На главную
На главную

РД 34.03.355-90 «Инструкция по обеспечению взрывобезопасности при проектировании и эксплуатации энергетических газотурбинных установок»

Инструкция распространяется на энергетические ГТУ открытого цикла, в том числе на ГТУ с конвертированными судовыми и авиационными газотурбинными двигателями (ГТД), автономные и в составе парогазовых установок (ПГУ), использующие газообразное и жидкое топливо.

Обозначение: РД 34.03.355-90
Название рус.: Инструкция по обеспечению взрывобезопасности при проектировании и эксплуатации энергетических газотурбинных установок
Статус: не действующий
Заменен: СО 34.03.355-2005 «Методические указания по обеспечению взрывопожаробезопасности при эксплуатации энергетических газотурбинных установок»
Дата актуализации текста: 01.10.2008
Дата добавления в базу: 01.02.2009
Дата введения в действие: 01.01.1992
Дата окончания срока действия: 20.10.2005
Разработан: ВНИПИэнергопром
Теплоэлектропроект
ВТИ им. Ф.Э.Дзержинского Минэнерго СССР
фирма "ОРГРЭС"
Утвержден: Министерство энергетики и электрификации СССР (20.12.1990)
Опубликован: СПО ОРГРЭС № 1991

МИНИСТЕРСТВОЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ СССР

ГЛАВНОЕ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЕУПРАВЛЕНИЕ ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ

 

 

ИНСТРУКЦИЯ
ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ ВЗРЫВОБЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ И ЭКСПЛУАТАЦИИЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ГАЗОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК

РД 34.03.355-90

 

ОРГРЭС

Москва 1991

 

РАЗРАБОТАНО фирмой ОРГРЭС,ВТИ им. Дзержинского, Теплоэлектропроектом, ВНИПИэнергопромом

УТВЕРЖДЕНО Главнымнаучно-техническим управлением энергетики и электрификации 20.12.90 г.

Заместительначальника Главтехуправления А.П. Берсенев

 

ИНСТРУКЦИЯ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ
ВЗРЫВОБЕЗОПАСНОСТИ ПРИ
ПРОЕКТИРОВАНИИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ГАЗОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК

РД 34.03.355-90

Срок действияустановлен

с 01.01.92 г.

до 01.01.94 г.

 

Настоящая Инструкцияразработана с учетом опыта проектирования и эксплуатации энергетическихгазотурбинных установок1 (ГТУ), работающих на природном газе,дизельном и газотурбинном топливе.

Инструкция распространяется на энергетические ГТУ2открытого цикла, в том числе на ГТУ с конвертированными судовыми и авиационнымигазотурбинными двигателями (ГТД), автономные и в составе парогазовых установок(ПГУ), использующие газообразное и жидкое топливо.

____________

1 Перечень основных терминовприведен в справочном приложении 1.

2 Перечень принятыхсокращений приведен в справочном приложении 2.

 

НастоящаяИнструкция является обязательной для проектных, наладочных, эксплуатационных и ремонтныхобъединений, организаций, учреждений и предприятий, а также контролирующихорганов, подведомственных Минэнерго СССР, наряду с другой действующейнормативной документацией, перечень которой приведен в обязательном приложении 3.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1.Инструкция распространяется на основное и вспомогательное оборудованиеэнергетических газотурбинных установок мощностью 2500 кВт и выше.

1.2.Инструкцией предусмотрено использование в ГТУ газотурбинного топлива марки А поГОСТ 10433, дизельного топлива по ГОСТ 305 и природного газапо ГОСТ5542.

Массоваяконцентрация сероводорода в природном газе не должна превышать 0,02 г/м3,а меркаптановой серы – 0,036 г/м3, содержание механических примесейдолжно быть не более 0,001 г/м3, наличие жидкой фазы воды иуглеводородов не допускается.

Прииспользовании газообразного топлива с содержанием сероводорода или другихпримесей выше норм ГОСТ5542 должны быть разработаны специальные инструкции, обеспечивающиевзрывобезопасность эксплуатации ГТУ.

