Logo GenDocs.ru

Поиск по сайту:  

Загрузка...

Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления - файл Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления.doc


Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления
скачать (183.5 kb.)

Доступные файлы (1):

Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления.doc1168kb.30.07.2003 13:43скачать

содержание
Загрузка...

Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления.doc

1   ...   5   6   7   8   9   10   11   12   13
Реклама MarketGid:
Загрузка...

Управление отключающими устройствами должно быть дистанционным

со щита управления котлом, с площадки обслуживания управления

горелок, а также вручную по месту.

7.34. Питание электромагнита ПЗК на постоянном или переменном

токе выбирается в проекте исходя из технико-экономического

обоснования.

Питание на постоянном токе должно осуществляться от шин

аккумуляторной батареи или от батареи предварительно заряженных

конденсаторов, при условии оснащения схемы управления устройством

непрерывного контроля за исправностью цепей.

Питание на переменном токе должно осуществляться от двух

независимых источников, при условии установки блока непрерывного

питания.

7.35. Каждая горелка котла должна быть оснащена

защитно-запальным устройством (ЗЗУ), обеспечивающим факел у

горелки в режиме розжига и селективный контроль факела горелки во

всех режимах работы котла, включая режим розжига.

Управление ЗЗУ должно быть дистанционным со щита управления

котлом, а также с площадки обслуживания управления горелок.

Розжиг факела каждой горелки котла, работающей на газе, должен

осуществляться от стационарно установленного индивидуального

защитно-запального устройства (ЗЗУ).

7.36. На газопроводе перед последним отключающим устройством

каждой горелки должен предусматриваться трубопровод безопасности

диаметром не менее 20 мм, оснащенный отключающим устройством с

электроприводом.

7.37. Газопроводы котла должны иметь систему продувочных

газопроводов с отключающими устройствами и штуцерами для отбора

проб, а также растопочный сбросной газопровод (при необходимости).

Продувочные газопроводы должны быть предусмотрены:

в конце каждого тупикового участка газопровода, включая

запальный газопровод;

перед вторым отключающим устройством на отводе к котлу;

перед местом установки заглушек на газопроводе котла;

перед ПЗК котла;

перед первым отключающим устройством у горелки (если длина

газопровода превышает 2 м);

с обеих сторон секционного отключающего устройства при

кольцевой схеме подвода газа к котельной.

Диаметр продувочного газопровода должен определяться расчетом

с учетом обеспечения 15-кратного обмена объема продуваемого

участка газопровода в течение 1 ч, но быть не менее 20 мм.

7.38. Объединение продувочных газопроводов с трубопроводами

безопасности, а также продувочных газопроводов от участков,

разделенных заглушками или регулирующими клапанами, не

допускается.

7.39. На котле должно предусматриваться измерение:

давления газа в газопроводе котла до и после регулирующего

клапана;

давления газа перед каждой горелкой за последним по ходу газа

отключающим устройством;

перепада давления воздуха перед горелками и дымовых газов на

уровне горелок или в верхней части топки (для котлов, работающих

под наддувом);

перепада давления между воздухом в "теплом ящике" и дымовыми

газами топки (для котлов, работающих под наддувом);

давления воздуха в общем коробе или воздуховодах по сторонам

котла (кроме котлов, работающих под наддувом);

разрежения или давления дымовых газов вверху топки;

давления воздуха перед горелкой за последним отключающим

устройством.

7.40. Газифицированный котел должен оснащаться системами

(устройствами) технологической защиты:

7.40.1. На отключение подачи газа в случаях:

невоспламенения факела первой растапливаемой горелки;

погасания факелов всех горелок в топке (общего факела в

топке);

отключения всех дымососов (для котлов с уравновешенной тягой);

отключения всех дутьевых вентиляторов;

отключения всех регенеративных воздухоподогревателей;

понижения давления газа после РК ниже заданного значения (при

использовании газа в качестве основного вида топлива).

7.40.2. На снижение нагрузки котла до 50% при отключении:

одного из двух дымососов;

одного из двух дутьевых вентиляторов;

одного из двух регенеративных воздухоподогревателей.

