В области газоснабжения 8 страница

456. 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.

457. Помещения, в которых располагается оборудование ППГ, а также
блоки арматуры газовой турбины, следует относить по взрывопожарной и
пожарной опасности к категории А, помещения (машинные залы), в которых
размещены газовые турбины, - к категории Г1. Степень огнестойкости
зданий и сооружений должна быть не ниже III согласно строительным
нормам Республики Беларусь СНБ 2.02.01-98 «Пожарно-техническая
классификация зданий, строительных конструкций и материалов»,
утвержденным приказом Министерства архитектуры и строительства
Республики Беларусь от 2 сентября 1998 г. № 134.

458. Системы газоснабжения ГТУ и ПГУ должны обеспечивать газовые
турбины проектным давлением газа перед горелочными устройствами и
камерами сгорания.

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.

459. При выборе схемы газоснабжения за расчетное давление газа в
ПГП принимается минимальное давление на границе территории 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.

460. 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.

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

462. На территории ТЭС, как правило, следует предусматривать
комплексный общестанционный пункт подготовки газа.

463. Аппараты в каждой ступени очистки газа предусматриваются с
50%-ным резервом. На ПГП к блоку очистки газа следует предусматривать
запорное устройство с электроприводом, управляемым с МЩУ ППГ.

464. 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.

465. Технологическая схема дожимной компрессорной станции может
быть как общестанционной, так и блочной.

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

467. При суммарном расходе газа до 300 тыс. м³/ч может сооружаться
одна общестанционная ДКС. При больших расходах газа должны
сооружаться две ДКС и более.

При суммарном расходе газа до 50 тыс. м³/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 50 тыс. м³/ч до 100 тыс. м³/ч и свыше 100 тыс. м³/ч до 300 тыс. м³/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.

468. Падение давления газа перед газовыми турбинами за время пуска
резервного компрессора должно быть в пределах допустимого значения,
установленного организацией-изготовителем 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.

469. 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.

470. 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 град.

471. Транзитная прокладка газопроводов не допускается на территории
открытых подстанций и складов горючих и легковоспламеняющихся
жидкостей, по стенам зданий категорий А и Б любой степени огнестойкости,
по стенам зданий категорий В, Г, Д со степенью огнестойкости ниже III.

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

473. 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.

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

475. 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.

476. 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.

477. 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.

478. Продувка газового оборудования и газопроводов должна
предусматриваться воздухом или инертным газом. Для подачи воздуха или
инертного газа должны быть предусмотрены штуцера с запорными
устройствами.

479. 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 оконных и дверных
проемов.

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

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

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

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

483. 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 м3.

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

485. Производственные помещения и помещения управления ППГ с
площадью более 60 м² должны иметь запасный выход, расположенный с

противоположной стороны основному. Запасный выход должен быть наружу здания.

486. В системах газоснабжения ГТУ и ПГУ должны применяться
стальные бесшовные и электросварные прямошовные трубы, изготовленные
из спокойных углеродистых и низколегированных сталей, в соответствии с
техническими нормативными правовыми актами.

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%.

487. Детали, блоки, сборочные единицы трубопроводов, опоры и
подвески для газопроводов на давление до 4,0 МПа следует применять в
соответствии с техническими нормативными правовыми актами,
содержащими требования к трубопроводам тепловых электростанций.

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 техническими нормативными правовыми актами, содержащими требования к магистральным газопроводам.

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

489. На газопроводах следует применять стальную, приварную арматуру
с герметичностью затворов класса А.

490. 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.

Время закрытия ПЗК не должно превышать 1 сек.

491. Помещения, в которых расположено оборудование систем
газоснабжения ГТУ и ПГУ, следует относить по взрывоопаснос^ти к зоне
класса В-1a, 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.

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

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

494. Защита от статического электричества и устройство молниезащиты
ППГ должны выполняться в соответствии с техническими нормативными

правовыми актами, содержащими требования по устройству молниезащиты зданий и сооружений.

495. 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 контейнеров ППГ.

496. 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 предусматривать при
необеспечении расчетных параметров воздуха за счет вентиляции с
естественным побуждением.

497. 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 воздухообмена должна исключать возможность образования
застойных зон в пределах площадок и помещений.

498. При расчете аварийной вентиляции для помещений, в которых
возможен выход (поступление) большого количества горючих газов, расход
воздуха, необходимый для обеспечения промышленной безопасности,
определяется проектной организацией. Аварийную вентиляцию следует
предусматривать с механическим побуждением. Системы аварийной
вентиляции должны включаться автоматически при срабатывании
установленных в помещениях газоанализаторов на 10% нижнего
концентрационного предела распространения пламени.

499. Строительство и приемка в эксплуатацию законченных
строительством объектов ТЭС с ГТУ и ПГУ должно осуществляться в
соответствии с действующим законодательством с учетом требований
настоящих Правил, а также требований технических нормативных правовых
актов к магистральным газопроводам.

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

500. 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.

501. 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.

502. При эксплуатации систем 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 ПТУ;

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.

503. 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 1 раза в сутки;

вентиляционные системы - перед началом смены;

средства пожаротушения, включая автоматические системы обнаружения и тушения пожаров, - не реже 1 раза в месяц.

504. 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 1 раза в месяц и текущему ремонту -не реже 1 раза в год. Периодичность капитальных ремонтов устанавливается с учетом фактического состояния оборудования.

