирующего клапана перед каждой горелкой установка общекотлового предохранительного запорного клапана необязательна.

Допускается установка одного ПЗК и отключающего устройства с электроприводом (очередность определяется проектом) и трубопровода безопасности между ними 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.

п.7.34. 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.

п.7.35. 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 от стационарно установленного индивидуального защитно-запального устройства (ЗЗУ).

п.7.36. На газопроводе перед последним отключающим устройством каждой горелки должен предусматриваться трубопровод безопасности диаметром не менее 20 мм, оснащенный отключающим устройством с электроприводом.

п.7.37. Газопроводы котла должны иметь систему продувочных газопроводов с отключающими устройствами и штуцерами для отбора проб, а также растопочный сбросной газопровод (при необходимости).

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 превышает 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 течение 1 ч, но быть не менее 20 мм.

п.7.38. Объединение продувочных газопроводов с трубопроводами безопасности, а также продувочных газопроводов от участков, разделенных заглушками или регулирующими клапанами, не допускается.

п.7.39. На котле должно предусматриваться измерение:

• давления газа в газопроводе котла до и после регулирующего клапана;

• давления 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 вверху топки;

• давления воздуха перед горелкой за последним отключающим устройством.

п.7.40. Газифицированный котел должен оснащаться системами (устройствами) технологической защиты:

п.7.40.1. На отключение подачи газа в случаях:

• невоспламенения факела первой растапливаемой горелки;

• погасания факелов всех горелок в топке (общего факела в топке);

• отключения всех дымососов (для котлов с уравновешенной тягой);

• отключения всех дутьевых вентиляторов;

• отключения всех регенеративных воздухоподогревателей;

• понижения давления газа после РК ниже заданного значения (при использовании газа в качестве основного вида топлива).

п.7.40.2. На снижение нагрузки котла до 50% при отключении:

• одного из двух дымососов;

• одного из двух дутьевых вентиляторов;

• одного из двух регенеративных воздухоподогревателей.

п.7.40.3. На отключение подачи газа на горелку при ее невоспламенении или погасании ее факела.

п.7.41. Газифицированный котел должен быть оснащен блокировками, не допускающими:

• открытие отключающего устройства на газопроводе-отводе к котлу при открытом положении хотя бы одного отключающего устройства перед горелками;

• включение ЗЗУ и подачи газа к горелкам без предварительной вентиляции топки, газоходов (в том числе рециркуляционных), "теплого ящика" и воздуховодов в течение не менее 10 мин;

• открытие общего запорного устройства на запальном газопроводе к ЗЗУ при открытом положении хотя бы одного первого по ходу газа запорного устройства с электроприводом перед любым ЗЗУ;

• подачи газа в горелку в случае закрытия воздушного шибера (клапана) перед горелкой (группой горелок) или при отключении индивидуального дутьевого вентилятора;

• подачи газа в горелку при отсутствии факела на ЗЗУ;

• открытия (закрытия) запорного устройства на трубопроводе безопасности при открытом (закрытом) положении обоих запорных устройств перед горелкой.

п.7.42. В системе газоснабжения (газораспределения) котла должна быть предусмотрена сигнализация на:

• понижение или повышение заданного давления газа перед ГРП;

• понижение или повышение заданного давления газа после ГРП;

• понижение или повышение заданного давления газа после РК котла;

• понижение заданного давления воздуха в общем коробе или в воздуховодах перед горелками (кроме котлов, работающих под наддувом);

• понижение перепада давления между воздухом перед горелками и дымовыми газами в верхней части топки или на уровне горелок (для котлов, работающих под наддувом);

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

• наличие факела на горелке котла;

• наличие факела ЗЗУ горелки;

• наличие общего факела в топке котла;

• срабатывание защит, предусмотренных настоящими Правилами;

• загазованность помещений регуляторных залов и МЩУ ГРП.

п.7.43. Выполнение блокировок и защит, действующих на останов котла или перевод его на пониженную нагрузку, должно осуществляться по техническим условиям, согласованным с заводом-изготовителем или по нормативно-технической документации, утвержденной для ТЭС.

п.7.52. При сжигании на ТЭС газа с повышенным содержанием серы продувка газопроводов сжатым воздухом не допускается.

п.7.54. Вывод из работы технологических защит, блокировок и сигнализации на работающем оборудовании допускается в случаях:

• необходимости отключения, обусловленной производственной инструкцией;

• неисправности или отказе;

• периодической проверки по графику.

Отключение должно выполняться по письменному распоряжению начальника смены в оперативном журнале с уведомлением технического руководителя станции или лица, его заменяющего.

п.7.62. Растопка котлов должна производиться при работающих дутьевых вентиляторах и дымососах (где предусмотрены).

п.7.63. Перед растопкой котла, если газопроводы находились не под избыточным давлением, следует определить содержание кислорода в газопроводах котла.

При содержании кислорода более 1% по объему розжиг горелок не допускается.

п.7.71. Наблюдение за оборудованием ГРП, показаниями средств измерений, а также автоматическими сигнализаторами контроля загазованности должно проводиться с помощью приборов со щитов управления котлотурбинного цеха (КТЦ) и водогрейной котельной, с местного щита управления ГРП и визуально по месту, при обходах.

п.7.72. Отключающее устройство перед ПСК в ГРП должно находиться в открытом положении и быть опломбировано.

п.8.1.1. При проектировании систем газоснабжения ГТУ или ПГУ, средств технологического контроля, автоматизации, сигнализации, защит и блокировок должны учитываться требования настоящих Правил, а также нормативно-технических документов, учитывающих условия и требования к эксплуатации тепловых электрических станций, обеспечивающих их промышленную безопасность, согласованных с Госгортехнадзором России и утвержденных в установленном порядке.

п.8.1.2. При разработке блока отключающей арматуры газовой турбины следует учитывать, что управление арматурой должно осуществляться от системы управления ГТУ или ПГУ.

п.8.1.3. Система газоснабжения ГТУ и ПГУ, как правило, включает:

• подводящий газопровод (ПГП) от ГРС до пункта подготовки газа (ППГ) на территории ТЭС;

• пункт подготовки газа (ППГ), включая блоки: редуцирования (компримирования) давления газа, в том числе ГРП, узел стабилизации давления (УСД), дожимную компрессорную станцию (ДКС), газотурбинную редукционную станцию (ГТРС), очистки, осушки, подогрева, измерения расхода;

• наружные газопроводы от пункта подготовки газа (ППГ) до зданий и сооружений, в которых размещены ГТУ и ПГУ;

• блоки отключающей арматуры газовых турбин;

• внутренние газопроводы ГТУ и ПГУ.

п.8.1.4. На подводящем газопроводе 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.

п.8.1.5. Проектом должен быть предусмотрен автоматический пуск (останов) газовой турбины, работающей как автономно, так и с котлами-утилизаторами, входящими в состав ГТУ и ПГУ.

При проектировании в составе ГТУ и ПГУ должно предусматриваться оборудование, обеспечивающее эффективную вентиляцию газовоздушного тракта. Алгоритмами автоматического разворота газовой турбины двигателя до подсинхронных оборотов должна предусматриваться эффективная вентиляция всего газовоздушного тракта ГТУ и ПГУ.

Выбор пусковых устройств и продолжительность вентиляции до необходимой кратности должны определяться исходя из требований мобильности разворота газовой турбины.

п.8.1.6. Конструкция котлов-утилизаторов не должна иметь застойных зон.

п.8.1.9. Подвод газа к горелочным устройствам котлов-утилизаторов, входящих в состав ГТУ и ПГУ, должен выполняться в соответствии с требованиями настоящих Правил.

п.8.1.10. 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.

В газовых турбинах могут применяться: тиристорные пусковые устройства; воздушные стартеры, электростартеры, турбокомпрессорные стартеры.

п.8.1.13. Котлы-утилизаторы и теплообменники, входящие в состав ГТУ или ПГУ с авиационными и судовыми газовыми турбинами, должны выполняться, как правило, вертикальными (башенной компоновки) с размещением дымовой трубы над котлом-утилизатором или теплообменником.

п.8.1.14. Пусковые устройства газовых турбин, входящих в состав ГТУ и ПГУ с котлами-утилизаторами или теплообменниками, должны обеспечивать при непрерывной вентиляции в течение 5 минут не менее чем шестикратный воздухообмен вентилируемых объемов до дымовой трубы.

Установки, на которых пусковые устройства газовых турбин не обеспечивают выполнения этих условий, должны оснащаться дутьевыми механизмами.

п.8.1.15. Пусковые устройства газовых турбин должны обеспечивать при непрерывной вентиляции трехкратный воздухообмен вентилируемых объемов до дымовой трубы или топочного пространства котлов-утилизаторов с обеспечением скорости в самом широком сечении газовоздушного тракта не ниже 0,3 м/с.

п.8.1.16. В проектной документации должны быть представлены системы автоматического пуска (останова) газовой турбины. Программы автоматического пуска газовых турбин должны позволять осуществление нормальных и ускоренных пусков из каждого теплового состояния газовой турбины. Система автоматического пуска газовых турбин должна включать блокировки, препятствующие выполнению последующего этапа пуска 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 газовоздушных трактов;

• открытие запорных устройств на продувочных газопроводах.

п.8.1.17. Здания и помещения (укрытия), в которых располагаются оборудование ППГ, а также блоки арматуры газовой турбины, следует относить по взрывопожарной опасности к категории А, помещения (машинные залы), в которых размещены газовые турбины, - к категории Г. Степень огнестойкости этих помещений должна быть не ниже IV.

п.8.1.18. Устройства автоматики должны быть защищены от воздействия колебаний напряжения питания. Сигнальные цепи дополнительно должны быть защищены от воздействия индустриальных помех.

п.8.1.20. При выборе схемы газоснабжения за расчетное давление газа в ПГП принимается минимальное давление на границе ТЭС с учетом сезонных и суточных колебаний, но не ниже 0,3 МПа.

В зависимости от значения расчетного давления газа в ПГП схемы подачи газа к газовым турбинам, работающим как автономно, так и в составе ГТУ и ПГУ, возможны с дожимающими компрессорами и без них.

п.8.1.21. Дожимающие компрессоры должны располагаться в отдельном здании.

При контейнерной поставке допускается их размещение в пристройках к зданию главного корпуса.

Размещение в машинном зале ГТУ дожимающих компрессоров не допускается.

п.8.1.22. Подводящие газопроводы от ГРС или от магистральных газопроводов до площадки ТЭС, независимо от давления транспортируемого газа, следует прокладывать, как правило, подземно.

п.8.1.24. На территории ТЭС, как правило, следует предусматривать комплексный общестанционный пункт подготовки газа (ППГ).

п.8.1.26. Технологическая схема редуцирования давления газа в ГРП должна выполняться с поперечными связями и содержать дополнительные защитные устройства (ПСК, ПЗК), обеспечивающие надежную работу оборудования системы газоснабжения. Количество редуцирующих ниток определяется пропускной способностью выбранного оборудования и арматуры и рекомендуется предусматривать с 50%-ным резервом, но не менее двух.

п.8.1.27. Технологическая схема дожимной компрессорной станции (ДКС) может быть как общестанционной, так и блочной.

п.8.1.28. Производительность общестанционной ДКС должна рассчитываться на максимальный расход газа на ГТУ, а на электростанциях, сжигающих газ сезонно, по расходу газа для летнего режима.

п.8.1.29. При суммарном расходе газа до 300000 м/ч может сооружаться одна общестанционная ДКС. При больших расходах газа должны сооружаться две ДКС и более.

При суммарном расходе газа до 50000 м/ч количество дожимающих компрессоров должно быть не менее двух, один из которых резервный. В зависимости от режима работы ГТУ в энергосистеме при соответствующем обосновании допускается установка третьего компрессора (на случай ремонта).

При суммарном расходе газа свыше 50000 до 100000 м/ч и свыше 100000 до 300000 м/ч количество дожимающих компрессоров должно быть соответственно не менее трех и не менее четырех.

В блочной компрессорной станции независимо от расхода газа дожимающие компрессоры устанавливаются без резерва.

п.8.1.30. Падение давления газа перед газовыми турбинами за время пуска резервного компрессора должно быть в пределах допустимого значения, установленного в технических условиях завода - изготовителя газовой турбины.

Схемой ДКС должна предусматриваться работа компрессоров при нулевом расходе газа на газовые турбины.

ДКС должна предусматривать автоматическое регулирование давления газа перед газовыми турбинами.

