ПБ 12-529-03. 
8.4. Строительство и приемка в эксплуатацию

ПБ 12-529-03. 8.4. Строительство и приемка в эксплуатацию
Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления.

      Стройка - Главная Написать нам
 
 
ПК Инфоплюс-смета Сварка - документы Бизнес-планы Исследования Тендеры  
 
 

 

 

 

 

Случайно выбранные документы:
РД 22-28-36-01 - Краны грузоподъемные. Типовые программы и методики испытаний

 

 

 

Сварка ->  Газовое оборудование ->  ПБ 12-529-03 -> 

 

 

8.4. Строительство и приемка в эксплуатацию

 

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

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

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

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

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

– прокладка газопроводов по стенам несейсмостойких зданий не допускается;

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

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

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

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

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

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

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

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

– значения ударной вязкости газопроводов на образцах Менаже следует определять в соответствии государственного стандарта при температуре минус 60°С;

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

– применение труб из стали марок 10 и 20 по соответствующему государственному стандарту для наружной прокладки в районах строительства с расчетной температурой наружного воздуха до минус 40°С допускается при условии поставки труб с ударной вязкостью при минус 40°С не ниже 29,4 Дж/см2.

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

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

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

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

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

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

8.5. Эксплуатация объектов газового хозяйства

 

8.5.1. На системах газоснабжения ТЭС с ГТУ И ПГУ по графикам, утвержденным техническим руководителем, должны выполняться:

– осмотр технического состояния оборудования (обход);

– проверка параметров срабатывания ПСК и ПЗК, установленных на ППГ;

– проверка работоспособности ПЗК, включенных в схемы защит и блокировок ГТУ и ПГУ;

– контроль загазованности воздуха в помещениях ППГ, котельном и машинном залах, а также в помещениях, в которых размещены блоки системы газоснабжения;

– проверка действия автоматических сигнализаторов загазованности воздуха в помещениях ГРП, машинном зале и котельной;

– проверка срабатывания устройств технологической защиты, блокировок и действия сигнализации;

– очистка фильтров;

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

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

– техническое обслуживание;

– текущий ремонт;

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

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

– капитальный ремонт.

8.5.2. Технологическое оборудование, средства контроля, управления, сигнализации, связи должны подвергаться внешнему осмотру со следующей периодичностью:

– технологическое оборудование, трубопроводная арматура, электрооборудование, средства защиты, технологические трубопроводы - перед началом смены и в течение смены не реже чем через 2 часа;

– средства контроля, управления, исполнительные механизмы, средства сигнализации и связи - не реже 1 раза в сутки;

– вентиляционные системы - перед началом смены;

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

8.5.3. Техническое обслуживание газопроводов и газового оборудования ППГ должно проводиться не реже одного раза в 6 месяцев.

Внутренние газопроводы ГТУ и ПГУ должны подвергаться техническому обслуживанию не реже 1 раза в месяц и текущему ремонту - не реже 1 раза в год. Периодичность капитальных ремонтов устанавливается с учетом фактического состояния оборудования.

Техническое обслуживание и текущий ремонт дожимающих компрессоров, предохранительной запорной и регулирующей арматуры с гарантированным сроком эксплуатации может производиться в соответствии с паспортом (инструкцией) завода-изготовителя.

По истечении гарантийного срока они должны пройти поверку и сервисное обслуживание.

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

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

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

8.5.7. При техническом обслуживании ППГ должны выполняться:

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

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

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

– осмотр и при необходимости очистка фильтров;

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

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

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

– проверка параметров настройки ПСК;

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

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

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

– осмотр арматуры с ее очисткой (при необходимости);

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

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

– продувка импульсных линий средств измерений.

Техническое обслуживание может выполняться на действующем оборудовании.

8.5.9. 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.

8.5.10. Параметры настройки регуляторов в ППГ должны соответствовать значениям рабочего давления газа, указанным в утвержденных технических условиях на поставку ГТУ или в паспортных характеристиках ГТУ.

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

8.5.11. 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.

8.5.12. 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 иные сроки 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.

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

8.5.14. Работающие дожимающие компрессоры должны находиться под постоянным надзором. Эксплуатация компрессоров с отключенными или вышедшими из строя автоматикой, аварийной вентиляцией, блокировкой и вентиляторами вытяжных систем запрещается.

8.5.15. Дожимающие компрессоры подлежат аварийной остановке в случаях:

– утечек газа;

– неисправности отключающих устройств;

– вибрации, посторонних шумов и стуков;

– выхода из строя подшипников и уплотнения;

– изменения допустимых параметров масла и воды;

– выхода из строя электропривода пусковой аппаратуры;

– неисправности механических передач и приводов;

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

8.5.16. Масло для смазки компрессора должно иметь сертификат и соответствовать марке, указанной в заводском паспорте на компрессор (по вязкости, температурам вспышки, самовоспламенения, термической стойкости) и специфическим особенностям, характерным для работы компрессора данного типа в конкретных условиях.

8.5.17. 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.

8.5.18. Газопроводы, подводящие газ к агрегатам, при пуске газа должны продуваться транспортируемым газом до вытеснения всего воздуха в соответствии с требованиями настоящих Правил.