Текущий ремонт дожимающих компрессоров, предохранительной запорной и регулирующей арматуры с гарантированным сроком эксплуатации производится в соответствии с эксплуатационной документацией организации-изготовителя.

505. Техническое обслуживание должно проводиться в составе не менее
трех человек, под руководством мастера, с оформлением наряда-допуска на
производство газоопасных работ.

506. Техническое обслуживание, текущий и капитальный ремонт
газопроводов, арматуры и технологического оборудования должны
производиться в соответствии с требованиями настоящих Правил,
инструкций организаций-изготовителей по монтажу и эксплуатации
оборудования, а также технических нормативных правовых актов,
учитывающих условия и требования эксплуатации тепловых электрических
станций, обеспечивающих их промышленную безопасность.

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

508. 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.

509. 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.

510. В производственной зоне ППГ должны ежесменно осматриваться
технологическое оборудование, газопроводы, арматура,
электрооборудование, вентиляционные системы, средства измерений,
противоаварийные защиты, блокировки и сигнализации, выявленные
неисправности - своевременно устраняться.

Включение в работу технологического оборудования без предварительного внешнего осмотра (обхода) не допускается.

511. Параметры настройки регуляторов в ППГ должны соответствовать
значениям рабочего давления газа, указанным в паспортных
характеристиках ГТУ.

Колебания давления газа на выходе допускаются в пределах 10% от рабочего давления.

512. Предохранительные сбросные клапаны должны быть настроены на
параметры, обеспечивающие начало их открывания при превышении
величины максимального рабочего давления на выходе из ППГ не более чем
на 15%.

При настройке параметров срабатывания ПСК не должно изменяться рабочее давление газа после регулирующих клапанов на выходе из ППГ.

513. При эксплуатации ППГ должны выполняться:

осмотр технического состояния (обход) в сроки, устанавливаемые производственной инструкцией, обеспечивающие безопасность и надежность эксплуатации;

проверка параметров срабатывания предохранительно-запорных и сбросных клапанов - не реже 1 раза в 3 месяца, а также по окончании ремонта оборудования;

техническое обслуживание - не реже 1 раза в 6 месяцев;

текущий ремонт - не реже 1 раза в год, если изготовители газового оборудования не устанавливают иных сроков ремонта;

капитальный ремонт - при замене оборудования, средств измерений, ремонте здания, систем отопления, вентиляции, освещения, на основании

дефектных ведомостей, составленных по результатам осмотров и текущих ремонтов.

514. Режим настройки и проверки параметров срабатывания
предохранительных клапанов не должен приводить к изменению рабочего
давления газа после регулятора.

515. 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.

516. 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.

517. Контроль загазованности в помещениях ППГ должен проводиться
стационарными сигнализаторами загазованности или переносным прибором
из верхней зоны помещений не реже 1 раза в сутки.

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

518. 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.

519. Пуск газовой турбины может осуществляться:

из холодного состояния, при температуре металла корпуса турбины менее 150 град. С, после монтажа или ремонта;

из неостывшего состояния, при температуре металла корпуса турбины 150-250 град. С;

из горячего состояния, при температуре металла корпуса турбины выше 250 град. С.

Скорость повышения температуры газов в проточной части, частоты вращения и набора нагрузки при пуске из каждого теплового состояния не должны превышать значений, заданных организацией-изготовителем.

520. Пуск ГТУ и ПГУ должен производиться с полностью открытыми к
дымовой трубе шиберами. Переключение шиберов, розжиг горелок котла-
утилизатора допускается только после выхода газовой турбины на "холостой
ход".

521. Камеры сгорания и газо-воздушные 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% от 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 газо-воздушного тракта и включения защитного запального устройства.

522. Если при розжиге пламенных труб (газовых горелок) камеры
сгорания газовой турбины или в процессе регулирования произошел отрыв,
проскок или погасание пламени, подача газа на газовую горелку и ее
запальное устройство должна быть немедленно прекращена.

К повторному розжигу разрешается приступить после вентиляции камер сгорания и газо-воздушных трактов ГТУ или ПГУ в течение времени, указанного в производственной инструкции, а также устранения причин неполадок.

523. 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.

524. Проверка герметичности затвора стопорного, предохранительного
запорного клапанов газовой турбины должна производиться после
капитального и текущего ремонта, перед каждым пуском ГТУ, а также
периодически не реже 1 раза в месяц.

525. Пуском ГТУ должен руководить начальник смены, а после
ремонта, проведения регламентных работ - начальник цеха или его
заместитель.

526. Перед пуском ГТУ после ремонта или простоя в резерве свыше 3
суток должны быть проверены исправность и готовность к включению
средств технологической защиты и автоматики, блокировок
вспомогательного оборудования, масляной системы, резервных и аварийных
маслонасосов, контрольно-измерительных приборов и средств оперативной
связи. Выявленные при этом неисправности должны быть устранены.

527. 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.

528. Пуск ГТУ после аварийного останова или сбоя при предыдущем
пуске, если причины этих отказов не устранены, не допускается.

529. Пуск ГТУ должен быть немедленно прекращен действием защит
или персоналом в случаях:

нарушения установленной последовательности пусковых операций; превышения температуры газов выше допустимой по графику пуска; повышения нагрузки пускового устройства выше допустимой; не предусмотренного инструкцией снижения частоты вращения разворачиваемого вала после отключения пускового устройства; помпажных явлений в компрессорах ГТУ.

Дата добавления: 2015-05-31