Дожимающие компрессоры должны выбираться с учетом возможности их повторного автоматического пуска и оснащаться системами самозапуска электродвигателей. Время срабатывания системы самозапуска должно быть меньше времени выхода параметров за предельно допустимые значения.

Дожимающие компрессоры должны оснащаться системами контроля состояния подшипников по температуре с сигнализацией ее предельных значений и блокировками, отключающими компрессоры при превышении этого параметра.

п.8.1.31. На отводе газопровода к газовой турбине, работающей автономно или в составе ГТУ или ПГУ, по ходу газа должны быть установлены: два запорных устройства, одно из которых (первое по ходу газа) с ручным приводом, второе с электрифицированным приводом; фланцы для установки заглушки с приспособлением для их разжима и токопроводящей перемычкой; штуцер для подвода продувочного агента; расходомерное устройство; предохранительный запорный клапан; механический фильтр, предотвращающий попадание в ГТУ продуктов внутренней коррозии газопроводов.

При блочной схеме запорное устройство с ручным приводом (первое по ходу газа) может не устанавливаться.

п.8.1.32. Трасса газопровода должна проходить вдоль проездов и дорог, как правило, со стороны, противоположной тротуару (пешеходной дорожке), и по возможности максимально обеспечивать самокомпенсацию температурных деформаций газопровода, для чего его повороты должны делаться, как правило, под углом 90°.

п.8.1.33. Транзитная прокладка газопроводов не допускается на территории открытых подстанций и складов ГЖ и ЛВЖ, по стенам зданий категорий А и Б любой степени огнестойкости, по стенам зданий категорий В, Г, Д со степенью огнестойкости ниже III.

п.8.1.34. Наружный газопровод в пределах ТЭС должен быть надземным, исключая участок его, отстоящий на 15 м от ограды внутрь площадки электростанции, который может быть как надземным, так и подземным.

п.8.1.35. Надземные газопроводы могут прокладываться на высоких и низких опорах, эстакадах с использованием несгораемых конструкций.

Допускается прокладка газопроводов на эстакадах с другими технологическими трубопроводами и электрическими кабелями, при этом газопроводы должны размещаться в верхнем ярусе эстакады.

п.8.1.36. Полоса земли, отводимая под трубопровод, должна иметь ширину, равную поперечному габариту арматурного или иного узла на подземном газопроводе и наибольшей длине траверсы (ригеля), включая консоли, отдельно стоящих опор или эстакады на надземном газопроводе. При этом должна быть предусмотрена возможность беспрепятственного перемещения пожарной техники и подъемно-транспортных средств.

п.8.1.37. Газопровод должен прокладываться с уклоном, обеспечивающим сток конденсата к месту его выпуска. Уклон, как правило, должен составлять 0,002, если его направление по ходу газа, и 0,003, если против.

п.8.1.38. П-образные компенсаторы при специальном обосновании могут располагаться над автомобильными дорогами и проездами.

п.8.1.39. Высота свободного пространства от земли до низа труб, прокладываемых на низких опорах, должна быть не менее 0,35 м при ширине группы труб до 1,5 м и не менее 0,5 м при ширине 1,5 м и более.

п.8.1.40. Распределительный газопровод должен располагаться вне помещений ГТУ.

При размещении газовых турбин в общем машинном зале на распределительном газопроводе на расстоянии не более 50 м до первого отвода к газовой турбине устанавливается электрифицированное запорное устройство.

п.8.1.41. Дополнительные запорные устройства на газопроводах могут устанавливаться в местах, определяемых проектной организацией из условия возможности отключения установки от системы газоснабжения.

п.8.1.42. Расстояние в свету до газопровода по вертикали должно быть не менее:

• от покрытия пешеходной дороги 2,2 м;

• от покрытия автомобильной дороги 4,5 м;

• от плоскости головок рельсов железной дороги 5,5 м.

п.8.1.43. Надземный газопровод, пересекаемый высоковольтной линией электропередачи, должен иметь защитное устройство, предотвращающее попадание на него электропроводов в случае их обрыва. Защитное устройство должно быть из несгораемых материалов и конструкций, как правило, металлических, имеющих надежное заземление.

Сопротивление заземления газопровода и его защитного устройства должно быть не более 10 Ом.

п.8.1.44. Оголовки продувочных газопроводов и сбросных газопроводов от предохранительных клапанов, установленных на газопроводах, должны располагаться:

• с давлением более 1,2 МПа - не менее чем на 5 м выше самой высокой точки здания в радиусе 20 м от сбросного трубопровода, но не менее 6 м от уровня планировочной отметки площадки (земли);

• с давлением менее 1,2 МПа - не менее чем на 1 м выше дефлектора здания или на 2 м выше светоаэрационного фонаря соседнего (ближе 20 м) здания, но не менее 5 м от земли.

п.8.1.45. Сбросной трубопровод должен располагаться со стороны здания, противоположной воздухозабору. Расстояние от оголовка до мест забора воздуха приточной вентиляции должно быть не менее 10 м по горизонтали и 6 м по вертикали.

Устройство оголовка сбросного трубопровода должно исключать рассеивание газа ниже плоскости его размещения и попадание в него атмосферных осадков.

п.8.1.46. Продувка газового оборудования и газопроводов должна предусматриваться воздухом или инертным газом.

Для подачи продувочного агента проектной организацией должны быть предусмотрены штуцера с запорными устройствами.

п.8.1.47. Газовые коллекторы, подводящие газ к ГТУ, должны прокладываться снаружи зданий по стенам или опорам, располагаться на высоте не менее 4,5 м от уровня земли и не пересекать оконные и дверные проемы.

п.8.1.48. Расстояния (в свету) между газопроводом и ограждающими конструкциями здания тепловой электростанции должны быть не менее:

• 150 мм для труб диаметром менее 200 мм;

• 300 мм для труб диаметром от 200 мм до 500 мм;

• 500 мм для труб диаметром более 500 мм.

п.8.1.49. Газопроводы при прокладке через стены должны выполняться в стальных футлярах. Внутренний диаметр футляра должен быть на 100 мм больше диаметра газопровода. Зазоры между газопроводом и футляром должны уплотняться просмоленной паклей и заполняться битумом.

п.8.1.50. Вводы газопроводов должны предусматриваться в помещении, где находятся газоиспользующие установки, и прокладываться в местах, удобных для их обслуживания, осмотра и ремонта.

п.8.1.51. Расстояния между газопроводом и электропроводами в местах пересечения и параллельной прокладки принимаются в соответствии с Правилами устройства электроустановок.

п.8.1.52. Блоки запорной арматуры следует размещать в специальном здании или в пристройке к главному корпусу здания ТЭС в обогреваемых помещениях, укрытиях (шкафах).

п.8.1.53. Газопровод от фильтров, установленных на подводе газа, до горелочных устройств газовой турбины должен быть выполнен из коррозионно-стойкой стали.

п.8.1.54. Газопроводы должны быть окрашены в желтый цвет в соответствии с требованиями государственного стандарта.

п.8.1.55. Пункт подготовки газа должен обеспечивать очистку газа от взвешенных частиц, редуцирования и (или) компримирования газа, его подогрев, осушку и измерение расхода.

Технические средства для этих целей следует использовать в виде блоков комплектной заводской поставки.

п.8.1.56. Технические средства для подготовки газа могут размещаться в зданиях (укрытиях), в контейнерах (блочного исполнения) и на открытом воздухе. Площадка размещения ППГ должна ограждаться.

При блочном исполнении они, как правило, размещаются вблизи здания ГТУ или примыкают непосредственно к зданию ГТУ. В этом случае расстояния от ППГ до здания ГТУ не нормируются.

п.8.1.57. При разработке генерального плана ТЭС следует располагать ППГ как можно ближе к ограждению площадки электростанции и месту ввода ПГП.

Расстояния между зданиями (укрытиями) и сооружениями в пределах ППГ не нормируются.

п.8.1.58. Очистку газа от твердых частиц и капельной жидкости следует предусматривать, как правило, в циклонных пылеуловителях с автоматическим сливом жидкости в резервуар вместимостью, определяемой из условия ее заполнения в течение 10 суток, но не менее 10 м.

п.8.1.59. Линии редуцирования и газопроводы на длине не менее 20 м после регулирующих клапанов следует проектировать с виброшумопоглощающей изоляцией.

п.8.1.60. Производственные помещения и помещения управления ППГ с площадью более 60 м должны иметь запасный выход, расположенный с противоположной стороны основному. Запасный выход должен быть наружу здания.

п.8.2.1. В системах газоснабжения ГТУ и ПГУ должны применяться стальные бесшовные и электросварные прямошовные трубы, изготовленные из спокойных углеродистых и низколегированных сталей.

Величина содержания углерода в марках стали не должна превышать 0,24%, а величина эквивалента углерода для углеродистых и низколегированных сталей не должна превышать 0,46%.

п.8.2.3. Трубы стальные бесшовные и электросварные следует применять по государственным стандартам или техническим условиям, утвержденным в установленном порядке.

п.8.2.4. Трубы должны иметь сварное соединение равнопрочное основному металлу трубы. Сварные швы должны быть плотными, непровары и трещины любой протяженности и глубины не допускаются.

п.8.2.5. Значения ударной вязкости для газопроводов должны быть: при толщине стенки от 6 до 10 мм для основного металла труб - не ниже 29,4 Дж/см, для сварного соединения труб - не ниже 24,5 Дж/см, при толщине стенки свыше 10 до 15 мм включительно - соответственно не ниже 39,2 Дж/см и не ниже 29,4 Дж/см.

Ударную вязкость на образцах Менаже следует определять при температуре -40°С.

Расчет на прочность газопроводов должен производиться по методике, утвержденной в установленном порядке.

п.8.2.6. Детали, блоки, сборочные единицы трубопроводов, опоры и подвески для газопроводов на давление до 4,0 МПа следует применять в соответствии с нормативно-технической документацией для трубопроводов тепловых электростанций, утвержденной в установленном порядке.

Для газопроводов на давление более 4,0 МПа следует применять детали и сборочные единицы из углеродистых сталей, рассчитанных на давление не менее 6,3 МПа в соответствии с нормативно-технической документацией, утвержденной в установленном порядке, и содержать требования не ниже указанных в строительных нормах и правилах для магистральных газопроводов.

п.8.2.7. Проекты производства работ по строительству газопроводов должны содержать требования по неразрушающему контролю сварных соединений в объеме 100%.

п.8.2.8. Для компенсации температурных деформаций газопровода следует использовать самокомпенсацию за счет поворотов и изгибов его трассы или предусматривать установку П-образных компенсаторов.

п.8.2.9. На газопроводах следует применять стальную, приварную арматуру не ниже класса "А" по герметичности.

п.8.2.10. В целях автоматизации управления процессом запорная арматура в системе газоснабжения должна применяться с дистанционно управляемыми приводами.

Запорная арматура с электроприводом должна иметь также и ручное управление.

п.8.2.11. Питание электромагнита ПЗК на постоянном или переменном токе выбирается 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.

Время закрытия ПЗК не должно превышать 1 с.

п.8.3.1. Помещения, в которых расположено оборудование систем газоснабжения ГТУ и ПГУ, следует относить по взрывоопасности к зоне класса В-1а, пространство у наружных установок - к зоне класса В-1г.

К взрывоопасным зонам следует относить также пространство в пределах 3 м по горизонтали и вертикали от запорной арматуры и фланцевых соединений трубопроводов.

п.8.3.2. Во взрывоопасных зонах должны устанавливаться взрывозащищенные электрические машины, аппараты и приборы в исполнении "повышенной надежности против взрыва" со степенью защиты оболочки не ниже 1Р54.

Электрооборудование монтажных и ремонтных кранов и талей, находящихся во взрывоопасных зонах, должно иметь степень защиты оболочек не ниже 1Р33 для зон В-1а и не ниже 1Р44 для зон В-1г.

п.8.3.3. Стационарные светильники, устанавливаемые в зонах В-1а и В-1г, должны иметь исполнение "повышенной надежности против взрыва", переносные светильники в зоне В-1а должны быть взрывобезопасными, в зоне В-1г - "повышенной надежности против взрыва".

п.8.3.4. Во взрывоопасных зонах В-1а должны применяться провода и кабели с медными жилами, во взрывоопасных зонах В-1г допускается применение проводов и кабелей с алюминиевыми жилами.

