МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ СССР
ГЛАВНОЕ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ
ИНСТРУКЦИЯ
ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ ВЗРЫВОБЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ГАЗОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК
РД 34.03.355-90
ОРГРЭС
Москва 1991
РАЗРАБОТАНО фирмой ОРГРЭС, ВТИ им. Дзержинского, Теплоэлектропроектом, ВНИПИэнергопромом
УТВЕРЖДЕНО Главным научно-техническим управлением энергетики и электрификации 20.12.90 г.
Заместитель начальника Главтехуправления А.П. Берсенев
|
ИНСТРУКЦИЯ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ |
РД 34.03.355-90 |
Срок действия установлен
с 01.01.92 г.
до 01.01.94 г.
Настоящая Инструкция разработана с учетом опыта проектирования и эксплуатации энергетических газотурбинных установок1 (ГТУ), работающих на природном газе, дизельном и газотурбинном топливе.
Инструкция распространяется на энергетические ГТУ2 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.
____________
1 Перечень основных терминов приведен в справочном приложении 1.
2 Перечень принятых сокращений приведен в справочном приложении 2.
Настоящая Инструкция является обязательной для проектных, наладочных, эксплуатационных и ремонтных объединений, организаций, учреждений и предприятий, а также контролирующих органов, подведомственных Минэнерго СССР, наряду с другой действующей нормативной документацией, перечень которой приведен в обязательном приложении 3.
1.1. Инструкция распространяется на основное и вспомогательное оборудование энергетических газотурбинных установок мощностью 2500 кВт и выше.
1.2. Инструкцией предусмотрено использование в ГТУ газотурбинного топлива марки А по ГОСТ 10433, дизельного топлива по ГОСТ 305 и природного газа по ГОСТ 5542.
Массовая концентрация сероводорода в природном газе не должна превышать 0,02 г/м3, а меркаптановой серы – 0,036 г/м3, содержание механических примесей должно быть не более 0,001 г/м3, наличие жидкой фазы воды и углеводородов не допускается.
При использовании газообразного топлива с содержанием сероводорода или других примесей выше норм ГОСТ 5542 должны быть разработаны специальные инструкции, обеспечивающие взрывобезопасность эксплуатации ГТУ.
1.3. До начала пусковых операций на оборудовании газотурбинных установок должны быть составлены с учетом местных условий и утверждены главным инженером ТЭС инструкции по эксплуатации оборудования и систем ГТУ, в которые необходимо включить разделы по обеспечению взрывобезопасности.
2.1.1. Газопроводы подачи топлива к ГТУ выполняются в соответствии с Техническими условиями (типовыми) на проектирование газопроводов давлением до 4,0 МПа (40,0 кгс/см2) для газотурбинных установок электростанций, утвержденными Минэнерго СССР 08.08.88 г. и согласованными Госстроем СССР и Госгортехнадзором СССР.
2.1.2. Прокладка газопроводов в пределах площадки электростанции должна быть надземной.
Допускается прокладка газопроводов на эстакадах с другими газопроводами.
2.1.3. Ввод газопроводов в главный корпус должен предусматриваться непосредственно в помещение, где установлены ГТУ.
Газовый коллектор перед отводами на ГТУ должен располагаться вне здания вдоль глухого участка несгораемой стены.
2.1.4. На отводе газопровода к ГТУ должны быть установлены: запорная задвижка с электроприводом, фланцы для установки заглушки с приспособлением для их разжима и с токопроводящей перемычкой, штуцер для подвода продувочного агента, быстродействующий стопорный клапан.
2.1.5. В системе газоснабжения ГТУ должны быть предусмотрены фильтры очистки газа от твердых частиц и устройства для улавливания жидкой фазы.
2.1.6. Узел регулирования давления газа должен обеспечивать в газопроводе перед стопорным клапаном ГТУ давление газа в пределах допустимых колебаний согласно техническим условиям на поставку газотурбинной установки.
2.1.7. В УР необходимо предусматривать не менее двух предохранительных сбросных клапанов пропускной способностью не менее 15% максимальной производительности УР.
2.1.8. Узел регулирования должен размещаться в отдельном здании, отвечающем требованиям СНиП 2.09.02 и СНиП 2.01.02 для помещений категории А по взрывопожарной и пожарной опасности.
2.1.9. Дожимные компрессорные агрегаты или расширительные газовые турбины для повышения или понижения давления природного газа в системах газоснабжения ГТУ должны размещаться в отдельных зданиях категории А по взрывопожарной и пожарной опасности.