7.40.3. На отключение подачи газа на горелку при ее

невоспламенении или погасании ее факела.

7.41. Газифицированный котел должен быть оснащен блокировками,

не допускающими:

открытие отключающего устройства на газопроводе-отводе к котлу

при открытом положении хотя бы одного отключающего устройства

перед горелками;

включение ЗЗУ и подачу газа к горелкам без предварительной

вентиляции топки, газоходов (в том числе рециркуляционных),

"теплого ящика" и воздуховодов в течение не менее 10 мин.;

открытие общего запорного устройства на запальном газопроводе

к ЗЗУ при открытом положении хотя бы одного первого по ходу газа

запорного устройства с электроприводом перед любым ЗЗУ;

подачу газа в горелку в случае закрытия воздушного шибера

(клапана) перед горелкой (группой горелок) или при отключении

индивидуального дутьевого вентилятора;

подачу газа в горелку при отсутствии факела на ЗЗУ;

открытие (закрытие) запорного устройства на трубопроводе

безопасности при открытом (закрытом) положении обоих запорных

устройств перед горелкой.

7.42. В системе газоснабжения (газораспределения) котла должна

быть предусмотрена сигнализация на:

понижение или повышение заданного давления газа перед ГРП;

понижение или повышение заданного давления газа после ГРП;

понижение или повышение заданного давления газа после РК

котла;

понижение заданного давления воздуха в общем коробе или в

воздуховодах перед горелками (кроме котлов, работающих под

наддувом);

понижение перепада давления между воздухом перед горелками и

дымовыми газами в верхней части топки или на уровне горелок (для

котлов, работающих под наддувом);

понижение перепада давления между воздухом в "теплом ящике" и

дымовыми газами топки (для котлов, работающих под наддувом);

наличие факела на горелке котла;

наличие факела ЗЗУ горелки;

наличие общего факела в топке котла;

срабатывание защит, предусмотренных настоящими Правилами;

загазованность помещений регуляторных залов и МЩУ ГРП.

7.43. Выполнение блокировок и защит, действующих на останов

котла или перевод его на пониженную нагрузку, должно

осуществляться по техническим условиям, согласованным с

заводом-изготовителем, или по нормативно-технической документации,

утвержденной для ТЭС.

7.44. Аварийное отключение газопроводов (вплоть до ГРП) должно

производиться в случаях разрыва сварных стыков, коррозионных и

механических повреждений газопровода и арматуры с выходом газа, а

также при взрыве, пожаре, непосредственно угрожающих газопроводам

и газовому оборудованию.

7.45. При обнаружении загазованности работы должны быть

приостановлены, приняты меры по устранению утечки газа и

выполнению мероприятий в соответствии с Планом локализации и

ликвидации аварийных ситуаций, при необходимости Планом

взаимодействия служб различных ведомств.

Лица, не участвующие в аварийно-восстановительных работах,

должны быть удалены из опасной зоны.

7.46. Газоопасные работы должны выполняться в соответствии с

требованиями настоящих Правил.

Форма нарядов-допусков на производство газоопасных работ может

соответствовать требованиям нормативных документов для ТЭС, с

учетом специфики проводимых работ.

7.47. Установка заглушек на газопроводах должна производиться

на отключенном участке после его предварительной продувки воздухом

или инертным газом и взятия пробы для анализа на содержание

горючего газа.

Снятие заглушек на газопроводе должно производиться после

проведения контрольной опрессовки в соответствии с требованиями

настоящих Правил.

7.48. Заглушки на газопроводах ГРП при пуске газа после

консервации или ремонта должны сниматься после осмотра

технического состояния (обхода) газопроводов, проведения

технического обслуживания и контрольной опрессовки, а после

капитального ремонта на газопроводе (сварочных работ), после

испытания на прочность и герметичность - в соответствии с

требованиями настоящих Правил.

7.49. Снятие заглушек на газопроводах котла при его выводе из

режима консервации или ремонта должно выполняться после осмотра

технического состояния котла, проведения технического обслуживания

и контрольной опрессовки, проверки работоспособности

технологических защит, блокировок и сигнализации, а также записи

ответственного лица в оперативном журнале о готовности котла к

растопке.