1.3. До началапусковых операций на оборудовании газотурбинных установок должны быть составленыс учетом местных условий и утверждены главным инженером ТЭС инструкции поэксплуатации оборудования и систем ГТУ, в которые необходимо включить разделыпо обеспечению взрывобезопасности.

2. ТОПЛИВОСНАБЖЕНИЕГАЗОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК

2.1 Подача газообразного топлива

2.1.1.Газопроводы подачи топлива к ГТУ выполняются в соответствии с Техническимиусловиями (типовыми) на проектирование газопроводов давлением до 4,0 МПа (40,0кгс/см2) для газотурбинных установок электростанций, утвержденнымиМинэнерго СССР 08.08.88 г. и согласованными Госстроем СССР и ГосгортехнадзоромСССР.

2.1.2.Прокладка газопроводов в пределах площадки электростанции должна бытьнадземной.

Допускаетсяпрокладка газопроводов на эстакадах с другими газопроводами.

2.1.3. Вводгазопроводов в главный корпус должен предусматриваться непосредственно впомещение, где установлены ГТУ.

Газовыйколлектор перед отводами на ГТУ должен располагаться вне здания вдоль глухогоучастка несгораемой стены.

2.1.4. Наотводе газопровода к ГТУ должны быть установлены: запорная задвижка сэлектроприводом, фланцы для установки заглушки с приспособлением для их разжимаи с токопроводящей перемычкой, штуцер для подвода продувочного агента,быстродействующий стопорный клапан.

2.1.5. Всистеме газоснабжения ГТУ должны быть предусмотрены фильтры очистки газа оттвердых частиц и устройства для улавливания жидкой фазы.

2.1.6. Узелрегулирования давления газа должен обеспечивать в газопроводе перед стопорнымклапаном ГТУ давление газа в пределах допустимых колебаний согласно техническимусловиям на поставку газотурбинной установки.

2.1.7. В УРнеобходимо предусматривать не менее двух предохранительных сбросных клапановпропускной способностью не менее 15% максимальной производительности УР.

2.1.8. Узелрегулирования должен размещаться в отдельном здании, отвечающем требованиям СНиП 2.09.02 и СНиП 2.01.02 для помещений категорииА по взрывопожарной и пожарной опасности.

2.1.9.Дожимные компрессорные агрегаты или расширительные газовые турбины дляповышения или понижения давления природного газа в системах газоснабжения ГТУдолжны размещаться в отдельных зданиях категории А по взрывопожарной и пожарнойопасности.

2.2 Прием, хранение и подача жидкоготоплива

Дляобеспечения взрывобезопасности прием, хранение и подача жидкого топлива должныосуществляться в соответствии со СНиП II-106 и настоящей Инструкцией.

2.2.1.Приемно-сливные устройства:

2.2.1.1. Приемтоплива из железнодорожных или автомобильных цистерн должен осуществлятьсязакрытым способом на приемно-сливном устройстве.

2.2.1.2.Соединение сливного коллектора с цистернами должно быть осуществлено с помощьюметаллических поворотных устройств в виде систем шарнирно-сочлененныхтелескопических труб.

2.2.1.3.Приемная емкость или сливной коллектор должны оборудоваться дыхательнымиклапанами с огнепреградителями.

2.2.1.4. Вдольприемного устройства должен быть предусмотрен паропровод с вентилем ипатрубками Dу25 мм для присоединения шлангов, используемых для очистки территории паром сдавлением 0,2-0,3 МПа (2-3 кгс/см2).

2.2.1.5.Сливные устройства эстакад, трубопроводы и железнодорожные пути в пределах сливныхэстакад должны быть присоединены к контуру заземления не менее чем в двухточках.

Рельсыжелезнодорожного пути в пределах фронта слива должны соединяться между собойтоковедущими перемычками.

2.2.1.6.Территория сливных эстакад должна быть оборудована молниезащитой с применениемотдельно стоящих молниеотводов.

2.2.2. Складыжидкого топлива:

2.2.2.1. Дляхранения жидкого топлива должны применяться стальные цилиндрическиевертикальные наземные резервуары.

2.2.2.2.Наружные поверхности резервуаров должны иметь покрытие из светлых красок скоэффициентом отражения не менее 0,8, стойких против атмосферных осадков1.