Для обеспечения взрывобезопасности прием, хранение и подача жидкого топлива должны осуществляться в соответствии со СНиП II-106 и настоящей Инструкцией.
2.2.1. Приемно-сливные устройства:
2.2.1.1. Прием топлива из железнодорожных или автомобильных цистерн должен осуществляться закрытым способом на приемно-сливном устройстве.
2.2.1.2. Соединение сливного коллектора с цистернами должно быть осуществлено с помощью металлических поворотных устройств в виде систем шарнирно-сочлененных телескопических труб.
2.2.1.3. Приемная емкость или сливной коллектор должны оборудоваться дыхательными клапанами с огнепреградителями.
2.2.1.4. Вдоль приемного устройства должен быть предусмотрен паропровод с вентилем и патрубками Dу 25 мм для присоединения шлангов, используемых для очистки территории паром с давлением 0,2-0,3 МПа (2-3 кгс/см2).
2.2.1.5. Сливные устройства эстакад, трубопроводы и железнодорожные пути в пределах сливных эстакад должны быть присоединены к контуру заземления не менее чем в двух точках.
Рельсы железнодорожного пути в пределах фронта слива должны соединяться между собой токоведущими перемычками.
2.2.1.6. Территория сливных эстакад должна быть оборудована молниезащитой с применением отдельно стоящих молниеотводов.
2.2.2. Склады жидкого топлива:
2.2.2.1. Для хранения жидкого топлива должны применяться стальные цилиндрические вертикальные наземные резервуары.
2.2.2.2. Наружные поверхности резервуаров должны иметь покрытие из светлых красок с коэффициентом отражения не менее 0,8, стойких против атмосферных осадков1.
_____________
1 Покрытие наружных поверхностей краской следует производить после гидравлического испытания резервуара.
2.2.2.3. Необходимо предусмотреть возможность подачи пара в резервуары для их дегазации перед осмотром или ремонтом.
2.2.2.4. Обвалование резервуаров должно соответствовать СНиП II-106 «Склады нефти и нефтепродуктов».
Проход трубопроводов через обвалование должен выполняться в гильзах с надежным уплотнением.
2.2.2.5. Необходимо при проектировании предусматривать мероприятия по защите резервуаров от статического электричества.
2.2.2.6. Стальные резервуары должны быть присоединены к заземляющему устройству с помощью отдельного ответвления независимо от заземления соединенных с ними трубопроводов и конструкций.
2.2.2.7. Территория склада жидкого топлива должна быть оборудована молниезащитой с применением отдельно стоящих молниеотводов.
2.2.2.8. Склады жидкого топлива оборудуются автоматическими установками пенного пожаротушения (АУПП) в соответствии с требованиями СНиП II-106 «Склады нефти и нефтепродуктов».
2.2.2.9. При проектировании АУПП следует применять оборудование и устройства, выпускаемые серийно, согласно Рекомендациям по выбору и применению приборов, оборудования и других изделий в проектах установок, пожаротушения и пожарной сигнализации, утвержденным Минэнерго СССР.
2.2.2.10. Расчет необходимого количества генераторов пены следует производить в зависимости от расхода раствора пенообразователя, потребного для тушения пожара резервуара и производительности генераторов пены, округляя в большую сторону.
На резервуаре должно быть установлено не менее двух генераторов пены.
2.2.2.11. Резервуары для хранения воды и пенообразователя или водного раствора пенообразователя следует выполнять железобетонными подземными или металлическими наземными.
2.2.2.12. Трубопроводы АУПП должны быть выполнены из стальных труб со сварными соединениями.
Соединение арматуры с трубопроводами - фланцевое.
2.2.3. Подача жидкого топлива к ГТУ:
2.2.3.1. Насосную подачи жидкого топлива к ГТУ следует размещать, как правило, в закрытых помещениях.
2.2.3.2. Электрооборудование насосной по степени защиты должно соответствовать помещения категории В по классификации ПУЭ.
2.2.3.3. Валы топливных насосов должны уплотняться торцевыми уплотнениями. При опробовании топливных насосов на воде должна быть предусмотрена установка сальниковых уплотнений.
2.2.3.4. В полах насосных должны предусматриваться трапы для сбора замазученных вод и случайно разлитых жидкостей.
Трапы должны соединяться с дренажной емкостью, расположенной за пределами насосной.
