СО 34.03.355-2005 => 3.2 требования по обеспечению взрывопожаробезопасности при эксплуатации оборудования хозяйства жидкого топлива. 3.3...

3.2 Требования по обеспечению взрывопожаробезопасности при эксплуатации оборудования хозяйства жидкого топлива

3.2.1 Для обеспечения взрывобезопасности прием, хранение и подача жидкого топлива к ГТУ должны осуществляться в соответствии со СНиП 2.11.03-93.

Слив дизельного и ГТ топлива должен осуществляться закрытым способом через нижний сливной патрубок цистерны с помощью металлических поворотных устройств типа УСН или других приспособлений, обеспечивающих герметичное соединение со сливным коллектором.

3.2.2 Организация подготовки и технологическое выполнение ремонтных работ резервуаров проводятся в соответствии с «Правилами технической эксплуатации резервуаров и руководством по их ремонту».

Металлические резервуары должны периодически зачищаться:

- для дизельного топлива не менее одного раза в 2 года;

- для газотурбинных топлив - по мере необходимости, определяемой условиями сохранения их качества, надежной эксплуатации резервуаров и оборудования.

3.2.3 Зачистку резервуаров от остатков топлива следует производить механизированным способом с применением специальных средств и устройств, которые должны отвечать требованиям противопожарной безопасности «Правила пожарной безопасности при эксплуатации предприятий нефтепродуктообеспечения: ВППБ 01-01-94».

На производство зачистных работ оформляется наряд-допуск на выполнение работ повышенной опасности и акт о готовности резервуара к ведению огневых работ на нем.

3.2.4 Отбор дизельного и газотурбинного топлива из резервуаров для подачи его на сжигание должен осуществляться плавающим заборным устройством с верхних слоев. Подача топлива в резервуары должна производиться в нижнюю его часть под слой топлива, а при подаче в пустой резервуар - с выходной скоростью не более 1 м/с.

3.2.5 Техническое обследование и ремонт насосных агрегатов необходимо проводить по утвержденному графику в соответствии с методическими указаниями заводов-изготовителей, с оформлением наряда-допуска на проведение работ повышенной опасности.

При ремонте насосов и других работах в помещении насосной должен применяться инструмент, изготовленный из материала, исключающего искрообразование при ударе.

Обтирочный материал следует собирать в металлические ящики с крышкой с последующей регенерацией или ликвидацией.

Хранение легко воспламеняющихся жидкостей в топливной насосной не допускается.

Запрещается пользоваться открытым огнем в работающей топливной насосной. В качестве переносного освещения разрешается применять аккумуляторные фонари во взрывозащищенном исполнении, включать и выключать которые необходимо вне помещения насосной на расстоянии не менее 20 м.

3.2.6 Во время работы насосного агрегата необходимо:

- не допускать работы агрегата при посторонних шумах, стуках;

- проверять перепад давления на фильтрах.

Особый контроль необходимо обеспечивать за состоянием подшипников уплотнений вала насоса и сальников запорной арматуры.

Подшипники должны иметь достаточное количество смазки. Перегрев подшипников выше 60°С не допускается.

Не допускается охлаждение подшипников или вала насоса холодной водой, льдом и т.п.

Температуру подшипников и уплотнений контролировать не реже 1 раза в час.

Пропуск нефтепродуктов через торцовые и сальниковые уплотнения насосов выше допустимых нормативов, установленных заводом-изготовителем, должен немедленно устраняться.

В случае обнаружения нарушений в режиме работы насоса (посторонний шум, повышенная вибрация, перегрев подшипников, пропуск через сальники и т.п.) насос должен быть остановлен.

3.2.7 Помещения насосной должны быть оснащены газоанализаторами довзрывоопасных концентраций, а при их отсутствии должен быть установлен порядок отбора и контроля проб.

3.2.8 Насосные должны содержаться в чистоте и порядке. Лотки и полы насосной должны регулярно промываться водой, скопление нефтепродуктов на полах недопустимо. Запрещается применять для мытья полов легковоспламеняющиеся нефтепродукты.

3.2.9 В случае возгорания или взрыва в помещении насосной немедленно остановить все виды перекачки, вызвать пожарную охрану, сообщить руководству, действовать согласно плану ликвидации аварий.