_____________

1 Покрытие наружныхповерхностей краской следует производить после гидравлического испытаниярезервуара.

 

2.2.2.3.Необходимо предусмотреть возможность подачи пара в резервуары для их дегазацииперед осмотром или ремонтом.

2.2.2.4.Обвалование резервуаров должно соответствовать СНиП II-106 «Склады нефти и нефтепродуктов».

Проход трубопроводовчерез обвалование должен выполняться в гильзах с надежным уплотнением.

2.2.2.5.Необходимо при проектировании предусматривать мероприятия по защите резервуаровот статического электричества.

2.2.2.6.Стальные резервуары должны быть присоединены к заземляющему устройству спомощью отдельного ответвления независимо от заземления соединенных с нимитрубопроводов и конструкций.

2.2.2.7.Территория склада жидкого топлива должна быть оборудована молниезащитой сприменением отдельно стоящих молниеотводов.

2.2.2.8.Склады жидкого топлива оборудуются автоматическими установками пенногопожаротушения (АУПП) в соответствии с требованиями СНиП II-106 «Склады нефти и нефтепродуктов».

2.2.2.9. Припроектировании АУПП следует применять оборудование и устройства, выпускаемыесерийно, согласно Рекомендациям по выбору и применению приборов, оборудования идругих изделий в проектах установок, пожаротушения и пожарной сигнализации,утвержденным Минэнерго СССР.

2.2.2.10.Расчет необходимого количества генераторов пены следует производить взависимости от расхода раствора пенообразователя, потребного для тушения пожарарезервуара и производительности генераторов пены, округляя в большую сторону.

На резервуаредолжно быть установлено не менее двух генераторов пены.

2.2.2.11.Резервуары для хранения воды и пенообразователя или водного растворапенообразователя следует выполнять железобетонными подземными илиметаллическими наземными.

2.2.2.12.Трубопроводы АУПП должны быть выполнены из стальных труб со сварными соединениями.

Соединениеарматуры с трубопроводами - фланцевое.

2.2.3. Подачажидкого топлива к ГТУ:

2.2.3.1.Насосную подачи жидкого топлива к ГТУ следует размещать, как правило, взакрытых помещениях.

2.2.3.2.Электрооборудование насосной по степени защиты должно соответствовать помещениякатегории В по классификации ПУЭ.

2.2.3.3. Валытопливных насосов должны уплотняться торцевыми уплотнениями. При опробованиитопливных насосов на воде должна быть предусмотрена установка сальниковыхуплотнений.

2.2.3.4. Вполах насосных должны предусматриваться трапы для сбора замазученных вод ислучайно разлитых жидкостей.

Трапы должнысоединяться с дренажной емкостью, расположенной за пределами насосной.

Дренажнаяемкость должна быть оборудована дыхательными клапанами с огнепреградителями идренажными погружными насосами со 100%-м резервом.

2.2.3.5. Внасосных необходимо предусмотреть возможность подачи пара или горячей воды для уборкипомещений.

2.2.3.6. Натрубопроводах жидкого топлива от насосной к главному корпусу должны бытьустановлены аварийные задвижки, расположенные в пределах 10-15 м от зданийнасосной и главного корпуса.

2.2.3.7.Трубопроводы жидкого топлива от насосной до главного корпуса следуетпрокладывать вне зданий над землей на несгораемых опорах.

Расстояние оттрубопровода до стен зданий с проемами должно быть не менее 3 м.

2.2.3.8.Трубопроводы жидкого топлива ГТУ следует выполнять из стальных бесшовных труб.

2.2.3.9.Арматура системы жидкого топлива ГТУ должна быть стальная и по возможностиприсоединяться с помощью сварных соединений.

2.2.3.10.Разводка топливопроводов на ГТУ должна выполняться без тупиковых участков.

2.3 Особые условия

2.3.1. Условияподвода топлива к дополнительной камере сгорания в ПУ с ВПГ и требования по егоподготовке аналогичны условиям и требованиям подвода топлива к ГТУ.

2.3.2. Условияподвода топлива к низконапорному парогенератору в ПГУ с НПГ аналогичны условиямподвода топлива к энергетическим котлам.

