РД 34.03.355-90

ИНСТРУКЦИЯ
ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ ВЗРЫВОБЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ
И ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ГАЗОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК

    
    
Срок действия с 01.01.92
до 01.01.94*
_______________________
* См. ярлык "Примечания".

    
    РАЗРАБОТАНО фирмой ОРГРЭС, ВТИ им. Ф.Э.Дзержинского, Теплоэлектропроектом, ВНИПИэнергопромом
    
    УТВЕРЖДЕНО Главным научно-техническим управлением энергетики и электрификации 20.12.90 г.
    
    Заместитель начальника Главтехуправления А.П.Берсенев
    
    
    Настоящая Инструкция разработана с учетом опыта проектирования и эксплуатации энергетических газотурбинных установок* (ГТУ), работающих на природном газе, дизельном и газотурбинном топливе.
____________
    * Перечень основных терминов приведен в справочном приложении 1.
    
    Инструкция распространяется на энергетические ГТУ* 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.
____________
    * 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/м, а меркаптановой серы - 0,036 г/м, содержание механических примесей должно быть не более 0,001 г/м, 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/см) 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 25 мм для присоединения шлангов, используемых для очистки территории паром с давлением 0,2-0,3 МПа (2-3 кгс/см).
    
    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 осадков*.
_____________
    * 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 10-50 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 ПГУ 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 ПОМЕЩЕНИЯ

    
    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, N 8002 ТМ-Т1".
    
    При наличии на газотурбинной электростанции зданий, помещений и оборудования, не указанных в Перечне N 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. Отопление 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

4.1 Технологический контроль

    
    4.1.1. Для обеспечения взрывобезопасности ГТУ необходимо контролировать:
    
    - давление газообразного, жидкого топлива перед стопорным клапаном и в трубопроводе за регулирующем клапаном, причем контроль давления топлива должен осуществляться постоянно показывающими приборами по месту и на БЩУ;
    
    - концентрацию газа в застойных зонах машзала и в помещениях, непосредственно прилегающих к газопроводам, в которых возможно скопление газа;
    
    - концентрацию паров жидкого топлива в насосной подачи жидкого топлива к ГТУ.
    
    4.1.2. Контроль содержания газа в воздухе застойных зон машзала и концентрации паров жидкого топлива в помещении насосной должен осуществляться автоматическими сигнализаторами, установленными на МЩУ (с выводом сигнализации опасной, более 20% от НКПВ, концентрации на БЩУ или ГЩУ).
    
    4.1.3. Концентрация газа в воздухе помещений, непосредственно прилегающих к газопроводам, должна контролироваться по утвержденному главным инженером ТЭС графику переносными газоиндикаторами во взрывозащищенном исполнении, а при их отсутствии - путем отбора проб воздуха из помещений и их последующего анализа.
    

4.2 Технологическая сигнализация

    
    4.2.1. Для обеспечения взрывопожаробезопасности ГТУ должна быть оснащена следующей светозвуковой сигнализацией, выведенной на БЩУ или ГЩУ и сигнализирующей:
    
    - о повышении или понижении давления газообразного или жидкого топлива перед стопорным клапаном относительно заданных значений;
    
    - о повышении концентрации паров жидкого топлива в помещении насосной, концентрации газа в машзале более 20% от НКПВ;
    
    - о повышении температуры выхлопных газов в газоходе за турбиной относительно заданного значения;
    
    - о повышении или понижении уровня нефтяного масла* в маслобаках смазки, регулирования, демпферном баке и аварийном маслобаке относительно заданных уровней;
___________
    * Далее вместо термина "нефтяное масло" (в отличие от негорючих жидкостей) применяется термин "масло".
         
    - о пожаре в помещениях ГТУ;
    
    - о состоянии - открытом или закрытом - стопорных и регулирующих топливных клапанов, антипомпажных клапанов (только световая сигнализация).
    

4.3 Технологические защиты и блокировки

    
    4.3.1. Для предотвращения взрывоопасных ситуаций ГТУ должна быть оснащена автоматическими защитами, действующими на останов ГТУ при:
    
    - недопустимом понижении давления жидкого или газообразного топлива перед стопорными клапанами;
    
    - погасании факела в любой из пламенных труб камеры сгорания;
    
    - недопустимом повышении температуры масляных паров во внутреннем подшипнике агрегата (при наличии внутреннего подшипника);
    
    - при исчезновении напряжения электропитания всех приборов технологического контроля или устройств регулирования и автоматизации.
    