Применение шинопроводов во взрывоопасных зонах В-1г запрещается, во взрывоопасных зонах В-1а могут применяться шинопроводы с медными изолированными шинами, проложенными в защитных металлических кожухах со степенью защиты не менее 1Р31.

п.8.3.5. Зануление или заземление электрооборудования установок переменного и постоянного тока должно выполняться в соответствии с Правилами устройства электроустановок.

п.8.3.6. Защита от статического электричества и устройство молниезащиты ППГ должны выполняться в соответствии с требованиями нормативно-технической документации по устройству молниезащиты зданий и сооружений, утвержденной в установленном порядке.

п.8.3.7. Площадка ППГ должна иметь наружное электроосвещение. Светильники должны быть размещены либо на специально предусмотренных опорах, либо на опорах молниеприемников. Управление освещением следует предусматривать ручным с распределительного щита, расположенного в здании или в одном из укрытий (контейнеров) ППГ.

п.8.3.8. Электрические контрольно-измерительные и автоматические приборы, устанавливаемые во взрывоопасных помещениях и наружных установках, должны соответствовать нормативным требованиям.

п.8.3.9. Системы отопления и вентиляции помещений в зданиях и сооружениях газоснабжения, а также главного корпуса с ГТУ и ПГУ, работающими на природном газе, следует проектировать в соответствии с требованиями строительных норм и правил, настоящих Правил и Правил устройства электроустановок.

п.8.3.10. Температура воздуха в производственных помещениях, где располагается газовое оборудование, должна выбираться из климатических условий с учетом времени пребывания обслуживающего персонала, а также быть в холодный период года не ниже минимального значения, в теплый период года - не выше максимального значения, указанного в паспортах завода-изготовителя на оборудование.

п.8.3.11. Для производственных помещений категории А следует предусматривать воздушное отопление, совмещенное с приточной вентиляцией. Допускается применение систем водяного отопления с температурой теплоносителя не выше 110°С и отопительными приборами с гладкой поверхностью. Электрическое отопление допускается проектировать с электроприборами во взрывозащищенном исполнении в соответствии с требованиями, предъявляемыми к помещениям класса В-1а.

п.8.3.12. При расчете систем отопления для обеспечения в помещениях допустимой температуры следует учитывать потери тепла через ограждающие конструкции и расход тепла на нагревание приточного воздуха при проектировании вентиляции с естественным побуждением. Прокладка трубопроводов систем отопления должна предусматриваться открытой, все соединения трубопроводов должны быть сварными, арматура должна быть вынесена из взрывоопасной зоны.

п.8.3.13. В помещениях ППГ следует предусматривать общеобменную вентиляцию с естественным побуждением в размере не менее трехкратного воздухообмена в час. Системы вентиляции с механическим побуждением или смешанные системы вентиляции следует проектировать при необеспечении расчетных параметров воздуха за счет вентиляции с естественным побуждением.

п.8.3.14. В помещениях главного корпуса, в которых расположены газовые турбины, следует предусматривать общеобменную приточно-вытяжную вентиляцию с механическим или естественным побуждением в зависимости от принятой схемы вентиляции, но не менее трехкратного воздухообмена в час в пределах каждого энергетического блока. Принятая система организации воздухоообмена должна исключать возможность образования застойных зон в пределах площадок и помещений.

При определении воздухообменов по указанным кратностям в расчете объема помещения или зоны принимаются следующие высоты:

• фактическая, если высота помещения или зоны от 4 до 6 м;

• 6 м, если высота помещения или зоны более 6 м;

• 4 м, если высота помещения или зоны менее 4 м.

При наличии площадок их площадь следует принимать как площадь пола.

п.8.3.15. При расчете аварийной вентиляции для помещений, в которых возможен выход (поступление) большого количества горючего газа, расход воздуха, необходимый для обеспечения промышленной безопасности, определяется в технологической части проекта. Аварийную вентиляцию следует проектировать с механическим побуждением. Системы аварийной вентиляции должны включаться автоматически при срабатывании установленных в помещениях газоанализаторов на 10% нижнего концентрационного предела распространения пламени.

п.8.3.16. В проектах ГТУ и ПГУ должна определяться оценка воздействия на окружающую среду концентраций вредных веществ (выбросов), производимых при эксплуатации оборудования ТЭС в целом с учетом организованных и неорганизованных выбросов, включая внутристанционное газовое хозяйство.

п.8.4.1. Строительство систем газоснабжения ТЭС с ГТУ и ПГУ должно осуществляться в соответствии с требованиями, установленными настоящими Правилами.

п.8.4.2. При размещении ТЭС в районах с сейсмичностью 8 баллов и более дополнительно должны быть выполнены требования:

• газопроводы должны прокладываться, как правило, на низких опорах, а в местах пересечения с автодорогами - в полупроходных каналах;

• крепление надземных газопроводов к опорам должно быть свободным, с предохранением от возможного сброса труб;

• эстакады трубопроводов должны быть удалены от несейсмостойких зданий и сооружений на расстояние не менее 0,8 высоты указанных зданий и сооружений;

• прокладка газопроводов по стенам несейсмостойких зданий не допускается;

• компенсирующая способность каждого участка газопровода между неподвижными опорами должна приниматься на 100 мм больше требуемого по расчету температурного перемещения;

• ввод газопровода в несейсмостойкое здание должен быть подземным или туннельным на участке протяженностью не менее 0,8 высоты здания;

• отключающая арматура газопровода должна быть удалена от несейсмостойкого здания на расстояние не менее 0,8 его высоты.

п.8.4.3. При строительстве газопроводов на ТЭС в сейсмических районах должны учитываться требования соответствующих строительных норм и правил, утвержденных в установленном порядке.

п.8.4.4. При размещении ТЭС в районах вечномерзлых грунтов дополнительно должны быть выполнены требования:

• прокладка газопроводов должна предусматриваться надземной в термоизолированных галереях или в земляной насыпи;

• вводы в здания и выводы газопроводов из зданий должны предусматриваться только надземными, место перехода подземного газопровода в надземный должно быть удалено от здания не менее чем на 6 м;

• противокоррозионная защита газопровода, температура стенок и грунта вокруг которого в процессе эксплуатации ниже -5°С, не требуется, в остальных случаях защита должна предусматриваться в соответствии с требованиями нормативно-технической документации, утвержденной в установленном порядке;

• значения ударной вязкости газопроводов на образцах Менаже следует определять в соответствии с государственным стандартом при температуре -60°С;

• применение труб из углеродистой стали марок 10 и 20 по соответствующему государственному стандарту во внутрицеховых отапливаемых помещениях допускается при условии, что транспортировка, погрузочно-разгрузочные работы, хранение труб и монтаж трубопроводов производятся при температуре воздуха не ниже -20°С;

• применение труб из стали марок 10 и 20 по соответствующему государственному стандарту для наружной прокладки в районах строительства с расчетной температурой наружного воздуха до -40°С допускается при условии поставки труб с ударной вязкостью при -40°С не ниже 29,4 Дж/см.

п.8.4.5. При приемке в эксплуатацию законченных строительством объектов ТЭС с ГТУ и ПГУ должно быть обеспечено соблюдение требований, установленных настоящими Правилами.

Дефекты и недоделки, допущенные в ходе строительства и монтажа, а также дефекты оборудования, выявленные в процессе индивидуальных и функциональных испытаний, должны быть устранены строительными, монтажными организациями и заводами-изготовителями до начала комплексного опробования.

п.8.4.6. Комплексное опробование и приемка в эксплуатацию оборудования ГТУ и ПГУ должны проводиться приемочной комиссией по специальной инструкции (программе).

На период комплексного опробования оборудования должно быть организовано круглосуточное дежурство персонала станции, монтажной и наладочной организаций для наблюдения за состоянием технологического оборудования и принятия мер по своевременному устранению неисправностей и утечек газа.

Персонал станции должен быть проинструктирован о возможных неполадках и способах их устранения, а также обеспечен необходимыми схемами и инструкциями, средствами защиты и спецодеждой, необходимыми приборами и оборудованием.

п.8.4.7. Комплексное опробование ГТУ считается проведенным при непрерывной, без отказов, работе основного оборудования в течение 72 ч на основном топливе с номинальной нагрузкой и проектными параметрами газа; успешном проведении 10 автоматических пусков; проверке соответствия вибрационных характеристик агрегата действующим нормам; проверке эффективности работы системы автоматического регулирования и двукратном опробовании всех защит при постоянной или поочередной работе всего вспомогательного оборудования, входящего в пусковой комплекс.

п.8.5.5. Техническое обслуживание, текущий и капитальный ремонт газопроводов, арматуры и технологического оборудования должны производиться в соответствии с требованиями настоящих Правил, инструкций заводов-изготовителей по монтажу и эксплуатации оборудования, а также нормативно-технических документов, учитывающих условия и требования эксплуатации тепловых электрических станций, обеспечивающих их промышленную безопасность, согласованных с Госгортехнадзором России и утвержденных в установленном порядке.

п.8.5.6. До начала выполнения работ по техническому обслуживанию должен быть проведен контроль воздуха рабочих зон помещений (ППГ, машзала, котельной) на загазованность с отметкой результатов анализа в наряде-допуске.

п.8.5.7. При техническом обслуживании ППГ должны выполняться:

• проверка хода запорной арматуры и герметичности, герметичности ПСК с помощью приборов или мыльной эмульсии;

• проверка плотности мест прохода сочленений приводных механизмов с регулирующими клапанами;

• проверка плотности всех соединений газопроводов и арматуры с помощью приборов или мыльной эмульсии;

• осмотр и при необходимости очистка фильтров;

• проверка сочленений приводных механизмов с регулирующими клапанами, устранение люфтов и других механических неисправностей рычажной передачи;

• продувка импульсных линий приборов средств измерения, предохранительных запорных и регулирующих клапанов;

• проверка наличия и качества смазки редукторов запорных и регулирующих устройств;

• проверка параметров настройки ПСК;

• смазка трущихся частей и подтягивание (при необходимости) сальников арматуры.

п.8.5.8. При техническом обслуживании внутренних газопроводов ГТУ и котлов-утилизаторов должны выполняться:

• проверка плотности всех соединений газопроводов, газового оборудования и газовой аппаратуры с помощью приборов или мыльной эмульсии;

• осмотр арматуры с ее очисткой (при необходимости);

• проверка сочленений приводных механизмов с регулирующими клапанами, устранение люфтов и других механических неисправностей рычажной передачи;

• смазка трущихся частей и подтягивание (при необходимости) сальников арматуры;

• продувка импульсных линий средств измерений.

Техническое обслуживание может выполняться на действующем оборудовании.

п.8.5.15. Дожимающие компрессоры подлежат аварийной остановке в случаях:

• утечек газа;

• неисправности отключающих устройств;

• вибрации, посторонних шумов и стуков;

• выхода из строя подшипников и уплотнения;

• изменения допустимых параметров масла и воды;

• выхода из строя электропривода пусковой аппаратуры;

• неисправности механических передач и приводов;

• повышения или понижения нормируемого давления газа во входном и выходном патрубках.

п.8.6.1. Проектом должно предусматриваться автоматическое управление элементами системы газоснабжения ГТУ и ПГУ с сохранением возможности дистанционного управления с МЩУ и ЦЩУ (с соответствующим переключением при выборе места управления) и ручного управления по месту.

п.8.6.2. Выполнение блокировок и защит на останов ГТУ и ПГУ и перевод их на работу с пониженной нагрузкой должно осуществляться в соответствии с техническими условиями завода-изготовителя.

п.8.6.3. В системе газоснабжения газовой турбины, работающей в составе ГТУ или ПГУ с котлами-утилизаторами и теплообменными аппаратами, должно быть обеспечено измерение:

• общего расхода газа на ТЭС;

• расхода газа на каждую ГТУ или ПГУ;

• давления газа на входе в ППГ;

• температуры газа на входе в ППГ;

• перепада давления газа на каждом фильтре;

• давления газа на входе в узел стабилизации давления (УСД) и выходе из него;

• давления газа на выходе из каждой редуцирующей нитки УСД (ГРП);

• давления газа до и после каждого дожимающего компрессора (ступени);

• уровня жидкости в аппарате блоков очистки газа;

• загазованности воздуха в помещениях ППГ, в застойных зонах машинного зала, где размещены ГТУ, и помещениях, в которых установлены котлы-утилизаторы или теплообменные аппараты;

• давления газа перед стопорным клапаном и за регулирующим клапаном газовой турбины, а также за регулирующим клапаном и перед горелками котла-утилизатора;

• температуры газа после холодильника;

• температуры газа на выходе из последней ступени компрессора;

• температуры подшипников электродвигателей дожимающих компрессоров;

• температуры подшипников дожимающего компрессора;

• температуры газа на выходе из каждого охладителя газа (при его наличии);

• температуры и давления масла в системе маслообеспечения дожимающих компрессоров;

• температуры и давления охлаждающей жидкости на входе в систему охлаждения газа и выходе из нее;

• мощности, потребляемой дожимающими компрессорами;

• давления газа за компрессором;

• давления воздуха перед каждой горелкой котла-утилизатора (при наличии дутьевых вентиляторов);

• частоты вращения пускового устройства ГТУ;

• частоты вращения стартера ГТУ.