3. ЗДАНИЯ И СООРУЖЕНИЯ

3.1. Категориизданий и помещений по взрывопожарной и пожарной опасности следует определять всоответствии с «Перечнем помещений и зданий энергетических объектов МинэнергоСССР с указанием категорий по взрывопожарной и пожарной опасности, № 8002ТМ-Т1».

При наличии нагазотурбинной электростанции зданий, помещений и оборудования, не указанных вПеречне № 8002 ТМ-Т1, их категория определяется по методике, изложенной в ОНТП22-86 МВД СССР «Определение категорий помещений и зданий по взрывопожарной ипожарной опасности».

3.2. Длязданий и помещений, отнесенных к категории взрывопожароопасных, следуетпредусматривать защитные мероприятия от воздействия огня в соответствии стребованиями действующих общесоюзных и ведомственных нормативных документов.

3.3. Отоплениюи вентиляцию помещений топливного хозяйства и главного корпуса газотурбиннойТЭС, работающей на природном газе, дизельном и газотурбинном топливе, следуетпроектировать в соответствии с требованиями СНиП 2.04.05 «Отопление,вентиляция и кондиционирование воздуха», ПУЭ, СНиП II-106 «Склады нефти и нефтепродуктов»,«Инструкции по проектированию отопления и вентиляции нефтеперерабатывающих инефтехимических предприятий ВСН21-77», «Правил защиты от статического электричества в производстваххимической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности», СНиП II-58 «Электростанции тепловые».

3.4. Впомещениях категорий А, Б по взрывопожарной и пожарной опасности отоплениегазовыми или электрическими приборами не допускается.

3.5. Системыаварийной вентиляции должны включаться автоматически в работу по срабатываниюустановленных в помещениях газосигнализаторов на 20% от НКПВ.

4. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ,СИГНАЛИЗАЦИЯ, ЗАЩИТЫ И БЛОКИРОВКИ

4.1 Технологический контроль

4.1.1. Дляобеспечения взрывобезопасности ГТУ необходимо контролировать:

- давлениегазообразного, жидкого топлива перед стопорным клапаном и в трубопроводе зарегулирующем клапаном, причем контроль давления топлива должен осуществлятьсяпостоянно показывающими приборами по месту и на БЩУ;

- концентрациюгаза в застойных зонах машзала и в помещениях, непосредственно прилегающих кгазопроводам, в которых возможно скопление газа;

- концентрациюпаров жидкого топлива в насосной подачи жидкого топлива к ГТУ.

4.1.2.Контроль содержания газа в воздухе застойных зон машзала и концентрации паровжидкого топлива в помещении насосной должен осуществляться автоматическимисигнализаторами, установленными на МЩУ (с выводом сигнализации опасной, более20% от НКПВ, концентрации на БЩУ или ГЩУ).

4.1.3.Концентрация газа в воздухе помещений, непосредственно прилегающих кгазопроводам, должна контролироваться по утвержденному главным инженером ТЭСграфику переносными газоиндикаторами во взрывозащищенном исполнении, а при ихотсутствии путем отбора проб воздуха из помещений и их последующего анализа.

4.2 Технологическаясигнализация

4.2.1. Дляобеспечения взрывопожаробезопасности ГТУ должна быть оснащена следующейсветозвуковой сигнализацией, выведенной на БЩУ или ГЩУ и сигнализирующей:

- о повышении илипонижении давления газообразного или жидкого топлива перед стопорным клапаномотносительно заданных значений;

- о повышенииконцентрации паров жидкого топлива в помещении насосной, концентрации газа вмашзале более 20% от НКПВ;

- о повышениитемпературы выхлопных газов в газоходе за турбиной относительно заданногозначения;

- о повышенииили понижения уровня нефтяного масла1 в маслобаках смазки,регулирования, демпферном баке и аварийном маслобаке относительно заданныхуровней;

- о пожаре впомещениях ГТУ;

- о состоянии- открытом или закрытом - стопорных и регулирующих топливных клапанов,антипомпажных клапанов (только световая сигнализация).

___________

1 Далее вместо термина«нефтяное масло» (в отличии от негорючих жидкостей) применяется термин «масло».

