|
Стр. 5
Г.6. Ввод и вывод защит и блокировок, препятствующих пуску или
останову котла, должны осуществляться: для защит по погасанию
общего факела и факела растопочной горелки - автоматически, для
остальных защит и блокировок - либо автоматически, либо
существующими в схемах защит средствами ввода-вывода.
Вывод из работы устройств технологической защиты блокировок и
сигнализации на работающем оборудовании разрешается только в
случаях:
- необходимости отключения защиты, обусловленной
производственной инструкцией по эксплуатации котла;
- очевидной неисправности или отказа.
Отключение должно выполняться с разрешения НСС и с
обязательным уведомлением технического руководителя (главного
инженера) или начальника котельной.
Ремонтные и наладочные работы в цепях включенных защит,
блокировок и сигнализации без получения разрешения не допускаются.
Г.7. Защита при невоспламенении или погасании факела любой
растопочной горелки при растопке котла выполняется отдельно для
газа и для мазута.
Факел горелки контролируется индивидуальным прибором для
каждого вида сжигаемого топлива или общим прибором на все виды
топлива.
Защита срабатывает при погасании факела горелки или
невоспламенении топлива в процессе его розжига. Контроль факела
начинается через промежуток времени до 9 с после начала открытия
запорного устройства на подводе газа к горелке и продолжается до
тех пор, пока защита введена.
Для всех котлов, кроме пылеугольных котлов ЗиО, защита
вводится автоматически при давлении газа перед котлом, превышающим
установку защиты по понижению давления газа после регулирующего
клапана, после начала открытия задвижки на подводе газа к любой
растопочной горелке. Защита выводится либо при закрытии задвижки
или ПЗК на газопроводе ввода к котлу, либо при вводе защиты
"Погасание факела в топке".
Для пылеугольных котлов ЗиО защита вводится и выводится
специальным ключом.
Защита действует на отключение всех ЗУ, на немедленное
закрытие ПЗК и запорного устройства на газопроводе к котлу, на
подводе газа к запальным устройствам и ко всем горелкам, а также
при погасании газового факела - на открытие трубопроводов
безопасности (если на газопроводе к каждой горелке установлены по
две задвижки с электроприводом).
Г.8. Защита при погасании факела в топке срабатывает, если все
приборы, контролирующие общий факел в топке (секции топки),
зафиксируют его погасание, и действует на останов котла.
Факел в топке (секции топки) контролируется для энергетических
котлов не менее чем двумя комплектами приборов, для водогрейных
котлов - одним комплектом.
Защита вводится автоматически при появлении сигналов о наличии
факела от приборов контроля общего факела и в случае, если открыты
задвижки на одном виде топлива ко всем растопочным горелкам.
Защита выводится с выдержкой времени до 3 мин. от момента
срабатывания выходных реле защит, действующих на останов котла.
Г.9. Защита по понижению давления газа после регулирующего
клапана выполняется для энергетических котлов по схеме "два из
двух", на водогрейных котлах - с одним датчиком.
Давление контролируется до отвода к горелкам.
На газовых котлах защита действует на останов котла.
На котлах, сжигающих два вида топлива, защита действует на
закрытие ПЗК и запорного устройства на газопроводе к котлу, на
закрытие запорных устройств на подводе газа к горелкам (при
наличии двух электрифицированных запорных устройств на подводе
газа к горелке, а также если есть условия ввода защиты - на
останов котла).
Действие защиты на останов котла вводится на:
- газовых котлах - если давление газа за регулирующим клапаном
выше уставки предупредительной сигнализации и начало открываться
запорное устройство на подводе газа к любой растопочной горелке;
- пылегазовых котлах - те же условия, что и для газовых
котлов, с дополнением, что переключатель топлива переведен в
положение "Газ";
- газомазутных котлах - если давление газа за регулирующим
клапаном выше уставки предупредительной сигнализации, расход
мазута менее 35% номинального и начало открываться запорное
устройство на подводе газа к любой растопочной горелке.
Действие защиты на останов котла выводится на:
- газовых котлах - при срабатывании основного регулирующего
клапана или защиты "Невоспламенение" (см. пункт Г.7);
- пылегазовых котлах - при срабатывании основного
регулирующего клапана или защиты "Невоспламенение" или при
переводе переключателя топлива из положения "Газ" в другое;
- газомазутных котлах - при срабатывании основного
регулирующего клапана или защиты по "Невоспламенению" или при
расходе мазута больше 35% номинального.