п.8.6.4. В системе газоснабжения ГТУ и ПГУ предусматривается технологическая сигнализация о:

• повышении и понижении давления газа перед блоком очистки;

• повышении и понижении давления газа до и после ППГ;

• повышении и понижении давления газа в газопроводе перед стопорным клапаном газовой турбины;

• повышении концентрации загазованности воздуха в помещениях ППГ, машинного зала, котельной, блоках систем газоснабжения, примыкающих к зданию ГТУ;

• включении аварийной вентиляции в помещениях установки дожимающих компрессоров;

• повышении температуры охлаждающей воды и масла на каждом дожимающем компрессоре;

• повышении температуры подшипников электродвигателя дожимающего компрессора;

• повышении температуры подшипников дожимающего компрессора;

• повышении температуры воздуха в блок-контейнере запорной арматуры газовой турбины;

• повышении температуры воздуха в блок-контейнере компрессорного агрегата;

• понижении уровня масла в масляной системе дожимающего компрессора;

• повышении уровня жидкости в аппаратах блоков очистки газа;

• повышении температуры газа до и после дожимающего компрессора;

• срабатывании системы автоматического пожаротушения в помещениях ППГ;

• понижении уровня масла в масляной системе дожимающего компрессора;

• повышении уровня жидкости в аппаратах блоков очистки газа;

• повышении вибрации ротора дожимающего компрессора;

• наличии факела на пламенных трубах камеры сгорания газовой турбины;

• наличии факела на горелке котла-утилизатора;

• наличии факела на запальных устройствах газовой турбины;

• наличии факела (общего) на всех горелках котла-утилизатора;

• срабатывании технологических защит.

п.8.6.5. В ППГ системы газоснабжения предусматриваются следующие технологические защиты:

• срабатывание ПСК при повышении давления газа выше установленного значения на выходе из ППГ и после каждого дожимающего компрессора;

• отключение электродвигателей дожимающих компрессоров при понижении давления охлаждающей воды и масла ниже установленного значения и повышении температуры охлаждающей воды и масла выше установленного значения;

• включение аварийной вентиляции при достижении концентрации загазованности воздуха в помещениях ППГ 10% нижнего концентрационного предела распространения пламени.

п.8.6.6. В ППГ системы газоснабжения предусматриваются технологические блокировки:

• включение резервной нитки редуцирования (поставленной на автоматический ввод резерва) в случае понижения давления газа на выходе из блока редуцирования ниже установленного значения;

• включение резервной нитки редуцирования и отключение рабочей нитки в случае повышения давления газа на выходе из блока редуцирования выше установленного значения.

При наличии двойного дистанционного или автоматического управления оборудованием и арматурой должна предусматриваться блокировка, исключающая возможность одновременного их включения.

п.8.6.7. Для предотвращения взрывоопасных ситуаций ГТУ и ПГУ с котлами-утилизаторами должны оснащаться технологическими защитами, действующими на отключение газовой турбины при:

• недопустимом понижении давления газа перед стопорным клапаном газовой турбины;

• погасании или невоспламенении факела пламенных труб камеры сгорания;

• недопустимом изменении давления воздуха за компрессорами;

• возникновении помпажа компрессоров.

При срабатывании защиты должны производиться одновременное закрытие стопорных и предохранительных запорных клапанов, закрытие регулирующих клапанов, запорной арматуры на запальном газопроводе и газопроводах подвода газа к турбине, открытие дренажных и антипомпажных клапанов, отключение генератора от сети, отключение пускового устройства.

п.8.7.1. Обход надземных газопроводов должен проводиться не реже одного раза в месяц в пределах станции, вне пределов станции - не реже одного раза в квартал. Выявленные неисправности должны устраняться.

п.8.7.2. Эксплуатация и периодичность обхода трасс подземных стальных газопроводов давлением до 1,2 МПа должны осуществляться в соответствии с требованиями настоящих Правил в зависимости от технического состояния газопровода.

п.8.7.3. Эксплуатация подземных стальных газопроводов с давлением свыше 1,2 МПа в пределах станции должна осуществляться в соответствии с требованиями настоящих Правил в зависимости от технического состояния газопровода, а также учитывать требования нормативно-технических документов для магистральных газопроводов, утвержденных в установленном порядке, но не реже приведенных в приложении 1.

п.8.7.4. Периодичность обхода трасс подземных стальных газопроводов-отводов с давлением свыше 1,2 МПа за пределами станций должна устанавливаться в соответствии с нормативно-техническими документами для магистральных газопроводов, утвержденными в установленном порядке.

п.9.1. Все здания и сооружения на газораспределительных сетях должны иметь строительный паспорт.

По истечении установленного срока службы здания или сооружения должны проходить обследование в целях установления возможности дальнейшей их эксплуатации, необходимости проведения реконструкции или прекращения эксплуатации.

п.9.2. Обследование зданий и целостности строительных конструкций (трещины, обнажения арматуры, просадки фундамента, снижение несущих способностей перекрытий, разрушение кровли и др.) должно производиться также перед реконструкцией технологического объекта или изменением функционального назначения здания или сооружения, а также после аварии (взрыв или пожар).

п.9.3. Обследование зданий и сооружений в целях установления возможности дальнейшей их эксплуатации, необходимости проведения реконструкции или прекращения эксплуатации проводится с учетом строительных норм и правил, утвержденных федеральным органом исполнительной власти в области строительства, в рамках экспертизы промышленной безопасности, в порядке, утверждаемом Госгортехнадзором России.

п.9.4. На входных дверях зданий и сооружений, а также производственных помещений должны быть нанесены обозначения категории помещений по взрывопожарной и пожарной опасности и классы взрывоопасности зон.

п.11.1. Для локализации и ликвидации аварийных ситуаций в газовых хозяйствах городских и сельских поселений должны создаваться единые при газораспределительных организациях аварийно-диспетчерские службы (АДС) с городским телефоном "04" и их филиалы с круглосуточной работой, включая выходные и праздничные дни.

Допускается создавать специализированные АДС в подразделениях, обслуживающих ГРП (ГРУ), а также промышленные объекты и котельные.

п.11.2. Численность и материально-техническое оснащение АДС (филиалов) определяются типовыми нормами.

Места их дислокации определяются зоной обслуживания и объемом работ с учетом обеспечения прибытия бригады АДС к месту аварии за 40 мин.

При извещении о взрыве, пожаре, загазованности помещений аварийная бригада должна выехать в течение 5 мин.

п.11.3. По аварийным заявкам организаций, имеющих собственную газовую службу, АДС газораспределительных организаций должны оказывать практическую и методическую помощь по локализации и ликвидации аварийных ситуаций по договору и согласованному плану взаимодействия.

п.11.4. Аварийные работы на ТЭС выполняются собственным персоналом.

Участие в этих работах АДС газораспределительных организаций определяется планами локализации и ликвидации аварий.

п.11.5. Деятельность аварийных бригад по локализации и ликвидации аварий определяется планом взаимодействия служб различных ведомств, который должен быть разработан с учетом местных условий.

Планы взаимодействия служб различных ведомств должны быть согласованы с территориальными органами Госгортехнадзора России и утверждены в установленном порядке.

Ответственность за составление планов, утверждение, своевременность внесения в них дополнений и изменений, пересмотр (не реже одного раза в 3 года) несет технический руководитель организации - собственника опасного производственного объекта.

п.11.6. В АДС должны проводиться тренировочные занятия с оценкой действий персонала:

• по планам локализации и ликвидации аварий (для каждой бригады) - не реже одного раза в 6 мес.;

• по планам взаимодействия служб различного назначения - не реже одного раза в год.

Тренировочные занятия должны проводиться на полигонах (рабочих местах) в условиях, максимально приближенных к реальным.

Проведение тренировочных занятий должно регистрироваться в специальном журнале.

п.11.7. Все заявки в АДС должны регистрироваться с отметкой времени ее поступления, времени выезда и прибытия на место аварийной бригады, характером повреждения и перечнем выполненной работы.

Заявки, поступающие в АДС, должны записываться на магнитную ленту. Срок хранения записей должен быть не менее 10 суток.

Допускается регистрация и обработка поступающих аварийных заявок на персональном компьютере при условии ежедневной архивации полученной информации с жесткого диска на другие носители (дискеты и др.).

Своевременность выполнения аварийных заявок и объем работ должны контролироваться руководителями газораспределительной организации.

Анализ поступивших заявок должен производиться ежемесячно.

п.11.8. При получении заявки о наличии запаха газа диспетчер обязан проинструктировать заявителя о мерах безопасности.

п.11.9. Аварийная бригада должна выезжать на специальной автомашине, оборудованной радиостанцией, сиреной, проблесковым маячком и укомплектованной инструментом, материалами, приборами контроля, оснасткой и приспособлениями для своевременной ликвидации аварий.

При выезде по заявке для ликвидации аварий на наружных газопроводах бригада АДС должна иметь исполнительно-техническую документацию или планшеты (маршрутные карты).

п.11.10. Ответственность за своевременное прибытие аварийной бригады на место аварии и выполнение работ в соответствии с планом локализации и ликвидации аварий несет ее руководитель.

п.11.11. В случае обнаружения объемной доли газа в подвалах, туннелях, коллекторах, подъездах, помещениях первых этажей зданий более 1% газопроводы должны быть отключены от системы газоснабжения и приняты меры по эвакуации людей из опасной зоны.

п.11.12. Ликвидация утечки газа (временная) допускается с помощью бандажа, хомута или бинта из мешковины с шамотной глиной, наложенных на газопровод. За этим участком должно быть организовано ежесменное наблюдение.

Продолжительность эксплуатации внутреннего газопровода с бандажом, хомутом или бинтом из мешковины с шамотной глиной не должна превышать одной смены.

п.11.13. Поврежденные сварные стыки (разрывы, трещины), а также механические повреждения тела стальной трубы (пробоины, вмятины) должны ремонтироваться врезкой катушек или установкой лепестковых муфт.

Сварные стыки с другими дефектами (шлаковые включения, непровар и поры сверх допустимых норм), а также каверны на теле трубы глубиной свыше 30% толщины стенки могут усиливаться установкой муфт с гофрой или лепестковых с последующей их опрессовкой.

п.11.14. При механических повреждениях стальных подземных газопроводов со смещением их относительно основного положения как по горизонтали, так и по вертикали одновременно с проведением работ по устранению утечек газа должны вскрываться и проверяться неразрушающими методами по одному ближайшему стыку в обе стороны от места повреждения.

При обнаружении в них разрывов и трещин, вызванных повреждением газопровода, должен дополнительно вскрываться и проверяться радиографическим методом следующий стык.

В случае выявления непровара, шлаковых включений, пор производится усиление сварного стыка.

п.11.15. Сварные стыки и участки труб полиэтиленовых газопроводов, имеющих дефекты и повреждения, должны вырезаться и заменяться врезкой катушек с применением муфт с закладными нагревателями. Допускается сварка встык при 100%-ном контроле стыков ультразвуковым методом.

Узлы неразъемных соединений и соединительные детали, не обеспечивающие герметичность, должны вырезаться и заменяться новыми.

Допускается ремонтировать точечные повреждения полиэтиленовых газопроводов при помощи специальных полумуфт с закладными нагревателями.

п.11.16. Поврежденные участки газопроводов, восстановленные синтетическим тканевым шлангом, заменяются врезкой катушки с использованием специального оборудования для проведения работ на газопроводах без снижения давления.

Допускается осуществлять ремонт таких газопроводов аналогично стальным газопроводам.

п.11.17. Работы по окончательному устранению утечек газа могут передаваться эксплуатационным службам после того, как АДС будут приняты меры по локализации аварии и временному устранению утечки газа.

п.11.18. Не допускается прямое воздействие открытого пламени горелки при резке стальной оболочки газопровода, реконструированного полимерными материалами.