Дренажная емкость должна быть оборудована дыхательными клапанами с огнепреградителями и дренажными погружными насосами со 100%-м резервом.
2.2.3.5. В насосных необходимо предусмотреть возможность подачи пара или горячей воды для уборки помещений.
2.2.3.6. На трубопроводах жидкого топлива от насосной к главному корпусу должны быть установлены аварийные задвижки, расположенные в пределах 10-15 м от зданий насосной и главного корпуса.
2.2.3.7. Трубопроводы жидкого топлива от насосной до главного корпуса следует прокладывать вне зданий над землей на несгораемых опорах.
Расстояние от трубопровода 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 возможности присоединяться с помощью сварных соединений.
2.2.3.10. Разводка топливопроводов на ГТУ должна выполняться без тупиковых участков.
2.3.1. Условия подвода топлива к дополнительной камере сгорания в ПУ с ВПГ и требования по его подготовке аналогичны условиям и требованиям подвода топлива к ГТУ.
2.3.2. Условия подвода топлива к низконапорному парогенератору в ПГУ с НПГ аналогичны условиям подвода топлива к энергетическим котлам.
3.1. Категории зданий и помещений по взрывопожарной и пожарной опасности следует определять в соответствии с «Перечнем помещений и зданий энергетических объектов Минэнерго СССР с указанием категорий по взрывопожарной и пожарной опасности, № 8002 ТМ-Т1».
При наличии на газотурбинной электростанции зданий, помещений и оборудования, не указанных в Перечне № 8002 ТМ-Т1, их категория определяется по методике, изложенной в ОНТП 22-86 МВД СССР «Определение категорий помещений и зданий по взрывопожарной и пожарной опасности».
3.2. Для зданий и помещений, отнесенных к категории взрывопожароопасных, следует предусматривать защитные мероприятия от воздействия огня в соответствии с требованиями действующих общесоюзных и ведомственных нормативных документов.
3.3. Отоплению и вентиляцию помещений топливного хозяйства и главного корпуса газотурбинной ТЭС, работающей на природном газе, дизельном и газотурбинном топливе, следует проектировать 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 и нефтехимических предприятий ВСН 21-77», «Правил защиты от статического электричества в производствах химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности», СНиП II-58 «Электростанции тепловые».
3.4. В помещениях категорий А, Б по взрывопожарной и пожарной опасности отопление газовыми или электрическими приборами не допускается.
3.5. Системы аварийной вентиляции должны включаться автоматически в работу по срабатыванию установленных в помещениях газосигнализаторов на 20% от НКПВ.
4.1.1. Для обеспечения взрывобезопасности ГТУ необходимо контролировать:
- давление газообразного, жидкого топлива перед стопорным клапаном и в трубопроводе за регулирующем клапаном, причем контроль давления топлива должен осуществляться постоянно показывающими приборами по месту и на БЩУ;
- концентрацию газа в застойных зонах машзала и в помещениях, непосредственно прилегающих к газопроводам, в которых возможно скопление газа;
- концентрацию паров жидкого топлива в насосной подачи жидкого топлива к ГТУ.
4.1.2. Контроль содержания газа в воздухе застойных зон машзала и концентрации паров жидкого топлива в помещении насосной должен осуществляться автоматическими сигнализаторами, установленными на МЩУ (с выводом сигнализации опасной, более 20% от НКПВ, концентрации на БЩУ или ГЩУ).
4.1.3. Концентрация газа в воздухе помещений, непосредственно прилегающих к газопроводам, должна контролироваться по утвержденному главным инженером ТЭС графику переносными газоиндикаторами во взрывозащищенном исполнении, а при их отсутствии путем отбора проб воздуха из помещений и их последующего анализа.
4.2.1. Для обеспечения взрывопожаробезопасности ГТУ должна быть оснащена следующей светозвуковой сигнализацией, выведенной на БЩУ или ГЩУ и сигнализирующей:
- о повышении или понижении давления газообразного или жидкого топлива перед стопорным клапаном относительно заданных значений;
- о повышении концентрации паров жидкого топлива в помещении насосной, концентрации газа в машзале более 20% от НКПВ;
- о повышении температуры выхлопных газов в газоходе за турбиной относительно заданного значения;
- о повышении или понижения уровня нефтяного масла1 в маслобаках смазки, регулирования, демпферном баке и аварийном маслобаке относительно заданных уровней;
- о пожаре в помещениях 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».