4.3 Технологические защиты иблокировки

4.3.1.Для предотвращения взрывоопасных ситуаций ГТУ должна быть оснащенаавтоматическими защитами, действующими на останов ГТУ при:

- недопустимомпонижении давления жидкого или газообразного топлива перед стопорнымиклапанами;

- погасаниифакела в любой из пламенных труб камеры сгорания;

- недопустимомповышении температуры масляных паров во внутреннем подшипнике агрегата (приналичии внутреннего подшипника);

- приисчезновении напряжения электропитания всех приборов технологического контроляили устройств регулирования и автоматизации.

4.3.2. Присрабатывании любой защиты, указанной в п.4.3.1, производится одновременное закрытие стопорных и регулирующихтопливных клапанов, электрозадвижек на трубопроводах подвода топлива к узламрегулирования, запорного вентиля запального газа, открытие электрозадвижек напродувочных трубопроводах, открытие дренажных и антипомпажных клапанов,отключение пускового устройства, отключение генератора от сети и другиепротивоаварийные мероприятия, предусмотренные инструкцией по эксплуатации ГТУ.

4.3.3.Срабатывание любой технологической защиты должно сопровождаться аварийнойсветовой и звуковой сигнализацией.

4.3.4. Дляпредотвращения взрывоопасных ситуаций ГТУ должна быть оснащена блокировками,осуществляющими:

- запрет назажигание топлива в камере сгорания ГТУ при закрытых антипомпажных клапанах илизакрытых шиберах на всосе циклового компрессора или выхлопном тракте затурбиной;

- запрет назажигание топлива в камере сгорания без предварительной вентиляциигазовоздушных трактов ГТУ, продолжительность которой должна определятьсяместной инструкцией по эксплуатации;

- закрытиестопорного клапана при отсутствии факела в любой из пламенных труб призажигании топлива в камере сгорания по истечении заданногозаводом-изготовителем ГТУ времени выдержки;

- запрет наоткрытие стопорных и регулирующих топливных клапанов при срабатывании любойтехнологической защиты1, указанной в п. 4.3.1;

- включение отсоса масляных паров из маслобакасмазки и корпуса внутреннего подшипника (при его наличии) при включениимаслонасоса смазки турбогенератора.

____________

1 Запрет снимается привведении защиты.

5. ТРЕБОВАНИЯ К ЭКСПЛУАТАЦИИ ГТУ

5.1 Пуск ГТУ

5.1.1. Кэксплуатации ГТУ должен допускаться персонал, прошедший специальную подготовкуи проверку знаний ПТЭ, ПТБ, ППБ, а также проверку знаний настоящей Инструкции иэксплуатационных инструкций в объеме, соответствующем занимаемой должности илирабочему месту.

5.1.2. ДляГТУ, пускаемой после монтажа, должна быть составлена программа пуска, в которуюнеобходимо включить требования по взрывопожаробезопасности с указаниемдолжностных лиц, ответственных за выполнение конкретных мероприятий.

5.1.3. ПускГТУ должен осуществляться автоматически.

Наладкасистемы автоматического пуска (САП) должна проводиться с помощью имитатора безподачи топлива в камеры сгорания.

5.1.4. ПускГТУ может осуществляться:

- из холодногосостояния - при температуре металла корпуса турбины менее 150°С,после простоя установки более 3 суток, после монтажа или ремонта ГТУ;

- изнеостывшего состояния - при температуре металла корпуса турбины 150-250°С;

- из горячегосостояния - при температуре металла корпуса турбины выше 250°С.

Скоростьповышения температуры газов в проточной части, частоты вращения и наборанагрузки не должна превышать заданной заводом-изготовителем ГТУ при пуске изкаждого теплового состояния агрегата.

5.1.5.Программы САП должны позволять осуществление нормальных и ускоренных пусков ГТУиз каждого теплового состояния агрегата.

5.1.6. ПускГТУ может осуществляться как на основном топливе, так и на специальном пусковомтопливе, вид которого должен быть указан на поставку установки на ТЭС.

5.1.7.Стопорные и регулирующие топливные клапаны ГТУ должны быть плотными.