Федеральные нормы и правила	ПБ 12-529-03
10. Требования настоящего раздела Правил распространяются на газопроводы (трубопроводы и соединительные детали), технические и технологические устройства сетей газораспределения и газопотребления ТЭС с давлением природного газа до 1,2 мегапаскаля включительно, ГТУ и ПГУ с давлением природного газа свыше 1,2 мегапаскаля.	7.1. Требования раздела распространяются на газопроводы и газовое оборудование котельных агрегатов тепловых электрических станций с единичной тепловой мощностью более 420 ГДж/ч.
12. Состав эксплуатационной документации должен соответствовать требованиям норм и правил в области промышленной безопасности, учитывающих условия и требования эксплуатации ТЭС.	7.3. Объем эксплуатационной документации должен соответствовать требованиям настоящих Правил, а также нормативно-техническим документам, учитывающим условия и требования эксплуатации тепловых электрических станций, согласованным Госгортехнадзором России и утвержденным в установленном порядке.
15. На ТЭС из числа руководителей (специалистов), прошедших проверку знаний в области промышленной безопасности, должно быть назначено лицо, ответственное за безопасную эксплуатацию сетей газораспределения и газопотребления, и его заместитель.	5.2.1. В каждой организации из числа руководителей или специалистов, прошедших аттестацию (проверку знаний требований промышленной безопасности, настоящих Правил и других нормативных правовых актов и нормативно-технических документов), назначаются лица, ответственные за безопасную эксплуатацию опасных производственных объектов систем газопотребления в целом и за каждый участок (объект) в отдельности.
17. На ТЭС с учетом особенностей оборудования, технологии и характера производства до пуска оборудования в эксплуатацию должны быть разработаны производственные (технологические) инструкции, содержащие требования технологической последовательности выполнения различных операций при подготовке к пуску оборудования технологических комплексов, выводе в резерв, ремонте, допуске ремонтного персонала к выполнению работ на оборудовании. Кроме того, в инструкциях должны быть указаны методы и объемы проверки качества выполненных работ по техническому обслуживанию и ремонту. Отдельно должны быть разработаны: инструкции по безопасному проведению огневых и газоопасных работ; инструкции по охране труда для рабочих, занятых эксплуатацией сетей газораспределения и газопотребления, разработанных исходя из профессии или вида выполняемой работы с учетом трудового законодательства Российской Федерации; должностные инструкции для руководителей и специалистов. 18. Производственные инструкции должны быть разработаны с учетом требований изготовителей технических устройств, конкретных условий эксплуатации и утверждены техническим руководителем ТЭС. 19. К производственной инструкции должны прилагаться технологические схемы с указанием технических устройств, мест врезки дренажей, продувочных газопроводов (воздушников), сбросных газопроводов, трубопроводов продувочного агента, установки запорной, регулирующей и предохранительной арматуры с нумерацией, соответствующей действительности по месту.	п.5.1.2. Для лиц, занятых эксплуатацией объектов газового хозяйства, должны быть разработаны и утверждены руководителем организации: должностные инструкции, определяющие обязанности, права и ответственность руководителей и специалистов; производственные инструкции, соблюдение требований которых обеспечивает безопасное проведение работ, с учетом профиля производственного объекта, конкретных требований к эксплуатации газового оборудования (технических устройств), технологическую последовательность выполнения работ, методы и объемы проверки качества их выполнения. К производственным инструкциям по техническому обслуживанию и ремонту оборудования ГРП, ГРУ и котельных прилагаются технологические схемы газопроводов и газового оборудования. Технологические схемы пересматриваются и переутверждаются после реконструкции, технического перевооружения опасного производственного объекта.
23. Технологические схемы газопроводов должны быть вывешены в помещениях ГРП и щитов управления или воспроизведены на дисплее автоматического управления.	7.3. Объем эксплуатационной документации должен соответствовать требованиям настоящих Правил, а также нормативно-техническим документам, учитывающим условия и требования эксплуатации тепловых электрических станций, согласованным Госгортехнадзором России и утвержденным в установленном порядке. Технологические схемы газопроводов должны быть вывешены в помещениях ГРП и щитов управления или воспроизводиться на дисплее автоматического управления.
24. При эксплуатации газопроводов и технических устройств необходимо выполнять: визуальный контроль технического состояния (обход); проверку параметров срабатывания ПЗК и ПСК, установленных в ГРП (ГРУ); проверку срабатывания ПЗК, включенных в схемы защит и блокировок котлов; проверку герметичности фланцевых, резьбовых и сварных соединений газопроводов, сальниковых набивок арматуры с помощью приборов или пенообразующего раствора; контроль загазованности воздуха в помещениях ГРП и котельном зале (котельной); проверку работоспособности автоматических сигнализаторов загазованности в помещениях ГРП и котельном зале (котельной); проверку срабатывания устройств технологических защит, блокировок и действия сигнализации; очистку фильтров; техническое обслуживание газопроводов и технических устройств; техническое обслуживание средств защиты газопроводов от коррозии; включение и отключение газопроводов и технических устройств в режимы резерва, ремонта и консервации; техническое диагностирование газопроводов и технических устройств; ремонт; отключение недействующих газопроводов и технических устройств с установкой заглушек.	7.4. При эксплуатации газопроводов и газового оборудования должны выполняться: осмотр технического состояния (обход); проверка параметров срабатывания предохранительных запорных клапанов (ПЗК) и предохранительных сбросных клапанов (ПСК), установленных в ГРП (ГРУ); проверка срабатывания ПЗК, включенных в схемы защит и блокировок котлов; проверка герметичности фланцевых, резьбовых и сварных соединений газопроводов, сальниковых набивок арматуры с помощью приборов или мыльной эмульсии; контроль загазованности воздуха в помещениях ГРП и котельном зале (котельной); проверка работоспособности автоматических сигнализаторов загазованности в помещениях ГРП и котельного зала (котельной); проверка срабатывания устройств технологических защит, блокировок и действия сигнализации; очистка фильтров; техническое обслуживание газопроводов и газового оборудования; техническое обслуживание средств защиты газопроводов от коррозии; включение и отключение газопроводов и газового оборудования в режимы резерва, ремонта и консервации; текущий ремонт; проведение режимно-наладочных работ на газоиспользующем оборудовании с пересмотром режимных карт; техническое обследование (техническая диагностика) газопроводов и газового оборудования; капитальный ремонт; отключение недействующих газопроводов и газового оборудования (обрезка с установкой постоянных заглушек на сварке).
25. При техническом обслуживании газопроводов следует уделять внимание участкам ввода газопроводов в здания. Необходимо осуществлять мониторинг за величиной зазора между трубопроводом и футлярами, а также за состоянием напряжения компенсаторов с установкой реперов.	6.1.17. При эксплуатации газопроводов следует уделять внимание участкам ввода газопроводов в здания. Вести наблюдение за зазором между трубопроводом и футлярами, а также за состоянием напряжения компенсаторов.
28. Проверка параметров срабатывания ПЗК и ПСК в ГРП должна проводиться не реже одного раза в шесть месяцев, а также после ремонта оборудования.	7.6. Проверка параметров срабатывания ПЗК и ПСК должна проводиться не реже одного раза в 6 мес., а также после ремонта оборудования. Предохранительные сбросные клапаны в ГРП должны быть настроены на параметры, обеспечивающие начало их открывания при превышении величины максимального рабочего давления на выходе из ГРП на 15%, а предохранительные запорные клапаны, в том числе встроенные в регулирующие клапаны, при превышении рабочего давления 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.
29. Проверка срабатывания ПЗК котлов и горелок должна проводиться перед растопкой котла на газе после простоя более трех суток, перед плановым переводом котла на сжигание газа, а также после ремонта газопроводов котла. Прекращение подачи электроэнергии от внешнего источника должно вызывать закрытие ПЗК горелок без дополнительного подвода энергии от других внешних источников.	7.7. 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.
32. Контроль загазованности в помещениях ГРП и котельной должен проводиться стационарными сигнализаторами загазованности или переносным прибором из верхней зоны помещений не реже одного раза в смену. При обнаружении концентрации газа необходимо организовать дополнительную вентиляцию и незамедлительные работы по обнаружению и устранению утечки газа. Перед входом в помещение должна быть проведена проверка загазованности помещения переносным сигнализатором.	7.9. Контроль загазованности в помещениях ГРП и котельной должен проводиться стационарными сигнализаторами загазованности или переносным прибором из верхней зоны помещений не реже одного раза в смену. При обнаружении концентрации газа необходимо организовать дополнительную вентиляцию и незамедлительные работы по обнаружению и устранению утечки газа.
34. Очистку фильтра необходимо проводить при достижении допустимого значения перепада давления, указанного в паспорте технического устройства.	7.8. Очистку фильтра необходимо проводить при достижении допустимого значения перепада давления, указанного в паспорте завода-изготовителя.
35. До начала и в процессе выполнения работ по техническому обслуживанию должен быть проведен контроль воздуха рабочих зон помещений (ГРП, машинного зала, котельной) на загазованность с отметкой результатов анализа в наряде-допуске. При концентрации газа в помещении, превышающей десять процентов НКПРП, работы должны быть приостановлены. После окончания работ газопроводы должны быть испытаны на герметичность, а после сварочных работ - на прочность и герметичность в соответствии с действующими нормами. Испытания должны проводиться работниками, выполнившими ремонтные работы, в присутствии оперативного персонала ТЭС. Результаты испытаний оформляются актом.	7.12. До начала работ по техническому обслуживанию следует провести проверку рабочей зоны помещения (котельного зала, ГРП) на загазованность с отметкой в наряде-допуске.
37. Техническое обслуживание газопроводов должно проводиться не реже одного раза в шесть месяцев.	7.11. Техническое обслуживание газопроводов и газооборудования должно проводиться не реже одного раза в 6 мес. К проведению технического обслуживания могут привлекаться сторонние организации, имеющие опыт и возможности выполнения этих работ.
38. При техническом обслуживании ГРП необходимо выполнять: проверку хода и герметичности отключающих устройств (задвижек, кранов), а также герметичности ПЗК и ПСК прибором или пенообразующим раствором (мыльной эмульсией); визуальный контроль (осмотр) строительных конструкций, отделяющих помещения категории "А" по взрывопожароопасности от других помещений; проверку герметичности мест прохода сочленений приводов механизмов с РК; проверку герметичности фланцевых и сварных соединений газопроводов, прибором или пенообразующим раствором; осмотр, очистку фильтра; проверку сочленений приводов механизмов с РК, устранение люфта и других неисправностей в кинематической передаче; продувку импульсных линий приборов средств измерений, ПЗК и РК; проверку параметров настройки ПЗК и ПСК; смазку трущихся частей, подтяжку сальников арматуры, их очистку; проверку состояния и работы электрооборудования, систем вентиляции, отопления, пожарной сигнализации.	7.13. При техническом обслуживании ГРП должны выполняться: проверка хода и герметичности отключающих устройств (задвижек, кранов), а также герметичности ПЗК и ПСК прибором или мыльной эмульсией; проверка герметичности мест прохода сочленений приводов механизмов с регулирующими клапанами; проверка герметичности фланцевых и сварных соединений газопроводов прибором или мыльной эмульсией; осмотр, при необходимости очистка фильтра; проверка сочленений приводов механизмов с регулирующими клапанами, устранение люфта и других неисправностей в кинематической передаче; продувка импульсных линий приборов средств измерений, предохранительных запорных и регулирующих клапанов; проверка параметров настройки ПЗК и ПСК; смазка трущихся частей, подтяжка сальников арматуры, при необходимости их очистка.
39. При техническом обслуживании внутренних газопроводов необходимо выполнять: проверку герметичности фланцевых и сварных соединений газопроводов, сальниковых набивок арматуры приборами или пенообразующим раствором (мыльной эмульсии); подтяжку сальников арматуры, очистку; продувку импульсных линий приборов средств измерений.	7.14. При техническом обслуживании внутренних газопроводов должны выполняться: проверка герметичности фланцевых и сварных соединений газопроводов, сальниковых набивок арматуры приборами или мыльной эмульсией; подтяжка сальников арматуры, при необходимости очистка; продувка импульсных линий приборов средств измерений.
40. При отключении газоиспользующего оборудования сезонного действия должны быть установлены заглушки на газопроводах-отводах к ним.	7.15. При отключении газового оборудования сезонного действия должны устанавливаться заглушки на газопроводах-отводах к ним.
41. Техническое обслуживание сетей газораспределения и газопотребления ТЭС должно проводиться бригадой в составе не менее трех человек под руководством мастера с оформлением наряда-допуска на производство газоопасных работ, в светлое время суток или при достаточном искусственном освещении.	8.5.4. Техническое обслуживание должно проводиться в составе не менее трех человек под руководством мастера, с оформлением наряда-допуска на производство газоопасных работ.
42. Текущий ремонт с разборкой регуляторов давления, предохранительных клапанов и фильтров проводится в сроки, установленные в эксплуатационной документации, но не реже одного раза в двенадцать месяцев.	7.16. Текущий ремонт газопроводов и газового оборудования должен проводиться не реже одного раза в 12 мес. на отключенном оборудовании и газопроводах с установкой заглушек на границах отключаемого участка со стороны подачи газа.
43. Текущий ремонт газопроводов и технических устройств должен проводиться на отключенном оборудовании и газопроводах с установкой заглушек на границах отключаемого участка со стороны подачи газа.	7.18. Текущий ремонт газооборудования ГРП должен выполняться в соответствии с требованиями настоящих Правил.
44. При текущем ремонте надземных газопроводов производят: устранение прогиба газопровода, выпучивания опор, замену и восстановление креплений; разборку и ремонт запорной арматуры, не обеспечивающей герметичность закрытия с притиркой уплотняющих поверхностей; восстановление противошумового и теплоизоляционного покрытий; очистку и окраску газопроводов и запорной арматуры (не реже одного раза в пять лет); проверку герметичности соединений и устранение дефектов, выявленных при техническом обслуживании.	7.19. При текущем ремонте надземных газопроводов производятся: устранение прогиба, выпучивания, замена и восстановление креплений, опор; разборка и ремонт отключающих устройств (запорной арматуры), не обеспечивающих герметичность закрытия, с притиркой уплотняющих поверхностей; восстановление противошумового и теплоизоляционного покрытий; окраска газопроводов и арматуры (не реже одного раза в 5 лет); проверка герметичности соединений и устранение дефектов, выявленных при осмотре технического состояния (обходе).
45. При текущем ремонте запорной арматуры необходимо выполнять: очистку арматуры, ремонт привода и его смазку, набивку сальника; разборку запорной арматуры, не обеспечивающей плотность закрытия затворов с притиркой уплотняющих поверхностей; проверку затяжки (крепежа) фланцевых соединений, смену износившихся и поврежденных болтов и прокладок; проверку исправности и ремонт приводного устройства; при сервисном обслуживании запорной арматуры изготовителем сроки и объемы работ должны быть определены эксплуатационной документацией на арматуру.	7.20. При текущем ремонте запорной арматуры должны выполняться: очистка арматуры, разгон червяка и его смазка, набивка сальника; разборка запорной арматуры, не обеспечивающей плотность закрытия затворов, 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.
46. Перед ремонтом газоиспользующего оборудования, осмотром и ремонтом топок котлов или газоходов газоиспользующее оборудование и запальные трубопроводы должны отключаться от действующих газопроводов с установкой заглушки после запорной арматуры.	5.9.16. Перед ремонтом газового оборудования, осмотром и ремонтом топок или газоходов, а также при выводе из работы установок сезонного действия газовое оборудование и запальные трубопроводы должны отключаться от газопроводов с установкой заглушек после запорной арматуры. Газоходы котлов, печей и других агрегатов, выведенных в ремонт, должны отключаться от общего борова с помощью шиберов или глухих перегородок.
48. Техническое диагностирование (экспертиза промышленной безопасности) газопроводов, технических и технологических устройств сетей газораспределения и газопотребления ТЭС должно проводиться в целях определения и прогнозирования их технического состояния в соответствии с Федеральным законом "О промышленной безопасности опасных производственных объектов". Сроки эксплуатации газопроводов, технических и технологических устройств сетей газораспределения и газопотребления ТЭС устанавливаются на основе расчетов и указываются в проектной документации.	7.22. Техническая диагностика газопроводов и газового оборудования должна проводиться в соответствии с требованиями настоящих Правил.
49. Ремонт газопроводов и технических устройств проводится по графикам, утвержденным техническим руководителем ТЭС, составленным на основании эксплуатационной документации изготовителей. Ремонт также назначается и по результатам технического обслуживания, технического диагностирования. Ремонт внутренних газопроводов, газоиспользующего и котлового оборудования следует совмещать. Сведения о ремонте должны быть занесены в паспорт соответствующего газопровода и технического устройства.	7.23. Капитальный ремонт газопровода и газового оборудования может быть назначен 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).
51. Аварийное отключение газопроводов должно производиться в случаях разрыва сварных стыков, коррозионных и механических повреждений газопровода и арматуры с выходом газа, а также при взрыве, пожаре, непосредственно угрожающих газопроводам и газоиспользующему оборудованию.	7.44. Аварийное отключение газопроводов (вплоть до ГРП) должно производиться в случаях разрыва сварных стыков, коррозионных и механических повреждений газопровода и арматуры с выходом газа, а также при взрыве, пожаре, непосредственно угрожающих газопроводам и газовому оборудованию.
52. При обнаружении загазованности работы должны быть приостановлены, приняты меры по устранению утечки газа и выполнению мероприятий в соответствии с ПЛА. Лица, не участвующие в аварийно-восстановительных работах, должны быть удалены из опасной зоны.	7.45. При обнаружении загазованности работы должны быть приостановлены, приняты меры по устранению утечки газа и выполнению мероприятий в соответствии с планом локализации и ликвидации аварийных ситуаций, при необходимости - с планом взаимодействия служб различных ведомств. Лица, не участвующие в аварийно-восстановительных работах, должны быть удалены из опасной зоны.
53. Газоопасные работы должны выполняться в соответствии с требованиями раздела V настоящих Правил. Наряд-допуск на производство газоопасных работ для ТЭС оформляется по рекомендуемому образцу (приложение N 1 к настоящим Правилам), с учетом требований стандартов организаций (отрасли), а также специфики проводимых работ.	7.46. Газоопасные работы должны выполняться в соответствии с требованиями настоящих Правил. Форма нарядов-допусков на производство газоопасных работ может соответствовать требованиям нормативных документов для ТЭС с учетом специфики проводимых работ.
54. До начала работ, связанных с разборкой запорной арматуры, присоединением или ремонтом внутренних газопроводов, работой внутри котлов, а также при выводе котлов в режим консервации и ремонта отключающие устройства, установленные на ответвлениях газопровода к котлу и на газопроводе к ЗЗУ горелок, должны быть закрыты с установкой заглушек. Газопроводы должны быть освобождены от газа продувкой воздухом или инертным газом.	7.50. До начала работ, связанных с разборкой газовой арматуры, присоединением или ремонтом внутренних газопроводов, работой внутри котлов, а также при выводе котлов в режим консервации и ремонта отключающие устройства, установленные на ответвлениях газопровода к котлу и на газопроводе к защитно-запальным устройствам горелок, должны быть закрыты с установкой заглушек.
55. Установка заглушек на внутренних газопроводах должна производиться на отключенном участке после его предварительной продувки воздухом или инертным газом и взятия пробы для анализа на содержание горючего газа. Снятие заглушек на газопроводе должно производиться после проведения испытаний (контрольной опрессовки). Подземные и надземные (наружные) газопроводы независимо от расчетного давления подлежат контрольной опрессовке под давлением 0,02 мегапаскаля (2000 мм водяного столба). Скорость падения давления не должна превышать сто паскалей/час (десять миллиметров водяного столба/час). Оборудование и газопроводы ГРП должны подвергаться контрольной опрессовке под давлением 0,01 мегапаскаля (одна тысяча миллиметров водяного столба). Скорость падения давления не должна превышать шестьсот паскалей/час (шестьдесят миллиметров водяного столба/час). При значениях падения давления, превышающих допустимые нормы, пуск газа и снятие заглушек на газопроводах не разрешаются до устранения причин сверхнормативного падения давления и проведения повторной контрольной опрессовки. Результаты контрольной опрессовки должны записываться в наряде-допуске на проведение газоопасных работ. Если осмотренные и подвергшиеся контрольной опрессовке участки газопроводов не были заполнены газом, то при возобновлении работ по пуску газа осмотр и опрессовка пускаемого участка должны быть произведены повторно.	7.47. Установка заглушек на газопроводах должна производиться на отключенном участке после его предварительной продувки воздухом или инертным газом и взятия пробы для анализа на содержание горючего газа. Снятие заглушек на газопроводе должно производиться после проведения контрольной опрессовки в соответствии с требованиями настоящих Правил.
56. Заглушки на газопроводах ГРП при пуске газа после консервации или ремонта должны сниматься после осмотра технического состояния (обхода) газопроводов, проведения технического обслуживания и испытания, а после ремонта на газопроводе (сварочных работ) - после испытания на прочность и герметичность в соответствии с требованиями настоящих Правил.	7.48. Заглушки на газопроводах ГРП при пуске газа после консервации или ремонта должны сниматься после осмотра технического состояния (обхода) газопроводов, проведения технического обслуживания и контрольной опрессовки, а после капитального ремонта на газопроводе (сварочных работ) - после испытания на прочность и герметичность в соответствии с требованиями настоящих Правил.
57. До начала и в период проведения работ по установке и снятию заглушек должна проводиться проверка рабочей зоны на загазованность. При ПДК газа в воздухе рабочей зоны, превышающей триста миллиграмм/куб. метр, работы должны выполняться в шланговых противогазах. При концентрации газа в рабочей зоне, превышающей десять процентов НКПРП, работы должны быть приостановлены, помещение должно быть проветрено.	7.51. До начала и в период проведения работ по установке и снятию заглушек должна проводиться проверка рабочей зоны на загазованность. При предельно допустимой концентрации газа в воздухе рабочей зоны, превышающей 300 мг/м, работы должны выполняться в шланговых противогазах.
72. При аварийной остановке котла необходимо прекратить подачу газа на котел и все горелки котла, их ЗЗУ, открыть отключающие устройства на трубопроводах безопасности. Следует открыть отключающие устройства на продувочных газопроводах и провентилировать топку и газоходы согласно требованиям настоящих Правил.	7.68. При аварийной остановке котла необходимо прекратить подачу газа на котел и все горелки котла, их ЗЗУ, открыть отключающие устройства на трубопроводах безопасности. При необходимости следует открыть отключающие устройства на продувочных газопроводах и провентилировать топку и газоходы согласно требованиям Правил.