3.2.10 Помещения насосных должны предусматривать эвакуационный выход наружу, а также ворота для въезда автотранспорта.

Двери помещения должны открываться снаружи специальным ключом, а изнутри - без ключа.

Двери, окна, фрамуги в помещениях насосной должны открываться наружу.

3.2.11 Каждый агрегат насосной должен иметь порядковый номер в соответствии с технологической схемой. На двигателе, насосе и редукторе наносят стрелки, указывающие направление вращения, а на пусковом устройстве - надписи «ПУСК» и «СТОП».

3.2.12 Вход на территорию топливного хозяйства посторонним лицам воспрещается. Возможность закрытия отдельных переездов и участков дорог для ремонта или по другим причинам должна согласовываться с пожарной охраной. На период ремонтных и других работ на дорогах должны оставляться проезды шириной не менее 3,5 м или устроены мостики через траншеи.

 

3.3 Требования по обеспечению взрывопожаробезопасности при эксплуатации оборудования газового хозяйства

3.3.1 На каждом предприятии, эксплуатирующем газовое хозяйство, должна быть создана газовая служба (участок) по обслуживанию, ремонту и организован производственный контроль за обеспечением безопасной эксплуатации газового хозяйства.

Задачи, функции газовой службы (участка), структура, численность, место размещения и материально-техническое оснащение, средства внутреннего оповещения и внешней (телефонной) связи устанавливаются «Положением о газовой службе», утвержденным руководителем тепловой электростанции и согласованным с территориальным органом Ростехнадзора России.

3.3.2 Производственный контроль за эксплуатацией газового хозяйства должен осуществляться в соответствии с требованиями «Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации: ПБ 12-529-03», «Правил технической эксплуатации и требований безопасности труда в газовом хозяйстве Российской Федерации», «Правил устройства и безопасной эксплуатации паровых водогрейных котлов», «Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением», ведомственных нормативных документов.

Организация производственного контроля за эксплуатацией газового хозяйства возлагается на технического руководителя (главного инженера) станции.

3.3.3 На предприятии из числа руководителей или специалистов, прошедших проверку знаний Правил, должно быть назначено лицо, ответственное за безопасную эксплуатацию всех объектов газового хозяйства ГТУ и ПГУ, и его заместитель.

3.3.4 Должностная инструкция лица, ответственного за безопасную эксплуатацию объектов газового хозяйства, должна предусматривать следующие обязанности, направленные на обеспечение безопасного режима газопотребления:

- участие в рассмотрении проектов газоснабжения и в работе комиссий по приемке газифицируемых объектов в эксплуатацию;

- разработка инструкций, плана локализации и ликвидации аварийных ситуаций в газовом хозяйстве и плана взаимодействия служб различных ведомств по локализации и ликвидации аварийных ситуаций, взрывов и пожаров в системе газоснабжения;

- участие в комиссиях по проверке знаний Правил, нормативных документов и инструкций у персонала;

- проверка соблюдения установленного Правилами порядка допуска специалистов и рабочих к самостоятельной работе;

- организация и осуществление регулярного ведомственного контроля за соблюдением требований безаварийной и безопасной эксплуатации и ремонта газопроводов и газового оборудования, проверка правильности ведения технической документации при эксплуатации и ремонте;

- организация и осуществление производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности;

- недопущение ввода в эксплуатацию газоиспользующих установок, не отвечающих требованиям Правил;

- приостановка работы неисправных газопроводов и газового оборудования;

- выдача руководителям подразделений, начальнику газовой службы предписаний по устранению нарушений требований Правил;

- оказание помощи в работе лицам, ответственным за безопасную эксплуатацию газового хозяйства цехов (участков), контроль за их работой;

- разработка планов мероприятий и программ по замене и модернизации устаревшего оборудования;

- организация и проведение тренировок со специалистами и рабочими по локализации и ликвидации возможных аварийных ситуаций;

- участие в обследованиях, проводимых органами Ростехнадзора России.

3.3.5 Лицу, ответственному за безопасную эксплуатацию газового хозяйства, предоставляется право:

- осуществлять связь с газоснабжающей организацией и региональными органами Ростехнадзора России, а также с организациями, выполняющими по договору работы по техническому обслуживанию и ремонту оборудования газового хозяйства;

- требовать отстранения от обслуживания газового оборудования и выполнения газоопасных работ лиц, не прошедших проверку знаний или показавших неудовлетворительные знания настоящих Правил, нормативных документов и инструкций;

- осуществлять технический надзор при реконструкции и техническом перевооружении газового хозяйства.