    4.3.2. При срабатывании любой защиты, указанной в п.4.3.1, производится одновременное закрытие стопорных и регулирующих топливных клапанов, электрозадвижек на трубопроводах подвода топлива к узлам регулирования, запорного вентиля запального газа, открытие электрозадвижек на продувочных трубопроводах, открытие дренажных и антипомпажных клапанов, отключение пускового устройства, отключение генератора от сети и другие противоаварийные мероприятия, предусмотренные инструкцией по эксплуатации ГТУ.
    
    4.3.3. Срабатывание любой технологической защиты должно сопровождаться аварийной световой и звуковой сигнализацией.
    
    4.3.4. Для предотвращения взрывоопасных ситуаций ГТУ должна быть оснащена блокировками, осуществляющими:
    
    - запрет на зажигание топлива в камере сгорания ГТУ при закрытых антипомпажных клапанах или закрытых шиберах на всасе циклового компрессора или в выхлопном тракте за турбиной;
    
    - запрет на зажигание топлива в камере сгорания без предварительной вентиляции газовоздушных трактов ГТУ, продолжительность которой должна определяться местной инструкцией по эксплуатации;
    
    - закрытие стопорного клапана при отсутствии факела в любой из пламенных труб при зажигании топлива в камере сгорания по истечении заданного заводом-изготовителем ГТУ времени выдержки;
    
    - запрет на открытие стопорных и регулирующих топливных клапанов при срабатывании любой технологической защиты*, указанной в п.4.3.1;
____________
    * Запрет снимается при введении защиты.
    

    - включение отсоса масляных паров из маслобака смазки и корпуса внутреннего подшипника (при его наличии) при включении маслонасоса смазки турбогенератора.
    
    

5. ТРЕБОВАНИЯ К ЭКСПЛУАТАЦИИ ГТУ

5.1 Пуск ГТУ

    
    5.1.1. К эксплуатации ГТУ должен допускаться персонал, прошедший специальную подготовку и проверку знаний ПТЭ, ПТБ, ППБ, а также проверку знаний настоящей Инструкции и эксплуатационных инструкций в объеме, соответствующем занимаемой должности или рабочему месту.
    
    5.1.2. Для ГТУ, пускаемой после монтажа, должна быть составлена программа пуска, в которую необходимо включить требования по взрывопожаробезопасности с указанием должностных лиц, ответственных за выполнение конкретных мероприятий.
    
    5.1.3. Пуск ГТУ должен осуществляться автоматически.
    
    Наладка системы автоматического пуска (САП) должна проводиться с помощью имитатора без подачи топлива в камеры сгорания.
    
    5.1.4. Пуск ГТУ может осуществляться:
    
    - из холодного состояния - при температуре металла корпуса турбины менее 150 °С, после простоя установки более 3 суток, после монтажа или ремонта ГТУ;
    
    - 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 не должна превышать заданной заводом-изготовителем ГТУ при пуске из каждого теплового состояния агрегата.
    
    5.1.5. Программы САП должны позволять осуществление нормальных и ускоренных пусков ГТУ из каждого теплового состояния агрегата.
    
    5.1.6. Пуск ГТУ может осуществляться как на основном топливе, так и на специальном пусковом топливе, вид которого должен быть указан в ТУ на поставку установки на ТЭС.
    
    5.1.7. Стопорные и регулирующие топливные клапаны ГТУ должны быть плотными.
    
    Плотность топливных клапанов ГТУ должна проверяться не реже 1 раза в месяц при регулярной эксплуатации установки, а также перед пуском после длительного (свыше 7 сут) простоя ГТУ.
    
    5.1.8. Зажигание топлива в камере сгорания при пуске установки запрещается без предварительной вентиляции трактов ГТУ цикловым компрессором с приводом от пускового устройства.
    
    После неудачной попытки зажигания подача топлива в камеру сгорания должна быть прекращена; повторное зажигание допускается после вентиляции трактов не менее 4 мин для жидкого и 10 мин для газообразного топлива.
    

    5.1.9. Система автоматического пуска должна включать блокировки, препятствующие выполнению последующего этапа до полного завершения предыдущего.
    
    5.1.10. Пуск ГТУ должен быть прекращен действием автоматических защит или персоналом в случаях:
    
    - повышения температуры газов в проточной части выше допустимой по графику пуска;
    
    - недопустимого повышения или понижения давления топлива перед стопорным клапаном;
    
    - возникновения помпажа циклового компрессора или недопустимого приближения к границе помпажа;
    
    - нарушения установленной последовательности пусковых операций;
    
    - взрыва ("хлопка") в камере сгорания или далее по ходу газов в тракте ГТУ;
    
    - воспламенения топлива или масла в ГТУ.
    