Действие защиты по прекращению подачи газа на котел вводится
для:
- газовых и пылегазовых котлов - аналогично действию защиты на
останов котла;
- газомазутных котлов - если давление газа за регулирующим
клапаном выше уставки предупредительной сигнализации, расход
мазута больше 35% номинального и начало открываться запорное
устройство на подводе газа к любой растопочной горелке.
Приложение Д
(рекомендуемое)
ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ ПРЕДПУСКОВОЙ ПРОВЕРКИ ГЕРМЕТИЧНОСТИ
ЗАТВОРОВ ЗАПОРНЫХ УСТРОЙСТВ ПЕРЕД ГОРЕЛКАМИ И ПЗК ГАЗОМ
Д.1. Проверка производится перед пуском котла из холодного
состояния после окончания продувки газопроводов котла газом.
Д.2. Проверке на герметичность подлежат:
- затворы первых запорных устройств на газопроводах перед
горелками при открытых запорных устройствах на трубопроводах
безопасности и закрытых вторых запорных устройствах на
газопроводах перед горелками;
- затвор ПЗК.
Д.3. Проверка должна производиться при включенных в работу
дымососах, дутьевых вентиляторах, дымососах рециркуляции в
следующем порядке:
- проверить положение запорных устройств на газопроводах перед
горелками (они должны быть закрыты) и на трубопроводах
безопасности (они должны быть открыты);
- проверить положение ПЗК (он должен находиться в открытом
положении);
- проверить положение регулирующего клапана (он должен
находиться в открытом положении);
- проверить положение запорных устройств на газопроводе к
котлу (они должны быть открыты);
- проверить положение запорных устройств на продувочных
газопроводах (они должны быть закрыты, на растопочном продувочном
газопроводе - открыты);
- проверить давление газа в газопроводах котла (оно должно
быть равным давлению в распределительном газопроводе (котельной));
- закрыть входную задвижку (с электроприводом) на газопроводе
к котлу;
- установить давление газа в газопроводе котла, равное
значению 80 - 70% давления газа в распределительном газопроводе
(котельной), после чего закрыть запорное устройство на растопочном
продувочном газопроводе;
- проверить герметичность затвора запорных устройств перед
горелками при установленном давлении газа в газопроводах котла,
наблюдая в течение не менее 5 мин. за изменением давления газа в
газопроводе котла по штатному манометру, установленному после
регулирующего клапана. При отсутствии повышения или понижения
давления газа в газопроводе котла установить давление газа в нем,
равное 60 - 50% давления газа в распределительном газопроводе,
открытием запорного устройства на растопочном продувочном
газопроводе для выявления возможности одинакового пропуска газа
через входную задвижку на газопроводе к котлу с одной стороны и
запорные устройства перед горелками и продувочными газопроводами с
другой стороны;
- проверить герметичность затвора запорных устройств перед
горелками при давлении газа 60 - 50%, наблюдая в течение не менее
5 мин. за изменением давления газа в газопроводах котла.
Герметичность затворов запорных устройств перед горелками
считается удовлетворительной при отсутствии видимого падения
давления по манометру в течение контролируемого времени (но не
менее 5 мин.).
Повышение давления газа выше первоначально установленных
значений (80 - 50% давления в распределительном газопроводе)
свидетельствует о негерметичности затвора входной задвижки на
газопроводе. В этом случае необходимо закрыть запорное устройство
с ручным приводом на газопроводе к котлу (при его наличии) и
повторить проверку герметичности затворов запорных устройств на
газопроводах перед горелками.
При повышении давления газа при закрытых обоих запорных
устройствах на газопроводе к котлу или при отсутствии второго
запорного устройства на нем следует прослушать поочередно
газопроводы перед горелками и трубопроводы безопасности с помощью
стетоскопа ("слухача") и проверить на ощупь температуру стенок
газопроводов за арматурой.
Наличие понижения температуры свидетельствует о
негерметичности затвора проверяемой арматуры.
При отсутствии шума, вызываемого протечкой газа через
негерметичный затвор запорных устройств перед горелками, или
понижения температуры стенок газопроводов герметичность затвора
запорных устройств перед горелками считается также
удовлетворительной.