Плотностьтопливных клапанов ГТУ должна проверяться не реже 1 раза в месяц при регулярнойэксплуатации установки, а также перед пуском после длительного (свыше 7 сут) простояГТУ.

5.1.8.Зажигание топлива в камере сгорания при пуске установки запрещается безпредварительной вентиляции трактов ГТУ цикловым компрессором с приводом отпускового устройства.

Посленеудачной попытки зажигания подача топлива в камеру сгорания должна бытьпрекращена; повторное зажигание допускается после вентиляции трактов не менее 4мин для жидкого и 10 мин для газообразного топлива.

5.1.9. Системаавтоматического пуска должна включать блокировки, препятствующие выполнениюпоследующего этапа до полного завершения предыдущего.

5.1.10. ПускГТУ должен быть прекращен действием автоматических защит или персоналом вслучаях:

- повышениемтемпературы газов в проточной части выше допустимой по графику пуска;

-недопустимого повышения или понижения давления топлива перед запорным клапаном;

-возникновения помпажа циклового компрессора или недопустимого приближения кгранице помпажа;

- нарушенияустановленной последовательности пусковых операций;

- взрыва(«хлопка») в камере сгорания или далее по ходу газов в тракте ГТУ;

-воспламенения топлива или масла в ГТУ.

5.1.11.Запрещается пуск ГТУ после аварийного останова или сбоя при предыдущем пуске,если причины этих отказов не устранены.

5.1.12. Прииспользовании в ГТУ котлов-утилизаторов (КУ) ил экономайзеров пуск установкидолжен производиться с полностью открытыми к дымовой трубе шиберами;переключение шиберов, включение в работу КУ или подогревателей, зажиганиетоплива в дожигающих устройствах за турбиной допускается только после выходаагрегата на «холостой ход».

5.2 Нормальная эксплуатация ГТУ

Эксплуатациягазотурбинных установок должна вестись в соответствии с разд. 4.6 Правилтехнической эксплуатации электрических станций и сетей (М.: Энергоатомиздат,1989).

5.3 Останов ГТУ

5.3.1.Нормальный (плановый) останов ГТУ должен производиться по программе,реализуемой системой автоматического останова (САО).

5.3.2.Программа САО для обеспечения взрывопожаробезопасности должна включать:

- разгружениеагрегата в заданном темпе;

- закрытие регулирующихтопливных клапанов, стопорных клапанов и электрозадвижек на трубопроводахподвода топлива к узлам регулирования;

- открытиевентилей на трубопроводе продувки газопровода при использовании газообразноготоплива или дренажных клапанов при использовании жидкого топлива;

- эффективнуювентиляцию газовоздушных трактов установки не менее чем с двукратным обменомвоздуха;

- продувкутопливных коллекторов и форсунок воздухом, паром или инертным газом всоответствии с ТУ завода-изготовителя ГТУ;

- закрытиешиберов на стороне всасывания и (или) выхлопе ГТУ по окончании вентиляциигазовоздушных трактов.

5.3.3. Привыводе ГТУ в длительный резерв должны быть приняты меры к ее консервации.Продолжительность останова, при которой требуется консервация, переченьподлежащих консервации узлов и технология ее проведения должны быть указаны вТУ завода изготовителя ГТУ.

5.4 Аварийное состояние ГТУ

5.4.1. Поусловиям взрывопожаробезопасности газотурбинная установка должна быть аварийноостановлена защитой или персоналом в случаях, перечисленных в пп. 4.6.18 и4.6.19 ПТЭ; в случаях, перечисленных в п. 4.6.20 ПТЭ, ГТУ должна бытьразгружена и остановлена по решению главного инженера ТЭС.

6. РЕМОНТ ГТУ

6.1.Периодичность средних и капитальных ремонтов ГТУ устанавливается с учетомфактического состояния оборудования.

Текущиеремонты должны проводиться в соответствии с регламентом техническогообслуживания оборудования ГТУ, утвержденным главным инженером ТЭС.

6.2. Ремонтоборудования газотурбинной установки допускается только по письменномуразрешению руководства газотурбинного цеха (по наряду).