Продувка должна проводиться через продувочные газопроводы в места, предусмотренные проектом.

8.5.19. Пуск газовой турбины может осуществляться:

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

– 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 при пуске из каждого теплового состояния не должны превышать значений заданных заводом-изготовителем.

8.5.20. 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".

8.5.21. 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 газовоздушного тракта и включения защитного запального устройства.

8.5.22. 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 газовоздушных трактов ГТУ или ПГУ в течение времени, указанного в производственной инструкции, а также устранения причин неполадок.

8.5.23. Стопорные и регулирующие топливные клапаны газовой турбины должны быть плотными. Клапаны должны расхаживаться на полный ход перед каждым пуском, а также ежедневно на часть хода при работе газовой турбины в базовом режиме.

8.5.24. Проверка герметичности затвора стопорного, предохранительного запорного клапанов газовой турбины должна производиться после капитального и среднего (регламентного) ремонта с визуальным контролем, перед каждым пуском ГТУ, а также периодически не реже 1 раза в месяц.

8.5.25. Пуском ГТУ должен руководить начальник смены, а после капитального и среднего ремонта, проведения регламентных работ - начальник цеха или его заместитель.

8.5.26. 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.

8.5.27. Пуск ГТУ не допускается в случаях:

– неисправности или отключения хотя бы одной из защит;

– наличия дефектов системы регулирования, которые могут привести к превышению допустимой температуры газов или разгону турбины;

– неисправности одного из масляных насосов или системы их автоматического включения;

– отклонения от норм качества масла, а также при температуре масла ниже установленного предела;

– отклонения от норм качества топлива, а также при температуре или давлении топлива ниже или выше установленных пределов;

– утечки газообразного топлива;

– отклонения контрольных показателей теплового или механического состояния ГТУ от допустимых значений.

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

8.5.29. 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.

8.5.30. Газотурбинная установка должна быть немедленно отключена действием защит или персоналом в случаях:

– недопустимого повышения температуры газов перед газовой турбиной;

– повышения частоты вращения ротора сверх допустимого предела;

– обнаружения трещин или разрыва масло- или газопроводов;

– недопустимого осевого сдвига, недопустимых относительных перемещений роторов компрессоров и турбин;

– недопустимого понижения давления масла в системе смазки или уровня в масляном баке, а также недопустимого повышения температуры масла на сливе из любого подшипника или температуры любой из колодок упорного подшипника;

– прослушивания металлических звуков (скрежета, стуков), необычных шумов внутри турбомашин и аппаратов газовой турбины;

– возрастания вибрации подшипников опор выше допустимых значений;

– появления искр или дыма из подшипников или концевых уплотнений турбомашин или генератора;

– воспламенения масла или топлива и невозможности немедленно ликвидировать пожар имеющимися средствами;

– взрыва (хлопка) в камерах сгорания газовой турбины, в котле-утилизаторе или газоходах;

– погасания факела в камерах сгорания;

– недопустимого понижения давления жидкого или газообразного топлива перед стопорным клапаном газовой турбины;

– закрытого положения заслонки на дымовой трубе котла-утилизатора или повышения давления газов на входе в котел-утилизатор;

– исчезновения напряжения на устройствах регулирования и автоматизации или на всех контрольно-измерительных приборах;

– отключения турбогенератора вследствие внутреннего повреждения;

– возникновения помпажа компрессоров или недопустимого приближения к границе помпажа;

– недопустимого изменения давления воздуха за компрессорами;

– загорания отложений на поверхностях нагрева котлов-утилизаторов.

Одновременно с отключением газовой турбины действием защиты или персоналом должен быть отключен генератор.

8.5.31. Газотурбинная установка должна быть разгружена и остановлена по решению технического руководителя электростанции в случаях:

– нарушения нормального режима эксплуатации газовой турбины или нормальной работы вспомогательного оборудования, при появлении сигналов предупредительной сигнализации, если устранение причин нарушения невозможно без останова;

– заедания стопорных, регулирующих и противопомпажных клапанов;

– обледенения воздухозаборного устройства, если не удается устранить обледенение при работе ГТУ под нагрузкой;

– недопустимого повышения температуры наружных поверхностей корпусов турбин, камер сгорания, переходных трубопроводов, если понизить эту температуру изменением режима работы ГТУ не удается;

– недопустимого увеличения неравномерности измеряемых температур газов;

– недопустимого повышения температуры воздуха перед компрессорами высокого давления, а также в случаях нарушения нормального водоснабжения;

– неисправности защит, влияющих на обеспечение взрывобезопасности;

– неисправности оперативных контрольно-измерительных приборов.

8.5.32. При аварийном останове ГТУ или ПГУ с котлом-утилизатором необходимо:

– прекратить подачу топлива в камеру сгорания газовой турбины закрытием стопорного клапана, ПЗК и других запорных устройств на газопроводах газовой турбины и котлов-утилизаторов;

– открыть продувочные газопроводы и трубопроводы безопасности на отключенных газопроводах газовой турбины и котлов-утилизаторов;

– отключить паровую турбину и генератор, предусмотренные в составе ПГУ.

8.5.33. После отключения ГТУ и ПГУ должна быть обеспечена эффективная вентиляция трактов и там, где это предусмотрено, произведена продувка горелок воздухом или инертным газом.

По окончании вентиляции должны быть перекрыты всасывающий и (или) выхлопной тракты. Продолжительность и периодичность вентиляции и прокруток роторов при остывании ГТУ должны быть указаны в инструкции по эксплуатации.

8.5.34. Запорная арматура на продувочных газопроводах и газопроводах безопасности после отключения ГТУ должна постоянно находиться в открытом положении.

8.5.35. Перед ремонтом газового оборудования, осмотром и ремонтом камер сгорания или газоходов газовое оборудование и запальные трубопроводы должны отключаться от действующих газопроводов с установкой заглушки после запорной арматуры.

8.5.36. Запрещается приступать к вскрытию турбин, камеры сгорания, стопорного и регулирующих клапанов не убедившись в том, что запорные устройства на подводе газа к газовой турбине закрыты, на газопроводах установлены заглушки, газопроводы освобождены от газа, арматура на продувочных газопроводах открыта.

8.5.37. После окончания ремонта на газопроводах и газовом оборудовании необходимо провести испытания их на прочность и герметичность в соответствии с требованиями проекта.

8.6. Технологический контроль, автоматизация, сигнализация, защиты и блокировки

 

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

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

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

– общего расхода газа на ТЭС;

– расхода газа на каждую ГТУ или ПГУ;

– давления газа на входе в ППГ;

– температуры газа на входе в ППГ;

– перепада давления газа на каждом фильтре;

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

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

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

– уровня жидкости в аппарате блоков очистки газа;

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

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

– температуры газа после холодильника;

– температуры газа на выходе из последней ступени компрессора;

– температуры подшипников электродвигателей дожимающих компрессоров;

– температуры подшипников дожимающего компрессора;

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

– температуры и давления масла в системе маслообеспечения дожимающих компрессоров;

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

– мощности, потребляемой дожимающими компрессорами;

– давления газа за компрессором;

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

– частоты вращения пускового устройства ГТУ;

– частоты вращения стартера ГТУ.

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

– о повышении и понижении давления газа перед блоком очистки;

– о повышении и понижении давление газа до и после ППГ;

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

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

– о включении аварийной вентиляции в помещениях установки дожимающих компрессоров;

– о повышении температуры охлаждающей воды и масла на каждом дожимающем компрессоре;

– о повышении температуры подшипников электродвигателя дожимающего компрессора;

– о повышении температуры подшипников дожимающего компрессора;

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

– о повышении температуры воздуха в блок-контейнере компрессорного агрегата;

– о понижении уровня масла в масляной системе дожимающего компрессора;

– о повышении уровня жидкости в аппаратах блоков очистки газа;

– о повышении температуры газа до и после дожимающего компрессора;

– о срабатывании системы автоматического пожаротушения в помещениях ППГ;

– о понижении уровня масла в масляной системе дожимающего компрессора;

о повышении уровня жидкости в аппаратах блоков очистки газа;

– о повышении вибрации ротора дожимающего компрессора;

– о наличии факела на пламенных трубах камеры сгорания газовой турбины;

– о наличии факела на горелке котла-утилизатора;

– о наличии факела на запальных устройствах газовой турбины;

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

– о срабатывании технологических защит.

8.6.5. В ППГ системы газоснабжения предусматриваются следующие технологические защиты:

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

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

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

8.6.6. В ППГ системы газоснабжения предусматриваются технологические блокировки:

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

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

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

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

– недопустимом понижении давления газа перед стопорным клапаном газовой турбины;

– погасании или невоспламенении факела пламенных труб камеры сгорания;

– недопустимом изменении давления воздуха за компрессорами;

– возникновении помпажа компрессоров.

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

8.6.8. Технологические защиты, блокировки и сигнализация, введенные в постоянную эксплуатацию, должны быть включены в течение всего времени работы оборудования, на которых они установлены. Ввод технологических защит должен производиться автоматически.

8.6.9. Вывод из работы технологических защит, обеспечивающих взрывобезопасность, на работающем оборудовании запрещается.

Вывод из работы других технологических защит, а также технологических блокировок и сигнализации на работающем оборудовании разрешается только в дневное время и не более одной защиты, блокировки или сигнализации одновременно в случаях:

– очевидной неисправности или отказа;

– периодической проверки согласно графику, утвержденному техническим руководителем.

Отключение должно выполняться по письменному распоряжению начальника смены в оперативном журнале с обязательным уведомлением технического руководителя ТЭС.

8.6.10. Проведение ремонтных и наладочных работ в цепях защит, блокировок и сигнализации на действующем оборудовании без оформления наряда-допуска запрещается.

8.6.11. Работы по регулировке и ремонту систем автоматизации, противоаварийных защит и сигнализации в условиях загазованности запрещаются.

 

 

 

 

 

 

 

    Рейтинг@Mail.ru   Каталог популярных сайтов           
Разместить сайт в каталоге
Разместить статью в каталоге