При удовлетворительной герметичности затворов запорных
устройств перед горелками следует проверить герметичность затвора
ПЗК на газопроводе котла, для чего:
- закрыть ПЗК;
- понизить давление газа в газопроводах после ПЗК до значения,
равного 30 - 40% давления в распределительном газопроводе, с
помощью продувочных газопроводов и проконтролировать в течение не
менее 5 мин. давление газа в газопроводах котла до и после ПЗК.
Повышение давления газа в газопроводах котла после ПЗК выше
первоначально установленного (30 - 40% давления в
распределительном газопроводе) свидетельствует о негерметичности
затвора ПЗК.
Д.4. При видимом падении давления газа в газопроводах котла
необходимо проверить наружную плотность фланцевых и резьбовых
соединений, а также сальниковых уплотнений арматуры с помощью
мыльной эмульсии или течеискателем. Прослушать поочередно
газопроводы на подводе к каждой горелке, трубопроводы безопасности
и продувочные газопроводы с помощью стетоскопа, а также поочередно
проверить на ощупь отсутствие понижения температуры стенок
газопроводов за проверяемой арматурой.
Д.5. Растапливать котел при обнаружении негерметичности
затворов запорных устройств перед горелками или ПЗК, а также при
негерметичности фланцевых и резьбовых соединений, сальниковых
уплотнений арматуры не допускается.
Д.6. После устранения причин негерметичности затворов запорных
устройств перед горелками или ПЗК необходимо провести повторную
проверку герметичности в соответствии с пунктом Д.3.
Приложение Е
(справочное)
ВОЗМОЖНЫЕ АВАРИЙНЫЕ СИТУАЦИИ В ГАЗОВОМ ХОЗЯЙСТВЕ
И ДЕЙСТВИЯ ПЕРСОНАЛА ПО ИХ ЛОКАЛИЗАЦИИ И ЛИКВИДАЦИИ
Е.1. Нарушение целостности подземного газопровода, разрыв
сварного соединения на территории ТЭС до задвижки на вводе газа в
ГРП.
Е.1.1. Признаки:
- появление запаха газа в помещениях и на территории ТЭС;
- загазованность в колодцах на расстоянии 15 м от трассы
газопровода;
- появление бурых пятен на снегу по трассе газопровода в
зимнее время;
- пожелтение травы, появление пузырьков на поверхности воды в
летнее время.
Е.1.2. Действия оперативного персонала:
Е.1.2.1. Немедленно сообщить начальнику смены станции (КТЦ) о
появлении признаков утечки газа.
Е.1.2.2. Начальник смены станции обязан:
- дать указания начальникам смен КТЦ и химического цеха о
срочной проверке полученной информации об утечке газа;
- после получения подтверждения об утечке газа из подземного
газопровода до ГРП немедленно:
вызвать аварийную службу газоснабжающей (газосбытовой)
организации (по телефону) для закрытия пробковых кранов на газовой
магистрали к ТЭС и отключения электрозащиты подземного
газопровода;
сообщить о случившемся руководству ТЭС, ответственному за
газовое хозяйство, заместителям технического руководителя
(главного инженера) по эксплуатации и ремонту, руководству КТЦ,
начальнику корпуса ВОХР, в диспетчерские службы газоснабжающей
(газосбытовой) организации, вышестоящие организации;
вызвать ремонтную бригаду мастерского участка ЦЦР;
принять экстренные меры к предупреждению персонала других
цехов и служб, строительных и подрядных организаций, работающих в
зоне возможной загазованности территории, о возможной опасности
для жизни людей;
дать указание об ограждении места утечки газа из газопровода и
выставить наблюдающего на подъездных дорогах к трассе газопровода
для исключения проезда транспорта и прохода посторонних людей;
дать указание начальнику смены химического цеха о срочной
проверке загазованности в зоне утечки, подземных коммуникациях и
помещениях в радиусе 50 м от места утечки;
принять меры к обеспечению взрывопожаробезопасности в
загазованных помещениях, колодцах (проветрить помещения, колодцы,
запретить курить, зажигать спички, включать и выключать
электролампы и электроприборы, пользоваться нагревательными
приборами с открытым пламенем) и эвакуации людей из загазованной
зоны (помещений);
принять меры к переводу котельной на сжигание другого вида
топлива или к включению в работу резервного ГРП (при наличии двух
и более газовых магистралей (вводов) на ТЭС);
при обнаружении концентрации газа в подвалах зданий и
коммуникациях ТЭС более 1% по объему дать указание диспетчерской
службе газоснабжающей организации о немедленном прекращении подачи
газа по неисправному газопроводу на ТЭС;
при концентрации газа в подвалах зданий и коммуникациях ТЭС
менее 1% по согласованию с руководством ТЭС дать указание либо
диспетчерской службе газоснабжающей организации о немедленном
прекращении подачи газа по неисправному газопроводу, либо
диспетчерской службе газоснабжающей организации о понижении
давления газа в газопроводе. В последнем случае принять меры к
организации работ по определению места неисправности газопровода и
проведению непрерывного контроля за изменением концентрации газа в
загазованной зоне (подвалах и помещениях) ТЭС. При нахождении
места утечки газа или повышении концентрации газа в зданиях и
коммуникациях ТЭС до 1% по объему и более дать указание о
прекращении подачи газа на ТЭС по неисправному газопроводу.