3.3.6 Техническое обслуживание, ремонт газопроводов и газового оборудования должны осуществляться собственной газовой службой предприятия или по договору другими организациями, имеющими соответствующую лицензию территориальных органов Ростехнадзора России.

В договоре должны быть определены границы и объемы работ по техническому обслуживанию и ремонту, регламентированы обязательства в обеспечении условий безопасной и надежной эксплуатации газового хозяйства.

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

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.

Текущий ремонт газового оборудования может не производиться ежегодно, если в паспорте (указаниях) завода-изготовителя есть соответствующие гарантии надежной работы на больший срок и даны разъяснения о режиме обслуживания по истечении гарантийного срока.

3.3.8 Техническое обслуживание должно проводиться в составе не менее 3 чел., под руководством мастера, с оформлением наряда-допуска на производство газоопасных работ.

3.3.9 Техническое обслуживание, ремонт газопроводов, арматуры и технологического оборудования, за исключением аварийно-восстановительных работ, должны производиться в дневное время.

3.3.10 При эксплуатации систем газоснабжения по графикам, утвержденным техническим руководителем (техническим директором), должны выполняться:

- осмотр технического состояния (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 ППГ, 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 режимах резерва, ремонта и консервации;

- техническое обслуживание; текущий ремонт;

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

- техническое освидетельствование (диагностика технического состояния) газопроводов и газового оборудования;

- капитальный ремонт.

3.3.11 Проверка плотности фланцевых, резьбовых и сварных соединений газопроводов и сальниковых набивок арматуры с помощью приборов или мыльной эмульсии должна производиться согласно положениям, утвержденным в указаниях по эксплуатации систем газоснабжения ГТУ и ПГУ.

Проверка срабатывания устройств технологической защиты, блокировок и действия сигнализации должна производиться согласно указаниям по эксплуатации технологических защит, блокировок и сигнализации.

3.3.12 График технического обслуживания и ремонта объектов газового хозяйства утверждается главным инженером (техническим директором) организации-владельца и согласовывается с организацией-исполнителем при заключении договора на обслуживание газопроводов и газового хозяйства.

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

3.3.14 При техническом обслуживании ППГ должны выполняться:

- проверка хода запорной арматуры и герметичности затвора запорной арматуры и ПСК;

- 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 и ПЗК;

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

3.3.15 При техническом обслуживании внутренних газопроводов ГТУ и котлов-утилизаторов с дожиганием 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.

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

Газопроводы, подводящие газ к агрегатам, при пуске газа должны продуваться транспортируемым газом до вытеснения всего воздуха из газотранспортной системы в течение времени, определенного расчетом или экспериментально и указанного в производственной инструкции. Окончание продувки определяется анализом на содержание кислорода в продуваемом газопроводе. При содержании кислорода в пробе газа, отобранной из продуваемого газопровода, более 1% по объему розжиг горелочных устройств (газовые горелки, пламенные трубы) запрещается.

Продувать газопроводы через трубопроводы безопасности и горелочные устройства запрещается. Продувка должна проводиться через продувочные газопроводы в места, предусмотренные проектом.

3.3.17 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.

3.3.18 Приборное техническое обследование действующих подземных газопроводов с давлением природного газа более 1,2 МПа должно производиться по графику, утвержденному главным инженером эксплуатирующей организации, но не реже 1 раза в 3 года.

3.3.19 Внеочередные приборные технические обследования стальных газопроводов должны проводиться при обнаружении неплотности или разрыва сварных стыков, сквозных коррозионных повреждений, а также при перерывах в работе электрозащитных установок в течение года.

- более 1 мес - в зонах опасного действия блуждающих токов;

- более 6 мес - в остальных случаях, если защита газопровода не обеспечена другими установками.

3.3.20 При приборном техническом обследовании подземных стальных газопроводов должны выявляться места повреждения изоляционных покрытий и утечки газа.

3.3.21 Допускается производить проверку плотности газопроводов опрессовкой по нормам испытаний вновь построенных газопроводов на герметичность.