6.3. Огневыеработы в ГТЦ должны выполняться по наряду, подписанному руководством цеха исогласованному с пожарной охраной объекта.

6.4. Текущийремонт газопроводов и оборудования газового хозяйства ГТУ должен выполняться пографику, утвержденному главным инженером ТЭС, но не реже 1 раза в год.

6.5. Вывод времонт газового оборудования необходимо производить в следующем порядке:

- закрытьзадвижки на входе и выходе ремонтируемого оборудования;

- открытьвентили продувочных трубопроводов на ремонтируемом оборудовании;

- проверитьгерметичность закрытия входных и выходных задвижек; установить токопроводящиеперемычки и заглушки во фланцах задвижек;

- продутьсжатым воздухом (или инертным газом) до вытеснения всего газа оборудование,выводимое в ремонт, совместно с газопроводами. Окончание продувки определяетсяанализом, при котором остаточное содержание газа в продувочном воздухе (приинертном газе) не превышает 1% по объему.

6.6. После окончанияремонта на газопроводах и газовом оборудовании ГТУ необходимо провестииспытания их на прочность и плотность воздухом в соответствии с указаниями ПБГХи составлением соответствующего акта. Для газопроводов и оборудования газовогохозяйства при давлении выше 1,2 МПа (12 кгс/см2) следуетпользоваться «Правилами технической эксплуатации магистральных газопроводов».

6.7.Запрещается приступать к вскрытию турбины, камеры сгорания, стопорного ирегулирующего топливных клапанов, не убедившись в том, что задвижки и вентилипо газу закрыты, заглушки установлены, арматура трубопроводов продувки открытаи исключена возможность попадания газа к месту производства работ.

6.8. Местапроизводства ремонтных и огневых работ должны быть обеспечены необходимымисредствами пожаротушения.

 

Приложение 1

Справочное

ПЕРЕЧЕНЬОСНОВНЫХ ТЕРМИНОВ

 

Газотурбиннаяустановка – конструктивно-объединенная совокупность газовой турбины,газовоздушного тракта, системы управления и вспомогательных устройств. В зависимостиот вида ГТУ в нее могут входить компрессоры, камеры сгорания и т.д.

ЭнергетическаяГТУ – газотурбинная установка, предназначенная для привода электрогенератора.

ГТУ простогоцикла – газотурбинная установка, термодинамический цикл состоит только изследующих один за другим процессов сжатия, нагрева и расширения рабочего тела.

ГТУ сложногоцикла – газотурбинная установка, термодинамический цикл которой включаетпромежуточное охлаждение при сжатии и (или) подвод теплоты при расширениирабочего тела.

ГТУ открытогоцикла – газотурбинная установка, в которую воздух поступает из атмосферы, авыхлопные газы отводятся в атмосферу.

МноговальнаяГТУ – газотурбинная установка, имеющая несколько валов с независимыми друг отдруга частотами вращения.

ГТУ с независимой(свободной) силовой турбиной – газотурбинная установка, в которой силоваягазовая турбина механически не связана с компрессором.

ГТУ сконвертированным ГТД – газотурбинная установка, в состав которой входиттранспортный газотурбинный двигатель (газотурбогенератор).

Парогазоваяустановка – установка, состоящая из паротурбинной и газотурбинной частей, вкоторой теплота выхлопных газов ГТУ используется для утилизации в цикле ПТУ.

 

Приложение 2

Справочное

ПЕРЕЧЕНЬПРИНЯТЫХ СОКРАЩЕНИЙ

 

АУПП

- автоматическая установка пенного пожаротушения.

БЩУ

- блочный щит управления.

ВПГ

- высоконапорный парогенератор.

ГТГ

- газотурбогенератор.

ГТД

- газотурбинный двигатель.

ГТУ

- газотурбинная установка.

ГТЦ

- газотурбинный цех.

ГЩУ

- главный щит управления.

КУ

- котел-утилизатор.

МЩУ

- местный щит управления.

НКПВ

- нижний концентрационный предел воспламенения.

НПГ

- низконапорный парогенератор.

ПБГХ

- Правила безопасности в газовом хозяйстве.

ПГУ

- парогазовая установка.