    5.1.11. Запрещается пуск ГТУ после аварийного останова или сбоя при предыдущем пуске, если причины этих отказов не устранены.
    
    5.1.12. При использовании в ГТУ котлов-утилизаторов (КУ) ил экономайзеров пуск установки должен производиться с полностью открытыми к дымовой трубе шиберами; переключение шиберов, включение в работу КУ или подогревателей, зажигание топлива в дожигающих устройствах за турбиной допускается только после выхода агрегата на "холостой ход".
    

5.2 Нормальная эксплуатация ГТУ

    
    Эксплуатация газотурбинных установок должна вестись в соответствии с разд.4.6 Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей (М.: Энергоатомиздат, 1989).
    

5.3 Останов ГТУ

    
    5.3.1. Нормальный (плановый) останов ГТУ должен производиться по программе, реализуемой системой автоматического останова (САО).
    
    5.3.2. Программа САО для обеспечения взрывопожаробезопасности должна включать:
    
    - разгружение агрегата в заданном темпе;
    
    - закрытие регулирующих топливных клапанов, стопорных клапанов и электрозадвижек на трубопроводах подвода топлива к узлам регулирования;
    
    - открытие вентилей на трубопроводе продувки газопровода при использовании газообразного топлива или дренажных клапанов при использовании жидкого топлива;
    
    - эффективную вентиляцию газовоздушных трактов установки не менее чем с двукратным обменом воздуха;
    
    - продувку топливных коллекторов и форсунок воздухом, паром или инертным газом в соответствии с ТУ завода-изготовителя ГТУ;
    
    - закрытие шиберов на стороне всасывания и (или) выхлопе ГТУ по окончании вентиляции газовоздушных трактов.
    
    5.3.3. 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 ТУ завода изготовителя ГТУ.
    

5.4 Аварийное состояние ГТУ

    
    5.4.1. По условиям взрывопожаробезопасности газотурбинная установка должна быть аварийно остановлена защитой или персоналом в случаях, перечисленных в пп.4.6.18 и 4.6.19 ПТЭ; в случаях, перечисленных в п.4.6.20 ПТЭ, ГТУ должна быть разгружена и остановлена по решению главного инженера ТЭС.
    
    

6. РЕМОНТ ГТУ

    
    6.1. Периодичность средних и капитальных ремонтов ГТУ устанавливается с учетом фактического состояния оборудования.
    
    Текущие ремонты должны проводиться в соответствии с регламентом технического обслуживания оборудования ГТУ, утвержденным главным инженером ТЭС.
    
    6.2. Ремонт оборудования газотурбинной установки допускается только по письменному разрешению руководства газотурбинного цеха (по наряду).
    
    6.3. Огневые работы в ГТЦ должны выполняться по наряду, подписанному руководством цеха и согласованному с пожарной охраной объекта.
    
    6.4. Текущий ремонт газопроводов и оборудования газового хозяйства ГТУ должен выполняться по графику, утвержденному главным инженером ТЭС, но не реже 1 раза в год.
    
    6.5. Вывод в ремонт газового оборудования необходимо производить в следующем порядке:
    
    - закрыть задвижки на входе и выходе ремонтируемого оборудования;
    
    - открыть вентили продувочных трубопроводов на ремонтируемом оборудовании;
    
    - проверить герметичность закрытия входных и выходных задвижек; установить токопроводящие перемычки и заглушки во фланцах задвижек;
    
    - продуть сжатым воздухом (или инертным газом) до вытеснения всего газа оборудование, выводимое в ремонт, совместно с газопроводами. Окончание продувки определяется анализом, при котором остаточное содержание газа в продувочном воздухе (при инертном газе) не превышает 1% по объему.
    
    6.6. После окончания ремонта на газопроводах и газовом оборудовании ГТУ необходимо провести испытания их на прочность и плотность воздухом в соответствии с указаниями ПБГХ и составлением соответствующего акта. Для газопроводов и оборудования газового хозяйства при давлении выше 1,2 МПа (12 кгс/см) следует пользоваться "Правилами технической эксплуатации магистральных газопроводов".
    
    6.7. Запрещается приступать к вскрытию турбины, камеры сгорания, стопорного и регулирующего топливных клапанов, не убедившись в том, что задвижки и вентили по газу закрыты, заглушки установлены, арматура трубопроводов продувки открыта и исключена возможность попадания газа к месту производства работ.
    
    6.8. Места производства ремонтных и огневых работ должны быть обеспечены необходимыми средствами пожаротушения.
    