7.50. До начала работ, связанных с разборкой газовой арматуры,

присоединением или ремонтом внутренних газопроводов, работой

внутри котлов, а также при выводе котлов в режим консервации и

ремонта отключающие устройства, установленные на ответвлениях

газопровода к котлу и на газопроводе к защитно-запальным

устройствам горелок, должны быть закрыты с установкой заглушек.

Газопроводы должны быть освобождены от газа продувкой воздухом

или инертным газом.

7.51. До начала и в период проведения работ по установке и

снятию заглушек должна проводиться проверка рабочей зоны на

загазованность. При предельно допустимой концентрации газа в

воздухе рабочей зоны, превышающей 300 мг/куб. м, работы должны

выполняться в шланговых противогазах.

7.52. При сжигании на ТЭС газа с повышенным содержанием серы

продувка газопроводов сжатым воздухом не допускается.

7.53. Технологические защиты, блокировки и сигнализация,

введенные в постоянную эксплуатацию, должны быть включены в

течение всего времени работы оборудования.

7.54. Вывод из работы технологических защит, блокировок и

сигнализации на работающем оборудовании допускается в случаях:

необходимости отключения, обусловленной производственной

инструкцией;

неисправности или отказе;

периодической проверки по графику.

Отключение должно выполняться по письменному распоряжению

начальника смены в оперативном журнале с уведомлением технического

руководителя станции или лица, его заменяющего.

7.55. Проведение ремонтных и наладочных работ в цепях защит,

блокировок и сигнализации на действующем оборудовании без

оформления наряда-допуска не допускается.

7.56. Перед пуском котла (ремонт, резерв более 3 суток)

проверяются исправность тягодутьевых машин, вспомогательного

оборудования, средств измерений и дистанционного управления,

регуляторов, а также работоспособность защит, блокировок,

сигнализации, средств оповещения и оперативной связи, проведена

проверка срабатывания ПЗК котла и горелок с возведением на

исполнительные механизмы.

При простое котла менее 3 суток проверке подлежат только

средства измерения, оборудование, механизмы, устройства защиты,

блокировок и сигнализации, на которых производился ремонт.

Выявленные неисправности до розжига котла должны быть

устранены. При обнаружении неисправности средств защиты и

блокировок, действующих на останов котла, розжиг котла не

допускается.

7.57. Пуск газа в газопровод котла после консервации или

ремонта должен производиться при включенных в работу дымососах,

дутьевых вентиляторах, дымососах рециркуляции в

последовательности, указанной в производственной инструкции по

эксплуатации котла.

7.58. Продувать газопроводы котла через трубопроводы

безопасности или через газогорелочные устройства котла не

допускается.

7.59. Перед растопкой котла из холодного состояния должна быть

проведена при включенных в работу тягодутьевых механизмах

предпусковая проверка плотности закрытия отключающих устройств

перед горелками котла, включая ПЗК котла и горелок.

При обнаружении негерметичности затворов отключающих устройств

растопка котла не допускается.

7.60. Непосредственно перед растопкой котла и после его

останова топка, газоходы отвода продуктов сгорания котла, системы

рециркуляции, а также закрытые объемы, в которых размещены

коллекторы ("теплый ящик"), должны быть провентилированы с

включением всех дымососов, дутьевых вентиляторов и дымососов

рециркуляции в течение не менее 10 мин. при открытых шиберах

(клапанах) газовоздушного тракта и расходе воздуха не менее 25% от

номинального.

7.61. Вентиляция котлов, работающих под наддувом, а также

водогрейных котлов при отсутствии дымососа должна осуществляться

при включенных дутьевых вентиляторах и дымососах рециркуляции.

7.62. Растопка котлов должна производиться при работающих

дутьевых вентиляторах и дымососах (где предусмотрены).

7.63. Перед растопкой котла, если газопроводы находились не

под избыточным давлением, следует определить содержание кислорода

в газопроводах котла.

При содержании кислорода более 1% по объему розжиг горелок не

допускается.