ППБ

- Правила пожарной безопасности.

ПТБ

- Правила техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей.

ПТУ

- паротурбинная установка.

ПТЭ

- Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей.

ПУЭ

- Правила устройства электроустановок.

САО

- система автоматического останова.

САП

- система автоматического пуска.

ТУ

- технические условия.

ТЭС

- тепловая электростанция.

УР

- узел регулирования.

 

Приложение 3

Обязательное

 

ПЕРЕЧЕНЬДЕЙСТВУЮЩЕЙ НОРМАТИВНОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ

 

1. ГОСТ12.1.004-85. Пожарная безопасность. Общие требования.

2. ГОСТ12.1.010-76. Взрывобезопасность. Общие требования.

3. СНиП II-58. Электростанции тепловые.

4. СНиП II-106. Склады нефти инефтепродуктов.

5. Правилатехнической эксплуатации электрических станций и сетей. 14-е издание. М.:Энергоатомиздат, 1989.

6. Правилапожарной безопасности для энергетических предприятий. – М.: Энергоатомиздат,1988.

7. Правилабезопасности в газовом хозяйстве. – М.: Недра, 1980.

8. Правилавзрывобезопасности при использовании мазута и природного газа в котельныхустановках: ПР 34-00-006-84. – М.: СПО Союзтехэнерго, 1984.

9. Правила устройстваэлектроустановок: 6-е издание. – М.: Энергоатомиздат, 1985.

10. Правилатехники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудованияэлектростанций и тепловых сетей. – М.: Энергоатомиздат, 1985.

11. Правилатехники безопасности при эксплуатации электроустановок. М.:Энергоатомиздат, 1986.

12. Типоваяинструкция по эксплуатации газового хозяйства тепловых электростанций,сжигающих природный газ: ТИ 34-70-062-87 – М.: СПО Союзтехэнерго, 1987.

13. Типоваяинструкция по предупреждению и ликвидации аварий на тепловых электростанциях:ТИ 34-66-061-87. – М.: СПО Союзтехэнерго, 1987.

14. Инструкцияпо проектированию противопожарной защиты энергетических предприятий: РД34.49.101-87. – М.: Информэнерго, 1987.

15. Инструкцияпо проектированию отопления и вентиляции нефтеперерабатывающих инефтехимических предприятий. ВСН21-77. М.: Миннефтехимпром, 1977.

16. Инструкцияо мерах пожарной безопасности при проведении огневых работ на энергетическихобъектах Минэнерго СССР. – М.: ХОЗУ Минэнерго СССР, 1985.

17. Инструкцияпо содержанию и применению первичных средств пожаротушения на предприятияхМинэнерго СССР. – М.: СПО Союзтехэнерго, 1980.

18.Технические условия (типовые) на проектирование газопроводов давлением до 4,0МПа (40,0 кгс/см2) для газотурбинных установок электростанций. Утв.Минэнерго СССР 08.08.1988 г.

19. Переченьпомещений и зданий энергетических объектов Минэнерго СССР с указанием категорийпо взрывопожарной и пожарной опасности, № 8002 ТМ-Т1.

 

 

ОГЛАВЛЕНИЕ

 

1. Общие положения

2. Топливоснабжение газотурбинных установок

2.1. Подача газообразного топлива

2.2. Прием, хранение и подача жидкого топлива

2.3. Особые условия

3. Здания и помещения

4. Технологический контроль, сигнализация, защиты и блокировки

4.1. Технологический контроль

4.2. Технологическая сигнализация

4.3. Технологические защиты и блокировки

5. Требования к эксплуатации ГТУ

5.1. Пуск ГТУ

5.2. Нормальная эксплуатация ГТУ

5.3. Останов ГТУ

5.4. Аварийное состояние ГТУ

6. Ремонт ГТУ

Приложение 1. Перечень основных терминов

Приложение 2. Перечень принятых сокращений

Приложение 3. Перечень действующей нормативной документации

 

 

33
Мне нравится
Комментировать Добавить в закладки

Комментарии могут оставлять только зарегистрированные пользователи.

Пожалуйста зарегистрируйтесь или авторизуйтесь на сайте.