4.3.1. Для предотвращения взрывоопасных ситуаций ГТУ должна быть оснащена автоматическими защитами, действующими на останов ГТУ при:
- недопустимом понижении давления жидкого или газообразного топлива перед стопорными клапанами;
- погасании факела в любой из пламенных труб камеры сгорания;
- недопустимом повышении температуры масляных паров во внутреннем подшипнике агрегата (при наличии внутреннего подшипника);
- при исчезновении напряжения электропитания всех приборов технологического контроля или устройств регулирования и автоматизации.
4.3.2. При срабатывании любой защиты, указанной в п. 4.3.1, производится одновременное закрытие стопорных и регулирующих топливных клапанов, электрозадвижек на трубопроводах подвода топлива к узлам регулирования, запорного вентиля запального газа, открытие электрозадвижек на продувочных трубопроводах, открытие дренажных и антипомпажных клапанов, отключение пускового устройства, отключение генератора от сети и другие противоаварийные мероприятия, предусмотренные инструкцией по эксплуатации ГТУ.
4.3.3. Срабатывание любой технологической защиты должно сопровождаться аварийной световой и звуковой сигнализацией.
4.3.4. Для предотвращения взрывоопасных ситуаций ГТУ должна быть оснащена блокировками, осуществляющими:
- запрет на зажигание топлива в камере сгорания ГТУ при закрытых антипомпажных клапанах или закрытых шиберах на всосе циклового компрессора или выхлопном тракте за турбиной;
- запрет на зажигание топлива в камере сгорания без предварительной вентиляции газовоздушных трактов ГТУ, продолжительность которой должна определяться местной инструкцией по эксплуатации;
- закрытие стопорного клапана при отсутствии факела в любой из пламенных труб при зажигании топлива в камере сгорания по истечении заданного заводом-изготовителем ГТУ времени выдержки;
- запрет на открытие стопорных и регулирующих топливных клапанов при срабатывании любой технологической защиты1, указанной в п. 4.3.1;
- включение отсоса масляных паров из маслобака смазки и корпуса внутреннего подшипника (при его наличии) при включении маслонасоса смазки турбогенератора.
____________
1 Запрет снимается при введении защиты.
5.1.1. К эксплуатации ГТУ должен допускаться персонал, прошедший специальную подготовку и проверку знаний ПТЭ, ПТБ, ППБ, а также проверку знаний настоящей Инструкции и эксплуатационных инструкций в объеме, соответствующем занимаемой должности или рабочему месту.
5.1.2. Для ГТУ, пускаемой после монтажа, должна быть составлена программа пуска, в которую необходимо включить требования по взрывопожаробезопасности с указанием должностных лиц, ответственных за выполнение конкретных мероприятий.
5.1.3. Пуск ГТУ должен осуществляться автоматически.
Наладка системы автоматического пуска (САП) должна проводиться с помощью имитатора без подачи топлива в камеры сгорания.
5.1.4. Пуск ГТУ может осуществляться:
- из холодного состояния - при температуре металла корпуса турбины менее 150°С, после простоя установки более 3 суток, после монтажа или ремонта ГТУ;
- из неостывшего состояния - при температуре металла корпуса турбины 150-250°С;
- из горячего состояния - при температуре металла корпуса турбины выше 250°С.
Скорость повышения температуры газов в проточной части, частоты вращения и набора нагрузки не должна превышать заданной заводом-изготовителем ГТУ при пуске из каждого теплового состояния агрегата.
5.1.5. Программы САП должны позволять осуществление нормальных и ускоренных пусков ГТУ из каждого теплового состояния агрегата.
5.1.6. Пуск ГТУ может осуществляться как на основном топливе, так и на специальном пусковом топливе, вид которого должен быть указан на поставку установки на ТЭС.
5.1.7. Стопорные и регулирующие топливные клапаны ГТУ должны быть плотными.
Плотность топливных клапанов ГТУ должна проверяться не реже 1 раза в месяц при регулярной эксплуатации установки, а также перед пуском после длительного (свыше 7 сут) простоя ГТУ.
5.1.8. Зажигание топлива в камере сгорания при пуске установки запрещается без предварительной вентиляции трактов ГТУ цикловым компрессором с приводом от пускового устройства.
После неудачной попытки зажигания подача топлива в камеру сгорания должна быть прекращена; повторное зажигание допускается после вентиляции трактов не менее 4 мин для жидкого и 10 мин для газообразного топлива.