7.64. Растопка котлов, все горелки которых оснащены ПЗК и ЗЗУ,

может начинаться с розжига любой горелки в последовательности,

указанной в инструкции по эксплуатации котла.

При невоспламенении (погасании) первой растапливаемой горелки

должна быть прекращена подача газа на котел и горелку, отключено

ее ЗЗУ и провентилированы горелка, топка и газоходы согласно

требованиям настоящих Правил, после чего растопка котла может быть

возобновлена на другой горелке.

Повторный розжиг первой растапливаемой горелки должен

производиться после устранения причин ее невоспламенения

(погасания).

В случае невоспламенения (погасания) факела второй или

последующих растапливаемых горелок (при устойчивом горении первой)

должна быть прекращена подача газа только на эту горелку,

отключено ее ЗЗУ и проведена ее вентиляция при полностью открытом

запорном устройстве на воздуховоде к этой горелке.

Повторный ее розжиг возможен после устранения причин ее

невоспламенения (погасания).

7.65. При погасании во время растопки всех включенных горелок

должна быть немедленно прекращена подача газа на котел, отключены

их ЗЗУ и проведена вентиляция горелок, топки, газоходов согласно

требованиям настоящих Правил.

Повторная растопка котла должна производиться после выяснения

и устранения причин погасания факелов горелок.

7.66. Порядок перевода котла с пылеугольного или жидкого

топлива на природный газ должен определяться производственной

инструкцией по эксплуатации котла, утвержденной главным инженером

(техническим директором) организации.

При многоярусной компоновке горелок первыми должны

переводиться на газ горелки нижних ярусов.

Перед плановым переводом котла на сжигание газа должна быть

проведена проверка срабатывания ПЗК и работоспособности

технологических защит, блокировок и сигнализации систем

газоснабжения котла с воздействием на исполнительные механизмы или

на сигнал в объеме, не препятствующим работе котла.

7.67. Подача газа в газопроводы котла должна быть немедленно

прекращена оперативным персоналом в случаях:

несрабатывания технологических защит;

взрыва в топке, газоходах, разогрева (визуально) несущих балок

каркаса или колонн котла, обрушении обмуровки;

пожара, угрожающего персоналу, оборудованию или цепям

дистанционного управления, входящим в схему защиты котла;

исчезновения напряжения на устройствах дистанционного и

автоматического управления или на всех контольно-измерительных

приборах;

разрушения газопровода котла.

7.68. При аварийной остановке котла необходимо прекратить

подачу газа на котел и все горелки котла, их ЗЗУ, открыть

отключающие устройства на трубопроводах безопасности.

При необходимости следует открыть отключающие устройства на

продувочных газопроводах и провентилировать топку и газоходы

согласно требованиям Правил.

7.69. При плановой остановке котла для перевода в режим

резерва должна быть прекращена подача газа к котлу, горелкам, ЗЗУ

с последующим их отключением; открыты отключающие устройства на

трубопроводах безопасности, а при необходимости - и на продувочных

газопроводах, проведена вентиляция топки и газоходов.

По окончании вентиляции тягодутьевые машины должны быть

отключены, закрыты лазы, лючки, шибера (клапана) газовоздушного

тракта и направляющие аппараты тягодутьевых машин.

7.70. Если котел находится в резерве или работает на другом

виде топлива, заглушки после запорной арматуры на газопроводах

котла могут не устанавливаться.

Допускается избыточное давление газа в газопроводах котла при

работе на другом топливе, при условии обеспечения плотности

закрытия отключающих устройств перед горелками котла.

7.71. Наблюдение за оборудованием ГРП, показаниями средств

измерений, а также автоматическими сигнализаторами контроля

загазованности должно проводиться с помощью приборов со щитов

управления котло-турбинного цеха (КТЦ) и водогрейной котельной, с

местного щита управления ГРП и визуально по месту, при обходах.

7.72. Отключающее устройство перед ПСК в ГРП должно находиться

в открытом положении и быть опломбировано.

7.73. Резервная редуцирующая нитка в ГРП должна быть в

постоянной готовности к работе.

