МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ СССР

 

 

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 ВЗРЫВОБЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ГАЗОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК

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. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

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. ТОПЛИВОСНАБЖЕНИЕ ГАЗОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК

2.1 Подача газообразного топлива

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.

2.2 Прием, хранение и подача жидкого топлива

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 D_у 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 Особые условия

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. ЗДАНИЯ И СООРУЖЕНИЯ

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. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ, СИГНАЛИЗАЦИЯ, ЗАЩИТЫ И БЛОКИРОВКИ

4.1 Технологический контроль

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 Технологическая сигнализация

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 Технологические защиты и блокировки

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. ТРЕБОВАНИЯ К ЭКСПЛУАТАЦИИ ГТУ

5.1 Пуск ГТУ

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».

5.2 Нормальная эксплуатация ГТУ

Эксплуатация газотурбинных установок должна вестись в соответствии с разд. 4.6 Правил технической 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:

- 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 Аварийное состояние 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. РЕМОНТ ГТУ

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.

 

Приложение 1

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.

 

Приложение 2

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.

 

Приложение 3

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