    

Приложение 1

Справочное

ПЕРЕЧЕНЬ ОСНОВНЫХ ТЕРМИНОВ

    
    Газотурбинная установка - конструктивно-объединенная совокупность газовой турбины, газовоздушного тракта, системы управления и вспомогательных устройств. В зависимости от вида ГТУ в нее могут входить компрессоры, камеры сгорания и т.д.
    
    Энергетическая ГТУ - газотурбинная установка, предназначенная для привода электрогенератора.
    
    ГТУ простого цикла - газотурбинная установка, термодинамический цикл которой состоит только из следующих один за другим процессов сжатия, нагрева и расширения рабочего тела.
    
    ГТУ сложного цикла - газотурбинная установка, термодинамический цикл которой включает промежуточное охлаждение при сжатии и (или) подвод теплоты при расширении рабочего тела.
    
    ГТУ открытого цикла - газотурбинная установка, в которую воздух поступает из атмосферы, а выхлопные газы отводятся в атмосферу.
    
    Многовальная ГТУ - газотурбинная установка, имеющая несколько валов с независимыми друг от друга частотами вращения.
    
    ГТУ с независимой (свободной) силовой турбиной - газотурбинная установка, в которой силовая газовая турбина механически не связана с компрессором.
    
    ГТУ с конвертированным ГТД - газотурбинная установка, в состав которой входит транспортный газотурбинный двигатель (газотурбогенератор).
    
    Парогазовая установка - установка, состоящая из паротурбинной и газотурбинной частей, в которой теплота выхлопных газов ГТУ используется для утилизации в цикле ПТУ.
    
    

Приложение 2
Справочное

ПЕРЕЧЕНЬ ПРИНЯТЫХ СОКРАЩЕНИЙ

    
Приложение 3
Обязательное

ПЕРЕЧЕНЬ ДЕЙСТВУЮЩЕЙ НОРМАТИВНОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ

    
    1. ГОСТ 12.1.004-85. Пожарная безопасность. Общие требования.
    
    2. ГОСТ 12.1.010-76. Взрывобезопасность. Общие требования.
    
    3. СНиП II-58. Электростанции тепловые.
    
    4. СНиП II-106. Склады нефти и нефтепродуктов.
    
    5. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. 14-е издание. - М.: Энергоатомиздат, 1989.
    
    6. Правила пожарной безопасности для энергетических предприятий. - М.: Энергоатомиздат, 1988.
    
    7. Правила безопасности в газовом хозяйстве. - М.: Недра, 1980.
    
    8. Правила взрывобезопасности при использовании мазута и природного газа в котельных установках: ПР 34-00-006-84. - М.: СПО Союзтехэнерго, 1984.
    
    9. Правила устройства электроустановок: 6-е издание. - М.: Энергоатомиздат, 1985.
    
    10. Правила техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей. - М.: Энергоатомиздат, 1985.
    
    11. Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок. - М.: Энергоатомиздат, 1986.
    
    12. Типовая инструкция по эксплуатации газового хозяйства тепловых электростанций, сжигающих природный газ: ТИ 34-70-062-87. - М.: СПО Союзтехэнерго, 1987.
    
    13. Типовая инструкция по предупреждению и ликвидации аварий на тепловых электростанциях: ТИ 34-66-061-87. - М.: СПО Союзтехэнерго, 1987.
    
    14. Инструкция по проектированию противопожарной защиты энергетических предприятий: РД 34.49.101-87. - М.: Информэнерго, 1987.
    
    15. Инструкция по проектированию отопления и вентиляции нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий. ВСН 21-77. - М.: Миннефтехимпром, 1977.
    
    16. Инструкция о мерах пожарной безопасности при проведении огневых работ на энергетических объектах Минэнерго СССР. - М.: ХОЗУ Минэнерго СССР, 1985.
    
    17. Инструкция по содержанию и применению первичных средств пожаротушения на предприятиях Минэнерго СССР. - М.: СПО Союзтехэнерго, 1980.
    
    18. Технические условия (типовые) на проектирование газопроводов давлением до 4,0 МПа (40,0 кгс/см) для газотурбинных установок электростанций. Утв. Минэнерго СССР 08.08.1988 г.
    
    19. Перечень помещений и зданий энергетических объектов Минэнерго СССР с указанием категорий по взрывопожарной и пожарной опасности. N 8002 ТМ-Т1.
    
    
    
Текст документа сверен по:
/ Министерство энергетики и электрификации СССР. -
М.: СПО ОРГРЭС, 1991