Подача газа к котлам по обводному газопроводу (байпасу) ГРП,

не имеющему автоматического регулирующего клапана, запрещается.

^ 8. ОСОБЫЕ ТРЕБОВАНИЯ ВЗРЫВОБЕЗОПАСНОСТИ

ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ, СТРОИТЕЛЬСТВЕ И ЭКСПЛУАТАЦИИ

ГАЗОТУРБИННЫХ (ГТУ) И ПАРОГАЗОВЫХ (ПГУ) УСТАНОВОК

8.1. Проектирование

8.1.1. При проектировании систем газоснабжения ГТУ или ПГУ,

средств технологического контроля, автоматизации, сигнализации,

защит и блокировок должны учитываться требования настоящих Правил,

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.

8.1.2. При разработке блока отключающей арматуры газовой

турбины следует учитывать, что управление арматурой должно

осуществляться от системы управления ГТУ или ПГУ.

8.1.3. Система газоснабжения ГТУ и ПГУ, как правило, включает:

подводящий газопровод (ПГП) от ГРС до пункта подготовки газа

(ППГ) на территории ТЭС;

пункт подготовки газа (ППГ), включая блоки: редуцирования

(компримирования) давления газа, в том числе ГРП, узел

стабилизации давления (УСД), дожимную компрессорную станцию (ДКС),

газотурбинную редукционную станцию (ГТРС), очистки, осушки,

подогрева, измерения расхода;

наружные газопроводы от пункта подготовки газа (ППГ) до зданий

и сооружений, в которых размещены ГТУ и ПГУ;

блоки отключающей арматуры газовых турбин;

внутренние газопроводы ГТУ и ПГУ.

8.1.4. На подводящем газопроводе от ГРС должно быть

предусмотрено отключающее устройство с электроприводом,

управляемым из главного корпуса ТЭС, располагаемое как на

территории электростанции, так и вне ее на расстоянии от 5 м до 20

м от ограды ТЭС.

8.1.5. Проектом должен быть предусмотрен автоматический пуск

(останов) газовой турбины, работающей как автономно, так и с

котлами-утилизаторами, входящими в состав ГТУ и ПГУ.

При проектировании в составе ГТУ и ПГУ должно

предусматриваться оборудование, обеспечивающее эффективную

вентиляцию газовоздушного тракта. Алгоритмами автоматического

разворота газовой турбины двигателя до подсинхронных оборотов

должна предусматриваться эффективная вентиляция всего

газовоздушного тракта ГТУ и ПГУ.

Выбор пусковых устройств и продолжительность вентиляции до

необходимой кратности должны определяться исходя из требований

мобильности разворота газовой турбины.

8.1.6. Конструкция котлов-утилизаторов не должна иметь

застойных зон.

8.1.7. Горелочные устройства, применяемые в системе

газоснабжения ГТУ и ПГУ, должны быть сертифицированы и иметь

разрешение Госгортехнадзора России на промышленное применение в

установленном порядке.

8.1.8. Объем оснащения средствами контроля горелочных

устройств и камеры сгорания газовой турбины должен определяться

техническими условиями на поставку ГТУ и настоящими Правилами.

8.1.9. Подвод газа к горелочным устройствам

котлов-утилизаторов, входящих в состав ГТУ и ПГУ, должен

выполняться в соответствии с требованиями настоящих Правил.

8.1.10. Вентиляция газовоздушного тракта газовых турбин и

котлов-утилизаторов, входящих в состав ГТУ и ПГУ, при пуске должна

обеспечиваться за счет расхода воздуха, проходящего через газовую

турбину при вращении ее ротора пусковым устройством.

В газовых турбинах могут применяться: теристорные пусковые

устройства, воздушные стартеры, электростартеры,

турбокомпрессорные стартеры.

8.1.11. Вентиляция газовоздушного тракта котлов-утилизаторов,

входящих в состав ГТУ и ПГУ, должна осуществляться тягодутьевыми

механизмами.

8.1.12. Для проведения вентиляции газовоздушного тракта ГТУ и

ПГУ после останова газовых турбин должен использоваться режим

холодной прокрутки газовой турбины, осуществляемый при помощи

пусковых устройств.