3.3.22 При обследовании подводных переходов уточняется местоположение газопровода и наличие повреждений изоляционного покрытия по методике, разработанной специализированной организацией и утвержденной владельцем газопровода.

Работы по обследованию переходов через водные преграды должны производиться не реже 1 раза в 3 года.

3.3.23 Утечки газа на газопроводах, обнаруженные при приборном техническом обследовании, устраняются в аварийном порядке.

3.3.24 По результатам приборного технического обследования должен составляться акт, в котором с учетом выявленных дефектов и оценки технического состояния дается заключение о возможности дальнейшей эксплуатации газопровода, необходимости и сроках проведения его ремонта или перекладки (замены). Кроме того, в акте должны быть приведены сроки устранения выявленных дефектов.

3.3.25 Диагностика технического состояния газопроводов должна проводиться по истечении расчетного ресурса работы, принимаемого для стальных газопроводов - 40 лет.

Диагностика с целью определения необходимости замены или остаточного ресурса с разработкой мероприятий, обеспечивающих безопасную эксплуатацию газопровода на весь срок продления жизненного цикла, должна включать проверку:

- герметичности газопроводов;

- состояния защитного покрытия (для стальных газопроводов); состояния (износа) материала труб, из которых он построен; качества сварных стыков.

Обследование должно проводиться в соответствии с «Рекомендациями по проверке технического состояния стальных наружных и внутренних газопроводов систем газоснабжения тепловых электростанций, пиковых котельных и котельных теплосети. Общие требования. Методы оценки: РД 34.20.595-97», утвержденным ДНиТ РАО «ЕЭС России» 20.01.97 г.

3.3.26 Производство строительных и земляных работ в охранной зоне газопровода (ближе 15 м) допускается по письменному разрешению организации - владельца газопровода, в котором должны быть указаны условия и порядок их проведения и приложена схема газопровода с привязками.

До начала работ эксплуатирующей организации газового хозяйства представляется проект плана производства работ для согласования мероприятий, обеспечивающих сохранность газопровода.

Производство строительных работ в охранной зоне газопровода без разрешения запрещается.

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

3.3.28 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%, а предохранительные запорные клапаны на давление 1,25 от максимального расчетного давления, указанного проектной организацией.

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

3.3.29 Неисправности регуляторов, вызывающие повышение или понижение рабочего давления, неполадки в работе предохранительных клапанов, а также утечки газа должны устраняться в аварийном порядке.

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

Компрессоры следует немедленно останавливать в случаях:

- утечек газа;

- при отклонении давления газа на всасывающей линии компрессора свыше допустимых значений;

- при повышении давления газа на линии нагнетания выше допустимого значения;

- при падении давления масла в системе циркуляционной смазки механизмов движения ниже допустимого;

- при понижении давления воздуха в защитной оболочке продуваемого электродвигателя компрессора;

- в случае загазованности помещения при превышении концентрации выше 40% ПДК;

- при превышении температуры в защитном кожухе выше 50°С и при:

- неисправности системы вентиляции (не работают вентиляторы);

- неисправности отключающих устройств;

- вибрации, посторонних шумах и стуках в компрессоре и двигателе;

- выходе из строя подшипников и уплотнений;

- изменении допустимых параметров масла и воды;

- перегрузке электродвигателя;

- выходе из строя электропривода пусковой аппаратуры;

- выходе из строя КИП и невозможности замены их на работающем компрессоре;

- неисправности механических передач и приводов;

- повышении или понижении нормируемого давления газа во входном и выходном патрубках;

- отсутствии освещения;

- угрозе пожара.

3.3.31 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.

3.3.32 Снаружи зданий ППГ и их ограждений должны быть предупредительные надписи: «Огнеопасно - газ».

 

3.4 Обеспечение взрывобезопасности при работе газотурбинных установок

3.4.1 При эксплуатации ГТУ должны быть обеспечены:

- надежность и экономичность работы основного и вспомогательного оборудования при соблюдении диспетчерского графика нагрузки;

- возможность работы с номинальными параметрами, соответствующими технологическим условиям на ГТУ;

- чистота проточной части компрессоров, турбин и теплообменных аппаратов; отсутствие утечек воздуха и газа, а также течей топлива, масла и воды;

- поддержание основного и вспомогательного оборудования в состоянии, обеспечивающем выполнение требований по защите окружающей среды (уменьшение до допустимых норм загрязнения воздуха и воды, шума в машинном зале, на территории электростанции, прилегающей к ней территории).

3.4.2 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.

3.4.3 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».

3.4.4 Камеры сгорания и газовоздушные тракты ГТУ или ПГУ, включая газоходы, котел-утилизатор, перед розжигом горелочных устройств газовой турбины должны быть провентилированы (проветрены) в течение не менее 5 мин при вращении ротора пусковым устройством и расходе воздуха не менее 25% от номинального.

3.4.5 После каждой неудачной попытки пуска газовой турбины зажигание топлива без предварительной вентиляции газовоздушных трактов ГТУ или ПГУ в течение не менее 5 мин при расходе воздуха не менее 25% от номинального, запрещается. Конкретная продолжительность вентиляции в зависимости от компоновки тракта и типов газовой турбины, котла-утилизатора, пускового устройства должна быть рассчитана проектной организацией и дана в указаниях по эксплуатации или (для автоматизированных агрегатов) программе запуска (розжига). Запорная арматура на газопроводе перед горелочным устройством должна открываться после окончания вентиляции газовоздушного тракта и включения защитного запального устройства.

3.4.6 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 п. 3.4.4, а также устранения причины неполадок.

3.4.7 Стопорные клапаны газовой турбины должны быть герметичны. Регулирующие клапаны должны расхаживаться на полный ход перед каждым пуском, а также ежедневно на часть хода при работе газовой турбины в базовом режиме.

3.4.8 Проверка герметичности затвора стопорного (предохранительного запорного) клапана газовой турбины должна производиться после капитального и среднего (регламентного) ремонта с визуальным осмотром, перед каждым пуском ГТУ.

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

3.4.10 Перед пуском ГТУ после ремонта или простоя в резерве свыше 3 сут 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, а также проверка срабатывания стопорного клапана и герметичность его затвора. Выявленные при этом неисправности должны быть устранены.

Проверка готовности к пуску котла-утилизатора и энергетического котла, работающего в составе ПГУ, должна осуществляться в соответствии с ПБ 12-529-03.

3.4.11 Пуск ГТУ запрещается 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;

- отсутствия требуемой по ГОСТ 9544-93 герметичности затвора стопорного клапана газовой турбины;

- 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.

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

3.4.13 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.

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

- недопустимого повышения температуры газов перед ГТ;

- 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 ГТ;

- 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 ГТ, в котле-утилизаторе или газоходах; погасания факела в камерах сгорания;

- недопустимого понижения давления газообразного топлива перед стопорным клапаном ГТ;

- закрытого положения заслонки на дымовой трубе КУ или повышения давления газов на входе в КУ;

- 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 ГТ действием защиты или персоналом должен быть отключен генератор.

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

- нарушения нормального режима эксплуатации 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.

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

- прекратить подачу топлива в камеру сгорания газовой турбины и к горелкам котлов-утилизаторов с дожиганием путем закрытия стопорного клапана, ПЗК и других запорных устройств на газопроводах газовой турбины и котлов-утилизаторов;

- отключенных газопроводах газовой турбины и котлов-утилизаторов;

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

3.4.17 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 указаниях по эксплуатации.

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

3.4.19 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.

3.4.20 Нормальная эксплуатация ГТУ должна вестись в соответствии с разделом 4.6 РД 34.20.501-2001.

3.4.21 Нормальный (плановый) останов ГТУ должен производиться по программе, реализуемой системой автоматического останова (САО). Программа САО для обеспечения взрывобезопасности должна включать:

- разгружение агрегата в заданном темпе;

- закрытие регулирующих топливных клапанов, стопорных клапанов и электрифицированной арматуры на трубопроводах подвода топлива к узлам регулирования;

- открытие запорных устройств на трубопроводе продувки, газопроводах (при использовании газообразного топлива) или дренажных клапанов (при использовании жидкого топлива);

- эффективную вентиляцию газовоздушных трактов установки путем не менее чем трехкратного обмена воздуха;

- продувку топливных коллекторов и форсунок воздухом, паром или инертным газом в соответствии с ТУ завода-изготовителя ГТУ;

- закрытие шиберов на всасе и (или) выхлопе ГТУ по окончании вентиляции газовоздушных трактов.

3.4.22 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 технической документации завода-изготовителя ГТУ.