ОСОБЫЕ ТРЕБОВАНИЯ ВЗРЫВОБЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ, СТРОИТЕЛЬСТВЕ И ЭКСПЛУАТАЦИИ. ПРОЕКТИРОВАНИЕ. ПРОДОЛЖЕНИЕ

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.


Страницы: 46 из 64  <-- предыдущая  cодержание   следующая -->