73. При плановой остановке котла для перевода в режим резерва должна быть прекращена подача газа к котлу, горелкам, ЗЗУ с последующим их отключением; открыты отключающие устройства на трубопроводах безопасности, а также на продувочных газопроводах, проведена вентиляция топки и газоходов. По окончании вентиляции тягодутьевые машины должны быть отключены, закрыты лазы, лючки, шибера (клапана) газовоздушного тракта и направляющие аппараты тягодутьевых машин.	7.69. При плановой остановке котла для перевода в режим резерва должна быть прекращена подача газа к котлу, горелкам, ЗЗУ с последующим их отключением; открыты отключающие устройства на трубопроводах безопасности, а при необходимости и на продувочных газопроводах, проведена вентиляция топки и газоходов. По окончании вентиляции тягодутьевые машины должны быть отключены, закрыты лазы, лючки, шибера (клапана) газовоздушного тракта и направляющие аппараты тягодутьевых машин.
75. Порядок перевода котла с пылеугольного или жидкого топлива на природный газ должен определяться производственной инструкцией по эксплуатации котла. При многоярусной компоновке горелок первыми должны переводиться на газ горелки нижних ярусов. Перед плановым переводом котла на природный газ должна быть проведена проверка срабатывания ПЗК и работоспособности технологических защит, блокировок и сигнализации сети газопотребления с воздействием на исполнительные механизмы или на сигнал в объеме, не препятствующем работе котла.	7.66. Порядок перевода котла с пылеугольного или жидкого топлива на природный газ должен определяться производственной инструкцией по эксплуатации котла, утвержденной главным инженером (техническим директором) организации. При многоярусной компоновке горелок первыми должны переводиться на газ горелки нижних ярусов. Перед плановым переводом котла на сжигание газа должна быть проведена проверка срабатывания ПЗК и работоспособности технологических защит, блокировок и сигнализации систем газоснабжения котла с воздействием на исполнительные механизмы или на сигнал в объеме, не препятствующем работе котла.
77. Запорная арматура перед ПСК в ГРП должна находиться в открытом положении и быть опломбирована.	7.72. Отключающее устройство перед ПСК в ГРП должно находиться в открытом положении и быть опломбировано.
79. Технологическое оборудование, средства контроля, управления, сигнализации, связи должны подвергаться внешнему осмотру со следующей периодичностью: технологическое оборудование, трубопроводная арматура, электрооборудование, средства защиты, технологические трубопроводы - перед началом смены и в течение смены не реже чем через два часа; средства контроля, управления, исполнительные механизмы, средства сигнализации и связи - не реже одного раза в сутки; вентиляционные системы - перед началом смены; средства пожаротушения, включая автоматические системы обнаружения и тушения пожаров, - не реже одного раза в месяц. Результаты осмотров должны быть занесены в журнал приема и сдачи смен.	8.5.2. Технологическое оборудование, средства контроля, управления, сигнализации, связи должны подвергаться внешнему осмотру со следующей периодичностью: технологическое оборудование, трубопроводная арматура, электрооборудование, средства защиты, технологические трубопроводы - перед началом смены и в течение смены не реже чем через 2 часа; средства контроля, управления, исполнительные механизмы, средства сигнализации и связи - не реже одного раза в сутки; вентиляционные системы - перед началом смены; средства пожаротушения, включая автоматические системы обнаружения и тушения пожаров, - не реже одного раза в месяц.
80. Вывод из работы технологических защит, обеспечивающих взрывобезопасность, на работающем оборудовании запрещается. К технологическим защитам, обеспечивающим взрывобезопасность, относятся защиты от: изменения давления газа до значений, выходящих за пределы, установленные проектной документацией; невоспламенения факела первой растапливаемой горелки; погасания факелов всех горелок в топке (общего факела в топке); отключения всех дымососов (для котлов с уравновешенной тягой); отключения всех дутьевых вентиляторов; отключения всех регенеративных воздухоподогревателей.	8.6.9 Вывод из работы технологических защит, обеспечивающих взрывобезопасность, на работающем оборудовании запрещается. Вывод из работы других технологических защит, а также технологических блокировок и сигнализации на работающем оборудовании разрешается только в дневное время и не более одной защиты, блокировки или сигнализации одновременно в случаях: очевидной неисправности или отказа; периодической проверки согласно графику, утвержденному техническим руководителем. Отключение должно выполняться по письменному распоряжению начальника смены в оперативном журнале с обязательным уведомлением технического руководителя ТЭС.
Вывод из работы других технологических защит, а также технологических блокировок и сигнализации на работающем оборудовании разрешается только в дневное время и не более одной защиты, блокировки или сигнализации одновременно в случаях: выявленной неисправности или отказа; периодической проверки согласно графику, утвержденному техническим руководителем ТЭС; при работе оборудования в переходных режимах, когда необходимость отключения защиты определена инструкцией по эксплуатации основного оборудования. Отключение должно выполняться по письменному распоряжению начальника смены цеха или начальника смены электростанции в пределах их должностных полномочий с записью в оперативном журнале и обязательным уведомлением технического руководителя ТЭС. Производство ремонтных и наладочных работ в цепях включенных защит запрещается. Технологические защиты, введенные в постоянную эксплуатацию, должны быть включены в течение всего времени работы оборудования, на котором они установлены.
84. Неисправности регуляторов, вызывающие повышение или понижение рабочего давления, неполадки в работе предохранительных клапанов, а также утечки газа, должны быть устранены в аварийном порядке.	5.6.4. Колебания давления газа на выходе из ГРП допускается в пределах 10% рабочего давления. Неисправности регуляторов, вызывающие повышение или понижение рабочего давления, неполадки в работе предохранительных клапанов, а также утечки газа, должны устраняться в аварийном порядке.
85. Проверка срабатывания устройств защиты, блокировок и сигнализации должна производиться в сроки, предусмотренные действующими документами в области стандартизации и технического регулирования, но не реже одного раза в шесть месяцев.	5.7.10. Проверка срабатывания устройств защиты, блокировок и сигнализации должна проводиться не реже одного раза в месяц, если другие сроки не предусмотрены заводом-изготовителем.
86. Газопроводы при заполнении газом должны быть продуты до вытеснения всего воздуха. Окончание продувки должно определяться анализом отбираемых проб, при этом содержание кислорода не должно превышать одного процента по объему, или сгоранием газа, которое должно происходить спокойно, без хлопков. Выпуск газовоздушной смеси при продувках газопроводов должен осуществляться в места, где исключена возможность попадания ее в здания, а также воспламенения от какого-либо источника огня. Газопроводы при освобождении от газа должны продуваться воздухом или инертным газом до полного вытеснения газа. Окончание продувки определяется анализом. Остаточная объемная доля газа в продувочном воздухе не должна превышать двадцати процентов НКПРП.	10.37. Газопроводы при пуске газа должны продуваться газом до вытеснения всего воздуха. Окончание продувки должно устанавливаться путем анализа или сжиганием отобранных проб. Объемная доля кислорода не должна превышать 1% по объему, а сгорание газа должно происходить спокойно, без хлопков. 10.38. Газопроводы при освобождении от газа должны продуваться воздухом или инертным газом. Объемная доля газа в пробе воздуха (инертного газа) не должна превышать 20% нижнего концентрационного предела распространения пламени. При продувке газопроводов запрещается выпускать газовоздушную смесь в помещения, вентиляционные и дымоотводящие системы, а также в местах, где существует возможность попадания ее в здания или воспламенения от источника огня.
89. Подача газа на ТЭС при эксплуатации ГТУ и ПГУ должна предусматриваться по двум газопроводам. В случае отсутствия резервного топлива в сети ГТУ и ПГУ подачу газа на ТЭС следует предусматривать по двум газопроводам от одной ГРС, подключенной к двум независимым магистральным газопроводам или от двух магистральных газопроводов.	8.1.23. Подачу газа от магистральных газопроводов (или ГРС) на ТЭС, как правило, следует предусматривать по одному трубопроводу без резерва. При эксплуатации газотурбинных и парогазовых установок в базовом режиме подача газа на ТЭС от магистральных газопроводов должна предусматриваться по двум трубопроводам от одной ГРС. В случае отсутствия хозяйства жидкого топлива в системе ГТУ и ПГУ и работы ГТУ или ПГУ в базовом режиме подачу газа на ТЭС следует предусматривать по двум трубопроводам от одной ГРС, подключенной к двум независимым магистральным газопроводам.
90. Сеть газопотребления ГТУ и ПГУ должна обеспечивать ГТ проектным давлением газа перед горелочными устройствами. Схемы сетей газопотребления ГТУ и ПГУ предусматриваются как совместные (с энергетическими котлами), так и раздельные в зависимости от места расположения ТЭС и давления газа в месте подключения.	8.1.19. Системы газоснабжения ГТУ и ПГУ должны обеспечивать газовые турбины проектным давлением газа перед горелочными устройствами. Схемы газоснабжения ГТУ и ПГУ от ГРС могут предусматриваться как совместные (с энергетическими котлами), так и раздельные в зависимости от места расположения ТЭС и давления газа в месте подключения к магистральному газопроводу.
91. Применяемые в сети газопотребления ГТУ и ПГУ технические устройства (горелочные устройства, арматура) должны иметь документацию об оценке (подтверждении) соответствия технических устройств обязательным требованиям, установленным законодательством Российской Федерации о техническом регулировании.	8.1.7. Горелочные устройства, применяемые в системе газоснабжения ГТУ и ПГУ, должны быть сертифицированы и иметь разрешение Госгортехнадзора России на промышленное применение в установленном порядке.
94. Газопроводы от фильтров, установленных на газопроводе до газогорелочных устройств ГТ, следует предусматривать из коррозионно-стойкой стали.	8.1.53. Газопровод от фильтров, установленных на подводе газа, до горелочных устройств газовой турбины должен быть выполнен из коррозионно-стойкой стали.
95. Стали для газопроводов и запорной арматуры следует выбирать в зависимости от рабочих параметров транспортируемого газа и расчетной температуры наружного воздуха в районе строительства, которую следует принимать по температуре наиболее холодной пятидневки обеспеченностью 0,92.	8.2.2. Марка стали для газопроводов должна выбираться в зависимости от рабочих параметров транспортируемого газа и расчетной температуры наружного воздуха в районе строительства.
97. На ТЭС с ГТУ и ПГУ должна быть предусмотрена защита от шума (шумоглушители, противошумовая изоляция) в целях обеспечения уровня шумового воздействия на окружающую среду.	8.3.17. Дополнительно должно определяться шумовое воздействие на окружающую среду от редукционных и предохранительных клапанов, компрессоров и других источников шума. На ТЭС с ГТУ должна быть предусмотрена защита от шума (шумоглушители, противошумовая изоляция) в целях обеспечения уровня шумового воздействия на окружающую среду в пределах, соответствующих нормативным документам, утвержденным в установленном порядке.
98. Для сети газопотребления ТЭС с ГТУ и ПГУ кроме работ, указанных в разделе III настоящих Правил, дополнительно в соответствии с графиками, утвержденными техническим руководителем ТЭС, должна выполняться проверка работоспособности ПЗК, включенных в схемы защит и блокировок ГТУ и ПГУ.	8.5.1. На системах газоснабжения ТЭС с ГТУ И ПГУ по графикам, утвержденным техническим руководителем, должны выполняться: осмотр технического состояния оборудования (обход); проверка параметров срабатывания ПСК и ПЗК, установленных на ППГ; проверка работоспособности ПЗК, включенных в схемы защит и блокировок ГТУ и ПГУ; контроль загазованности воздуха в помещениях ППГ, котельном и машинном залах, а также в помещениях, в которых размещены блоки системы газоснабжения; проверка действия автоматических сигнализаторов загазованности воздуха в помещениях ГРП, машинном зале и котельной;
	проверка срабатывания устройств технологической защиты, блокировок и действия сигнализации; очистка фильтров; проверка плотности фланцевых, резьбовых и сварных соединений газопроводов и сальниковых набивок арматуры с помощью приборов или мыльной эмульсии; включение и отключение газопроводов и газового оборудования в режимы резерва, ремонта и консервации; техническое обслуживание; текущий ремонт; проведение режимно-наладочных работ на газоиспользующем оборудовании с пересмотром режимных карт; техническое обследование (техническая диагностика) газопроводов и газового оборудования; капитальный ремонт.
100. Контроль загазованности в помещениях ППГ должен проводиться стационарными сигнализаторами загазованности или переносным прибором из верхней зоны помещений не реже одного раза в сутки. При обнаружении концентрации газа десять процентов и более НКПРП необходимо организовать дополнительную вентиляцию помещения, выявить причину и незамедлительно устранить утечку газа.	8.5.17. Контроль загазованности в помещениях ППГ должен проводиться стационарными сигнализаторами загазованности или переносным прибором из верхней зоны помещений не реже одного раза в сутки. При обнаружении концентрации газа необходимо организовать дополнительную вентиляцию помещения, выявить причину и незамедлительно устранить утечку газа.
101. Техническое обслуживание газопроводов и технических устройств ППГ должно проводиться не реже одного раза в шесть месяцев. 103. Техническое обслуживание и текущий ремонт дожимающих компрессоров, предохранительной запорной и регулирующей арматуры производится в соответствии с эксплуатационной документацией изготовителей указанного оборудования. По истечении гарантийного срока они должны пройти поверку и сервисное обслуживание. 109. На внутренних газопроводах ГТУ и ПГУ должны проводиться техническое обслуживание не реже одного раза в месяц и текущий ремонт не реже одного раза в двенадцать месяцев.	8.5.3. Техническое обслуживание газопроводов и газового оборудования ППГ должно проводиться не реже одного раза в 6 месяцев. Внутренние газопроводы ГТУ и ПГУ должны подвергаться техническому обслуживанию не реже одного раза в месяц и текущему ремонту - не реже одного раза в год. Периодичность капитальных ремонтов устанавливается с учетом фактического состояния оборудования. Техническое обслуживание и текущий ремонт дожимающих компрессоров, предохранительной запорной и регулирующей арматуры с гарантированным сроком эксплуатации может производиться в соответствии с паспортом (инструкцией) завода-изготовителя.
102. Работающие дожимающие компрессоры должны находиться под постоянным надзором персонала. Эксплуатация компрессоров с отключенными или вышедшими из строя автоматикой, аварийной вентиляцией, блокировкой и вентиляторами вытяжных систем запрещается.	8.5.14. Работающие дожимающие компрессоры должны находиться под постоянным надзором. Эксплуатация компрессоров с отключенными или вышедшими из строя автоматикой, аварийной вентиляцией, блокировкой и вентиляторами вытяжных систем запрещается.
105. Масло для смазки компрессора должно иметь сертификат и соответствовать марке, указанной в эксплуатационной документации изготовителей на компрессор (по вязкости, температурам вспышки, самовоспламенения, термической стойкости), и специфическим особенностям, характерным для работы компрессора данного типа в конкретных условиях.	8.5.16. Масло для смазки компрессора должно иметь сертификат и соответствовать марке, указанной в заводском паспорте на компрессор (по вязкости, температурам вспышки, самовоспламенения, термической стойкости), и специфическим особенностям, характерным для работы компрессора данного типа в конкретных условиях.
111. Параметры настройки регуляторов в ППГ должны соответствовать значениям рабочего давления газа, указанным в эксплуатационной документации изготовителей на поставку ГТУ. Колебания давления газа на выходе допускаются в пределах десяти процентов от рабочего давления.	8.5.10. Параметры настройки регуляторов в ППГ должны соответствовать значениям рабочего давления газа, указанным в утвержденных технических условиях на поставку ГТУ или в паспортных характеристиках ГТУ. Колебания давления газа на выходе допускаются в пределах 10% рабочего давления.
113. Газопроводы, подводящие газ к агрегатам, при пуске газа должны продуваться. Продувка должна проводиться через продувочные газопроводы в места, предусмотренные проектом.	8.5.18. Газопроводы, подводящие газ к агрегатам, при пуске газа должны продуваться транспортируемым газом до вытеснения всего воздуха в соответствии с требованиями настоящих Правил. Продувка должна проводиться через продувочные газопроводы в места, предусмотренные проектом.
114. Пуск ГТ осуществляется: из холодного состояния, при температуре металла корпуса турбины менее ста пятидесяти градусов Цельсия, после монтажа или ремонта; из неостывшего состояния, при температуре металла корпуса турбины сто пятьдесят - двести пятьдесят градусов Цельсия; из горячего состояния, при температуре металла корпуса турбины выше двухсот пятидесяти градусов Цельсия. Скорость повышения температуры газов в проточной части, частоты вращения и набора нагрузки при пуске из каждого теплового состояния не должны превышать значений, заданных изготовителями.	8.5.19. Пуск газовой турбины может осуществляться из: холодного состояния, при температуре металла корпуса турбины менее 150°С, после монтажа или ремонта; неостывшего состояния, при температуре металла корпуса турбины 150-250°С; горячего состояния, при температуре металла корпуса турбины выше 250°С. Скорость повышения температуры газов в проточной части, частоты вращения и набора нагрузки при пуске из каждого теплового состояния не должна превышать значений, заданных заводом-изготовителем.
116. Камеры сгорания и газовоздушные тракты ГТУ или ПГУ, включая газоходы, КУ, перед розжигом горелочных устройств ГТ должны быть провентилированы (проветрены) с использованием пускового устройства ГТ с обеспечением шестикратного воздухообмена вентилируемых объемов до дымовой трубы. После каждой неудачной попытки пуска ГТ зажигание топлива без предварительной вентиляции газовоздушных трактов ГТУ или ПГУ запрещается. Продолжительность вентиляции должна соответствовать проектной документации и указана в инструкции по эксплуатации и программе запуска (розжига). Запорная арматура на газопроводе перед горелочным устройством должна открываться после окончания вентиляции газовоздушного тракта и включения ЗЗУ.	8.5.21. Камеры сгорания и газовоздушные тракты ГТУ или ПГУ, включая газоходы, котел-утилизатор, перед розжигом горелочных устройств газовой турбины должны быть провентилированы (проветрены) при вращении ротора пусковым устройством, обеспечивающим расход воздуха не менее 50% номинального. После каждой неудачной попытки пуска газовой турбины зажигание топлива без предварительной вентиляции газовоздушных трактов ГТУ или ПГУ запрещается. Продолжительность вентиляции должна быть в зависимости от компоновки тракта и типов газовой турбины, котла-утилизатора, пускового устройства рассчитана проектной организацией и указана в программе запуска (розжига), а также внесена в инструкцию по эксплуатации. Запорная арматура на газопроводе перед горелочным устройством должна открываться после окончания вентиляции газовоздушного тракта и включения защитного запального устройства.
118. Стопорные и регулирующие топливные клапана ГТ должны обеспечивать плотность. Клапаны должны расхаживаться на полный ход перед каждым пуском, а также ежедневно на часть хода при работе ГТ в базовом режиме.	8.5.23. Стопорные и регулирующие топливные клапаны газовой турбины должны быть плотными. Клапаны должны расхаживаться на полный ход перед каждым пуском, а также ежедневно на часть хода при работе газовой турбины в базовом режиме.
119. Проверка герметичности затвора стопорного клапана, ПЗК ГТ должна проводиться после ремонта с визуальным контролем, перед каждым пуском ГТУ, а также периодически не реже одного раза в месяц.	8.5.24. Проверка герметичности затвора стопорного, предохранительного запорного клапанов газовой турбины должна производиться после капитального и среднего (регламентного) ремонта с визуальным контролем, перед каждым пуском ГТУ, а также периодически не реже одного раза в месяц.
120. Пуском ГТУ должен руководить начальник смены, а после ремонта, проведения регламентных работ - начальник цеха или его заместитель.	8.5.25. Пуском ГТУ должен руководить начальник смены, а после капитального и среднего ремонта, проведения регламентных работ - начальник цеха или его заместитель.
122. Пуск ГТУ не допускается в случаях: неисправности или отключения хотя бы одной из защит; наличия дефектов системы регулирования, которые могут привести к превышению допустимой температуры газов или разгону турбины; неисправности одного из масляных насосов или системы их автоматического включения; отклонения от норм качества масла, а также при температуре масла ниже установленного предела; отклонения от норм качества топлива, а также при температуре или давлении топлива ниже или выше установленных пределов; утечки газа; отклонения контрольных показателей теплового или механического состояния ГТУ от допустимых значений.	8.5.27. Пуск ГТУ не допускается в случаях: неисправности или отключения хотя бы одной из защит; наличия дефектов системы регулирования, которые могут привести к превышению допустимой температуры газов или разгону турбины; неисправности одного из масляных насосов или системы их автоматического включения; отклонения от норм качества масла, а также при температуре масла ниже установленного предела; отклонения от норм качества топлива, а также при температуре или давлении топлива ниже или выше установленных пределов; утечки газообразного топлива; отклонения контрольных показателей теплового или механического состояния ГТУ от допустимых значений.
129. После отключения ГТУ и ПГУ должна быть обеспечена эффективная вентиляция трактов и других мест, предусмотренных проектной документацией, произведена продувка горелок воздухом или инертным газом. По окончании вентиляции должны быть перекрыты всасывающий и (или) выхлопной тракты. Продолжительность и периодичность вентиляции и прокруток роторов при остывании ГТУ должны быть указаны в инструкции по эксплуатации.	8.5.33. После отключения ГТУ и ПГУ должна быть обеспечена эффективная вентиляция трактов и там, где это предусмотрено, произведена продувка горелок воздухом или инертным газом. По окончании вентиляции должны быть перекрыты всасывающий и (или) выхлопной тракты. Продолжительность и периодичность вентиляции и прокруток роторов при остывании ГТУ должны быть указаны в инструкции по эксплуатации.
131. После окончания ремонта на газопроводах и технических устройствах необходимо провести испытания их на прочность и герметичность в соответствии с требованиями проектной и эксплуатационной документации.	8.5.37. После окончания ремонта на газопроводах и газовом оборудовании необходимо провести испытания их на прочность и герметичность в соответствии с требованиями проекта.
132. Перед ремонтом технических устройств на газопроводе, визуальным контролем и ремонтом камер сгорания или газоходов технические устройства и запальные трубопроводы должны отключаться от действующих газопроводов с установкой заглушки после запорной арматуры.	8.5.35. Перед ремонтом газового оборудования, осмотром и ремонтом камер сгорания или газоходов газовое оборудование и запальные трубопроводы должны отключаться от действующих газопроводов с установкой заглушки после запорной арматуры.
134. Вывод из работы технологических защит, обеспечивающих взрывобезопасность, на работающем оборудовании запрещается. Вывод из работы других технологических защит, а также технологических блокировок и сигнализации на работающем оборудовании разрешается только в светлое время суток и не более одной защиты, блокировки или сигнализации одновременно в случаях: обнаружения неисправности или отказа; периодической проверки согласно графику, утвержденному техническим руководителем ТЭС. Отключение должно выполняться по письменному распоряжению начальника смены в оперативном журнале с обязательным уведомлением технического руководителя ТЭС.	8.6.9. Вывод из работы технологических защит, обеспечивающих взрывобезопасность, на работающем оборудовании запрещается. Вывод из работы других технологических защит, а также технологических блокировок и сигнализации на работающем оборудовании разрешается только в дневное время и не более одной защиты, блокировки или сигнализации одновременно в случаях: очевидной неисправности или отказа; периодической проверки согласно графику, утвержденному техническим руководителем. Отключение должно выполняться по письменному распоряжению начальника смены в оперативном журнале с обязательным уведомлением технического руководителя ТЭС.

Федеральные нормы и правила	ПБ 12-529-03
116. Камеры сгорания и газовоздушные тракты ГТУ или ПГУ, включая газоходы, КУ, перед розжигом горелочных устройств ГТ должны быть провентилированы (проветрены) с использованием пускового устройства ГТ с обеспечением шестикратного воздухообмена вентилируемых объемов до дымовой трубы. После каждой неудачной попытки пуска ГТ зажигание топлива без предварительной вентиляции газовоздушных трактов ГТУ или ПГУ запрещается. Продолжительность вентиляции должна соответствовать проектной документации и указана в инструкции по эксплуатации и программе запуска (розжига). Запорная арматура на газопроводе перед горелочным устройством должна открываться после окончания вентиляции газовоздушного тракта и включения ЗЗУ.	8.5.21. Камеры сгорания и газовоздушные тракты ГТУ или ПГУ, включая газоходы, котел-утилизатор, перед розжигом горелочных устройств газовой турбины должны быть провентилированы (проветрены) при вращении ротора пусковым устройством, обеспечивающим расход воздуха не менее 50% номинального. После каждой неудачной попытки пуска газовой турбины зажигание топлива без предварительной вентиляции газовоздушных трактов ГТУ или ПГУ запрещается. Продолжительность вентиляции должна быть в зависимости от компоновки тракта и типов газовой турбины, котла-утилизатора, пускового устройства рассчитана проектной организацией и указана в программе запуска (розжига), а также внесена в инструкцию по эксплуатации. Запорная арматура на газопроводе перед горелочным устройством должна открываться после окончания вентиляции газовоздушного тракта и включения защитного запального устройства.