5.1.9. Система автоматического пуска должна включать блокировки, препятствующие выполнению последующего этапа до полного завершения предыдущего.
5.1.10. Пуск ГТУ должен быть прекращен действием автоматических защит или персоналом в случаях:
- повышением температуры 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 к границе помпажа;
- нарушения установленной 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. При использовании в ГТУ котлов-утилизаторов (КУ) ил экономайзеров пуск установки должен производиться с полностью открытыми к дымовой трубе шиберами; переключение шиберов, включение в работу КУ или подогревателей, зажигание топлива в дожигающих устройствах за турбиной допускается только после выхода агрегата на «холостой ход».
Эксплуатация газотурбинных установок должна вестись в соответствии с разд. 4.6 Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей (М.: Энергоатомиздат, 1989).
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:
- разгружение агрегата в заданном темпе;
- закрытие регулирующих топливных клапанов, стопорных клапанов и электрозадвижек на трубопроводах подвода топлива к узлам регулирования;
- открытие вентилей на трубопроводе продувки газопровода при использовании газообразного топлива или дренажных клапанов при использовании жидкого топлива;
- эффективную вентиляцию газовоздушных трактов установки не менее чем с двукратным обменом воздуха;
- продувку топливных коллекторов и форсунок воздухом, паром или инертным газом в соответствии с ТУ завода-изготовителя ГТУ;
- закрытие шиберов на стороне всасывания и (или) выхлопе ГТУ по окончании вентиляции газовоздушных трактов.
5.3.3. При выводе ГТУ в длительный резерв должны быть приняты меры к ее консервации. Продолжительность останова, при которой требуется консервация, перечень подлежащих консервации узлов и технология ее проведения должны быть указаны в ТУ завода изготовителя ГТУ.
5.4.1. По условиям взрывопожаробезопасности газотурбинная установка должна быть аварийно остановлена защитой или персоналом в случаях, перечисленных в пп. 4.6.18 и 4.6.19 ПТЭ; в случаях, перечисленных в п. 4.6.20 ПТЭ, ГТУ должна быть разгружена и остановлена по решению главного инженера ТЭС.
6.1. Периодичность средних и капитальных ремонтов ГТУ устанавливается с учетом фактического состояния оборудования.
Текущие ремонты должны проводиться в соответствии с регламентом технического обслуживания оборудования ГТУ, утвержденным главным инженером ТЭС.
6.2. Ремонт оборудования газотурбинной установки допускается только по письменному разрешению руководства газотурбинного цеха (по наряду).
6.3. Огневые работы в ГТЦ должны выполняться по наряду, подписанному руководством цеха и согласованному с пожарной охраной объекта.
6.4. Текущий ремонт газопроводов и оборудования газового хозяйства ГТУ должен выполняться по графику, утвержденному главным инженером ТЭС, но не реже 1 раза в год.
6.5. Вывод в ремонт газового оборудования необходимо производить в следующем порядке:
- закрыть задвижки на входе и выходе ремонтируемого оборудования;
- открыть вентили продувочных трубопроводов на ремонтируемом оборудовании;
- проверить герметичность закрытия входных и выходных задвижек; установить токопроводящие перемычки и заглушки во фланцах задвижек;
- продуть сжатым воздухом (или инертным газом) до вытеснения всего газа оборудование, выводимое в ремонт, совместно с газопроводами. Окончание продувки определяется анализом, при котором остаточное содержание газа в продувочном воздухе (при инертном газе) не превышает 1% по объему.
6.6. После окончания ремонта на газопроводах и газовом оборудовании ГТУ необходимо провести испытания их на прочность и плотность воздухом в соответствии с указаниями ПБГХ и составлением соответствующего акта. Для газопроводов и оборудования газового хозяйства при давлении выше 1,2 МПа (12 кгс/см2) следует пользоваться «Правилами технической эксплуатации магистральных газопроводов».
6.7. Запрещается приступать к вскрытию турбины, камеры сгорания, стопорного и регулирующего топливных клапанов, не убедившись в том, что задвижки и вентили по газу закрыты, заглушки установлены, арматура трубопроводов продувки открыта и исключена возможность попадания газа к месту производства работ.
6.8. Места производства ремонтных и огневых работ должны быть обеспечены необходимыми средствами пожаротушения.
Справочное
ПЕРЕЧЕНЬ ОСНОВНЫХ ТЕРМИНОВ
Газотурбинная установка – конструктивно-объединенная совокупность газовой турбины, газовоздушного тракта, системы управления и вспомогательных устройств. В зависимости от вида ГТУ в нее могут входить компрессоры, камеры сгорания и т.д.
Энергетическая ГТУ – газотурбинная установка, предназначенная для привода электрогенератора.
ГТУ простого цикла – газотурбинная установка, термодинамический цикл состоит только из следующих один за другим процессов сжатия, нагрева и расширения рабочего тела.
ГТУ сложного цикла – газотурбинная установка, термодинамический цикл которой включает промежуточное охлаждение при сжатии и (или) подвод теплоты при расширении рабочего тела.
ГТУ открытого цикла – газотурбинная установка, в которую воздух поступает из атмосферы, а выхлопные газы отводятся в атмосферу.
Многовальная ГТУ – газотурбинная установка, имеющая несколько валов с независимыми друг от друга частотами вращения.
ГТУ с независимой (свободной) силовой турбиной – газотурбинная установка, в которой силовая газовая турбина механически не связана с компрессором.
ГТУ с конвертированным ГТД – газотурбинная установка, в состав которой входит транспортный газотурбинный двигатель (газотурбогенератор).
Парогазовая установка – установка, состоящая из паротурбинной и газотурбинной частей, в которой теплота выхлопных газов ГТУ используется для утилизации в цикле ПТУ.
Справочное
ПЕРЕЧЕНЬ ПРИНЯТЫХ 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. |
Обязательное
ПЕРЕЧЕНЬ ДЕЙСТВУЮЩЕЙ НОРМАТИВНОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ
1. ГОСТ 12.1.004-85. Пожарная безопасность. Общие требования.
2. ГОСТ 12.1.010-76. Взрывобезопасность. Общие требования.
3. СНиП II-58. Электростанции тепловые.
4. СНиП II-106. Склады нефти и нефтепродуктов.
5. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. 14-е издание. М.: Энергоатомиздат, 1989.
6. Правила пожарной безопасности для энергетических предприятий. – М.: Энергоатомиздат, 1988.
7. Правила безопасности в газовом хозяйстве. – М.: Недра, 1980.
8. Правила взрывобезопасности при использовании мазута и природного газа в котельных установках: ПР 34-00-006-84. – М.: СПО Союзтехэнерго, 1984.
9. Правила устройства электроустановок: 6-е издание. – М.: Энергоатомиздат, 1985.
10. Правила техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей. – М.: Энергоатомиздат, 1985.
11. Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок. М.: Энергоатомиздат, 1986.
12. Типовая инструкция по эксплуатации газового хозяйства тепловых электростанций, сжигающих природный газ: ТИ 34-70-062-87 – М.: СПО Союзтехэнерго, 1987.
13. Типовая инструкция по предупреждению и ликвидации аварий на тепловых электростанциях: ТИ 34-66-061-87. – М.: СПО Союзтехэнерго, 1987.
14. Инструкция по проектированию противопожарной защиты энергетических предприятий: РД 34.49.101-87. – М.: Информэнерго, 1987.
15. Инструкция по проектированию отопления и вентиляции нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий. ВСН 21-77. М.: Миннефтехимпром, 1977.
16. Инструкция о мерах пожарной безопасности при проведении огневых работ на энергетических объектах Минэнерго СССР. – М.: ХОЗУ Минэнерго СССР, 1985.
17. Инструкция по содержанию и применению первичных средств пожаротушения на предприятиях Минэнерго СССР. – М.: СПО Союзтехэнерго, 1980.
18. Технические условия (типовые) на проектирование газопроводов давлением до 4,0 МПа (40,0 кгс/см2) для газотурбинных установок электростанций. Утв. Минэнерго СССР 08.08.1988 г.
19. Перечень помещений и зданий энергетических объектов Минэнерго СССР с указанием категорий по взрывопожарной и пожарной опасности, № 8002 ТМ-Т1.
ОГЛАВЛЕНИЕ
|
2. Топливоснабжение газотурбинных установок 2.1. Подача газообразного топлива 2.2. Прием, хранение и подача жидкого топлива 4. Технологический контроль, сигнализация, защиты и блокировки 4.2. Технологическая сигнализация 4.3. Технологические защиты и блокировки 5. Требования к эксплуатации ГТУ 5.2. Нормальная эксплуатация ГТУ Приложение 1. Перечень основных терминов Приложение 2. Перечень принятых сокращений Приложение 3. Перечень действующей нормативной документации |