8.1.13. Котлы-утилизаторы и теплообменники, входящие в состав

ГТУ или ПГУ с авиационными и судовыми газовыми турбинами, должны

выполняться, как правило, вертикальными (башенной компоновки) с

размещением дымовой трубы над котлом-утилизатором или

теплообменником.

8.1.14. Пусковые устройства газовых турбин, входящих в состав

ГТУ и ПГУ, с котлами-утилизаторами или теплообменниками должны

обеспечивать при непрерывной вентиляции в течение 5 мин. не менее

чем шестикратный воздухообмен вентилируемых объемов до дымовой

трубы.

Установки, на которых пусковые устройства газовых турбин не

обеспечивают выполнения этих условий, должны оснащаться дутьевыми

механизмами.

8.1.15. Пусковые устройства газовых турбин должны обеспечивать

при непрерывной вентиляции трехкратный воздухообмен вентилируемых

объемов до дымовой трубы или топочного пространства

котлов-утилизаторов с обеспечением скорости в самом широком

сечении газовоздушного тракта не ниже 0,3 м/с.

8.1.16. В проектной документации должны быть представлены

системы автоматического пуска (останова) газовой турбины.

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.

8.1.17. Здания и помещения (укрытия), в которых располагается

оборудование ППГ, а также блоки арматуры газовой турбины следует

относить по взрывопожарной опасности к категории А, помещения

(машинные залы), в которых размещены газовые турбины, - к

категории Г. Степень огнестойкости этих помещений должна быть не

ниже III.

8.1.18. Устройства автоматики должны быть защищены от

воздействия колебаний напряжения питания. Сигнальные цепи

дополнительно должны быть защищены от воздействия индустриальных

помех.

8.1.19. Системы газоснабжения ГТУ и ПГУ должны обеспечивать

газовые турбины проектным давлением газа перед горелочными

устройствами.

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.

8.1.20. При выборе схемы газоснабжения за расчетное давление

газа в ПГП принимается минимальное давление на границе 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.

8.1.21. 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.

8.1.22. Подводящие газопроводы от ГРС или от магистральных

газопроводов до площадки ТЭС, независимо от давления

транспортируемого газа, следует прокладывать, как правило,

подземно.

8.1.23. Подачу газа от магистральных газопроводов (или ГРС) на

ТЭС, как правило, следует предусматривать по одному трубопроводу

без резерва. При эксплуатации газотурбинных и парогазовых

установок в базовом режиме подача газа на ТЭС от магистральных

газопроводов должна предусматриваться по двум трубопроводам от

одной ГРС. В случае отсутствия хозяйства жидкого топлива в системе

ГТУ и ПТУ и работы ГТУ или ПТУ в базовом режиме подачу газа на ТЭС

следует предусматривать по двум трубопроводам от одной ГРС,

подключенной к двум независимым магистральным газопроводам.

Прокладка газопроводов в селитебной зоне городских и сельских

поселений с давлением свыше 1,2 МПа не допускается.

8.1.24. На территории ТЭС, как правило, следует

предусматривать комплексный общестанционный пункт подготовки газа

(ППГ).

8.1.25. 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.

8.1.26. 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.

8.1.27. Технологическая схема дожимной компрессорной станции

(ДКС) может быть как общестанционной, так и блочной.

8.1.28. Производительность общестанционной ДКС должна

рассчитываться на максимальный расход газа на ГТУ, а на

электростанциях, сжигающих газ сезонно, - по расходу газа для

летнего режима.

8.1.29. 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.

8.1.30. Падение давления газа перед газовыми турбинами за

время пуска резервного компрессора должно быть в пределах

допустимого значения, установленного в технических условиях

завода-изготовителя газовой турбины.

Схемой ДКС должна предусматриваться работа компрессоров при

нулевом расходе газа на газовые турбины.

ДКС должна предусматривать автоматическое регулирование

1   ...   5   6   7   8   9   10   11   12   13



Скачать файл (183.5 kb.)

Поиск по сайту:  

© gendocs.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации