— Все документы — Отраслевые и ведомственные нормативно-методические документы — Проектирование и строительство объектов энергетического комплекса — РД 34.03.355-90 ИНСТРУКЦИЯ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ ВЗРЫВОБЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ГАЗОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК

РД 34.03.355-90 ИНСТРУКЦИЯ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ ВЗРЫВОБЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ГАЗОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК

РД 34.03.355-90 ИНСТРУКЦИЯ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ ВЗРЫВОБЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ГАЗОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ СССР

ГЛАВНОЕ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ

ИНСТРУКЦИЯ

ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ ВЗРЫВОБЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ

ГАЗОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК

РД 34.03.355-90 

ОРГРЭС

Москва 1991

 

РАЗРАБОТАНО фирмой ОРГРЭС, ВТИ им. Дзержинского, Теплоэлектропроектом, ВНИПИэнергопромом

УТВЕРЖДЕНО Главным научно-техническим управлением энергетики и электрификации 20.12.90 г.

Заместитель начальника Главтехуправления А.П. Берсенев

 

ИНСТРУКЦИЯ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ
ВЗРЫВОБЕЗОПАСНОСТИ ПРИ
ПРОЕКТИРОВАНИИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ГАЗОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК

РД 34.03.355-90

Срок действия установлен

с 01.01.92 г.

до 01.01.94 г.

 

Настоящая Инструкция разработана с учетом опыта проектирования и эксплуатации энергетических газотурбинных установок1 (ГТУ), работающих на природном газе, дизельном и газотурбинном топливе.

Инструкция распространяется на энергетические ГТУ2 открытого цикла, в том числе на ГТУ с конвертированными судовыми и авиационными газотурбинными двигателями (ГТД), автономные и в составе парогазовых установок (ПГУ), использующие газообразное и жидкое топливо.

____________

1 Перечень основных терминов приведен в справочном приложении 1.

2 Перечень принятых сокращений приведен в справочном приложении 2.

 

Настоящая Инструкция является обязательной для проектных, наладочных, эксплуатационных и ремонтных объединений, организаций, учреждений и предприятий, а также контролирующих органов, подведомственных Минэнерго СССР, наряду с другой действующей нормативной документацией, перечень которой приведен в обязательном приложении 3.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Инструкция распространяется на основное и вспомогательное оборудование энергетических газотурбинных установок мощностью 2500 кВт и выше.

1.2. Инструкцией предусмотрено использование в ГТУ газотурбинного топлива марки А по ГОСТ 10433, дизельного топлива по ГОСТ 305 и природного газа по ГОСТ 5542.

Массовая концентрация сероводорода в природном газе не должна превышать 0,02 г/м3, а меркаптановой серы – 0,036 г/м3, содержание механических примесей должно быть не более 0,001 г/м3, наличие жидкой фазы воды и углеводородов не допускается.

При использовании газообразного топлива с содержанием сероводорода или других примесей выше норм ГОСТ 5542 должны быть разработаны специальные инструкции, обеспечивающие взрывобезопасность эксплуатации ГТУ.

1.3. До начала пусковых операций на оборудовании газотурбинных установок должны быть составлены с учетом местных условий и утверждены главным инженером ТЭС инструкции по эксплуатации оборудования и систем ГТУ, в которые необходимо включить разделы по обеспечению взрывобезопасности.

2. ТОПЛИВОСНАБЖЕНИЕ ГАЗОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК

2.1 Подача газообразного топлива

2.1.1. Газопроводы подачи топлива к ГТУ выполняются в соответствии с Техническими условиями (типовыми) на проектирование газопроводов давлением до 4,0 МПа (40,0 кгс/см2) для газотурбинных установок электростанций, утвержденными Минэнерго СССР 08.08.88 г. и согласованными Госстроем СССР и Госгортехнадзором СССР.

2.1.2. Прокладка газопроводов в пределах площадки электростанции должна быть надземной.

Допускается прокладка газопроводов на эстакадах с другими газопроводами.

2.1.3. Ввод газопроводов в главный корпус должен предусматриваться непосредственно в помещение, где установлены ГТУ.

Газовый коллектор перед отводами на ГТУ должен располагаться вне здания вдоль глухого участка несгораемой стены.

2.1.4. На отводе газопровода к ГТУ должны быть установлены: запорная задвижка с электроприводом, фланцы для установки заглушки с приспособлением для их разжима и с токопроводящей перемычкой, штуцер для подвода продувочного агента, быстродействующий стопорный клапан.

2.1.5. В системе газоснабжения ГТУ должны быть предусмотрены фильтры очистки газа от твердых частиц и устройства для улавливания жидкой фазы.

2.1.6. Узел регулирования давления газа должен обеспечивать в газопроводе перед стопорным клапаном ГТУ давление газа в пределах допустимых колебаний согласно техническим условиям на поставку газотурбинной установки.

2.1.7. В УР необходимо предусматривать не менее двух предохранительных сбросных клапанов пропускной способностью не менее 15% максимальной производительности УР.

2.1.8. Узел регулирования должен размещаться в отдельном здании, отвечающем требованиям СНиП 2.09.02 и СНиП 2.01.02 для помещений категории А по взрывопожарной и пожарной опасности.

2.1.9. Дожимные компрессорные агрегаты или расширительные газовые турбины для повышения или понижения давления природного газа в системах газоснабжения ГТУ должны размещаться в отдельных зданиях категории А по взрывопожарной и пожарной опасности.

2.2 Прием, хранение и подача жидкого топлива

Для обеспечения взрывобезопасности прием, хранение и подача жидкого топлива должны осуществляться в соответствии со СНиП II-106 и настоящей Инструкцией.

2.2.1. Приемно-сливные устройства:

2.2.1.1. Прием топлива из железнодорожных или автомобильных цистерн должен осуществляться закрытым способом на приемно-сливном устройстве.

2.2.1.2. Соединение сливного коллектора с цистернами должно быть осуществлено с помощью металлических поворотных устройств в виде систем шарнирно-сочлененных телескопических труб.

2.2.1.3. Приемная емкость или сливной коллектор должны оборудоваться дыхательными клапанами с огнепреградителями.

2.2.1.4. Вдоль приемного устройства должен быть предусмотрен паропровод с вентилем и патрубками Dу 25 мм для присоединения шлангов, используемых для очистки территории паром с давлением 0,2-0,3 МПа (2-3 кгс/см2).

2.2.1.5. Сливные устройства эстакад, трубопроводы и железнодорожные пути в пределах сливных эстакад должны быть присоединены к контуру заземления не менее чем в двух точках.

Рельсы железнодорожного пути в пределах фронта слива должны соединяться между собой токоведущими перемычками.

2.2.1.6. Территория сливных эстакад должна быть оборудована молниезащитой с применением отдельно стоящих молниеотводов.

2.2.2. Склады жидкого топлива:

2.2.2.1. Для хранения жидкого топлива должны применяться стальные цилиндрические вертикальные наземные резервуары.

2.2.2.2. Наружные поверхности резервуаров должны иметь покрытие из светлых красок с коэффициентом отражения не менее 0,8, стойких против атмосферных осадков1.

_____________

1 Покрытие наружных поверхностей краской следует производить после гидравлического испытания резервуара.

 

2.2.2.3. Необходимо предусмотреть возможность подачи пара в резервуары для их дегазации перед осмотром или ремонтом.

2.2.2.4. Обвалование резервуаров должно соответствовать СНиП II-106 «Склады нефти и нефтепродуктов».

Проход трубопроводов через обвалование должен выполняться в гильзах с надежным уплотнением.

2.2.2.5. Необходимо при проектировании предусматривать мероприятия по защите резервуаров от статического электричества.

2.2.2.6. Стальные резервуары должны быть присоединены к заземляющему устройству с помощью отдельного ответвления независимо от заземления соединенных с ними трубопроводов и конструкций.

2.2.2.7. Территория склада жидкого топлива должна быть оборудована молниезащитой с применением отдельно стоящих молниеотводов.

2.2.2.8. Склады жидкого топлива оборудуются автоматическими установками пенного пожаротушения (АУПП) в соответствии с требованиями СНиП II-106 «Склады нефти и нефтепродуктов».

2.2.2.9. При проектировании АУПП следует применять оборудование и устройства, выпускаемые серийно, согласно Рекомендациям по выбору и применению приборов, оборудования и других изделий в проектах установок, пожаротушения и пожарной сигнализации, утвержденным Минэнерго СССР.

2.2.2.10. Расчет необходимого количества генераторов пены следует производить в зависимости от расхода раствора пенообразователя, потребного для тушения пожара резервуара и производительности генераторов пены, округляя в большую сторону.

На резервуаре должно быть установлено не менее двух генераторов пены.

2.2.2.11. Резервуары для хранения воды и пенообразователя или водного раствора пенообразователя следует выполнять железобетонными подземными или металлическими наземными.

2.2.2.12. Трубопроводы АУПП должны быть выполнены из стальных труб со сварными соединениями.

Соединение арматуры с трубопроводами - фланцевое.

2.2.3. Подача жидкого топлива к ГТУ:

2.2.3.1. Насосную подачи жидкого топлива к ГТУ следует размещать, как правило, в закрытых помещениях.

2.2.3.2. Электрооборудование насосной по степени защиты должно соответствовать помещения категории В по классификации ПУЭ.

2.2.3.3. Валы топливных насосов должны уплотняться торцевыми уплотнениями. При опробовании топливных насосов на воде должна быть предусмотрена установка сальниковых уплотнений.

2.2.3.4. В полах насосных должны предусматриваться трапы для сбора замазученных вод и случайно разлитых жидкостей.

Трапы должны соединяться с дренажной емкостью, расположенной за пределами насосной.

Дренажная емкость должна быть оборудована дыхательными клапанами с огнепреградителями и дренажными погружными насосами со 100%-м резервом.

2.2.3.5. В насосных необходимо предусмотреть возможность подачи пара или горячей воды для уборки помещений.

2.2.3.6. На трубопроводах жидкого топлива от насосной к главному корпусу должны быть установлены аварийные задвижки, расположенные в пределах 10-15 м от зданий насосной и главного корпуса.

2.2.3.7. Трубопроводы жидкого топлива от насосной до главного корпуса следует прокладывать вне зданий над землей на несгораемых опорах.

Расстояние от трубопровода до стен зданий с проемами должно быть не менее 3 м.

2.2.3.8. Трубопроводы жидкого топлива ГТУ следует выполнять из стальных бесшовных труб.

2.2.3.9. Арматура системы жидкого топлива ГТУ должна быть стальная и по возможности присоединяться с помощью сварных соединений.

2.2.3.10. Разводка топливопроводов на ГТУ должна выполняться без тупиковых участков.

2.3 Особые условия

2.3.1. Условия подвода топлива к дополнительной камере сгорания в ПУ с ВПГ и требования по его подготовке аналогичны условиям и требованиям подвода топлива к ГТУ.

2.3.2. Условия подвода топлива к низконапорному парогенератору в ПГУ с НПГ аналогичны условиям подвода топлива к энергетическим котлам.

3. ЗДАНИЯ И СООРУЖЕНИЯ

3.1. Категории зданий и помещений по взрывопожарной и пожарной опасности следует определять в соответствии с «Перечнем помещений и зданий энергетических объектов Минэнерго СССР с указанием категорий по взрывопожарной и пожарной опасности, № 8002 ТМ-Т1».

При наличии на газотурбинной электростанции зданий, помещений и оборудования, не указанных в Перечне № 8002 ТМ-Т1, их категория определяется по методике, изложенной в ОНТП 22-86 МВД СССР «Определение категорий помещений и зданий по взрывопожарной и пожарной опасности».

3.2. Для зданий и помещений, отнесенных к категории взрывопожароопасных, следует предусматривать защитные мероприятия от воздействия огня в соответствии с требованиями действующих общесоюзных и ведомственных нормативных документов.

3.3. Отоплению и вентиляцию помещений топливного хозяйства и главного корпуса газотурбинной ТЭС, работающей на природном газе, дизельном и газотурбинном топливе, следует проектировать в соответствии с требованиями СНиП 2.04.05 «Отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха», ПУЭ, СНиП II-106 «Склады нефти и нефтепродуктов», «Инструкции по проектированию отопления и вентиляции нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий ВСН 21-77», «Правил защиты от статического электричества в производствах химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности», СНиП II-58 «Электростанции тепловые».

3.4. В помещениях категорий А, Б по взрывопожарной и пожарной опасности отопление газовыми или электрическими приборами не допускается.

3.5. Системы аварийной вентиляции должны включаться автоматически в работу по срабатыванию установленных в помещениях газосигнализаторов на 20% от НКПВ.

4. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ, СИГНАЛИЗАЦИЯ, ЗАЩИТЫ И БЛОКИРОВКИ


Возврат к списку
(Нет голосов)

Комментарии (0)


Чтобы оставить комментарий вам необходимо авторизоваться
Самые популярные документы
Новости
Все новости