76. Наблюдение за техническими устройствами ГРП, показаниями средств измерений, а также автоматическими сигнализаторами контроля загазованности должно проводиться с помощью приборов со щитов управления:

ЦЩУ ТЭС;

КТЦ;

с МЩУ ГРП;

визуально по месту, при обходах.

п.83. На ТЭС должны быть составлены и утверждены техническим руководителем организации перечень газоопасных работ и инструкция, определяющая порядок подготовки и безопасность их проведения применительно к конкретным производственным условиям.

Перечень газоопасных работ должен не реже одного раза в год пересматриваться и переутверждаться.

п.87. Требования настоящего раздела распространяются на ГТУ ТЭС и энергетические ГТУ, работающие автономно или в составе ПГУ с давлением природного газа свыше 1,2 мегапаскаля.

п.88. Сети газораспределения и газопотребления ТЭС с ГТУ и ПГУ должны обеспечивать бесперебойное, безопасное транспортирование и использование газа.

п.96. Помещения категории "А" по взрывопожарной опасности, в которых расположено оборудование сетей газопотребления ГТУ и ПГУ, следует относить по взрывоопасности к зоне класса 1, пространство у наружных установок категории "АН" - к зоне класса 2 в соответствии с законодательством Российской Федерации в области пожарной безопасности.

п.110. Периодичность ремонтов устанавливается в соответствии с графиками, утвержденными в техническим руководителем ТЭС, с учетом фактического состояния оборудования и по результатам технического обслуживания и текущего ремонта.

Эксперт линии
профессиональной поддержки
А.С.Берлов