Е.2. Разрыв сварного соединения газопровода или появление
неплотности во фланцах или сальниках за вводной задвижкой на
открытой территории ГРП.
Е.2.1. Признаки: появление запаха газа в помещениях и на
территории ГРП; шум истечения газа.
Е.2.2. Действия оперативного персонала:
Е.2.2.1. Немедленно сообщить начальнику смены станции (КТЦ) о
месте аварии.
Е.2.2.2. Начальник смены станции срочно сообщает о случившемся
руководству ТЭС, ответственному за газовое хозяйство, заместителям
технического руководителя (главного инженера) по эксплуатации и
ремонту, руководству КТЦ.
Е.2.2.3. Начальник смены КТЦ срочно приостанавливает огневые
работы в опасной зоне (если они проводятся) и выставляет
наблюдающего для исключения проезда транспорта и прохода людей в
опасную зону.
Е.2.2.4. Начальник смены станции принимает меры к сокращению
расхода газа и переводу котлов на работу на другом виде топлива и
дает указание о закрытии вводной задвижки на ГРП или отключении
поврежденного газопровода. О снижении расхода газа сообщается в
диспетчерскую службу газоснабжающей организации. Отключение
поврежденного участка ГРП или всего оборудования ГРП производится
согласно разделу 8.3 настоящих Методических указаний.
Е.2.2.5. Начальник смены станции сообщает дежурному
вышестоящей организации о случившемся и вызывает аварийную службу
газоснабжающей организации, если требуется закрытие задвижки
(крана) на газопроводе от ГРС до ввода на территорию ТЭС.
Е.2.2.6. Начальник смены станции вызывает ремонтный персонал
газовой службы (ЦЦР), дает указание начальнику смены КТЦ допустить
ремонтный персонал для установки заглушек и устранения повреждения
по наряду-допуску.
Примечание. Отключение поврежденных участков газопровода
вручную производится бригадой в составе не менее 3 рабочих. Работа
выполняется в противогазах по пункту 2.2.15 настоящих Методических
указаний после пробного инструктажа о приемах работы, технике
безопасности при выполнении работ в загазованной среде.
Е.3. Разрыв сварных соединений газопроводов, трещина в корпусе
задвижки, поломка нажимной буксы сальника или появление
неплотности (нарушение герметичности) в сальниках и во фланцевых
соединениях газового оборудования или арматуры в помещении ГРП.
Е.3.1. Признаки:
- появление запаха газа в помещении ГРП;
- срабатывание сигнализации о повышенной концентрации газа в
помещении регуляторного зала ГРП.
Е.3.2. Действия оперативного персонала:
Е.3.2.1. Немедленно сообщить начальнику смены КТЦ и НСС о
случившемся.
Е.3.2.2. Начальник смены станции сообщает о случившемся
руководству ТЭС, ответственному за газовое хозяйство, заместителям
технического руководителя (главного инженера) по эксплуатации и
ремонту, руководству КТЦ.
Е.3.2.3. Начальник смены станции через начальника смены КТЦ
дает указание старшему машинисту котельной (энергоблока) и
дежурному слесарю КТЦ об усиленном проветривании помещений ГРП, о
выявлении мест утечек, проверке загазованности колодцев, подвалов,
зданий в радиусе 50 м от ГРП, об отключении газопровода или
поврежденного оборудования и выводе его в резерв.
Начальник смены станции в своих действиях руководствуется
существующим до момента аварийной ситуации режимом работы ГРП и
принимает меры к обеспечению газоснабжения котельной от резервного
ГРП либо к переводу котлов на работу на другом виде топлива.
Е.3.2.4. Отключение поврежденного участка газопроводов или
оборудования производится согласно разделу 8.3 с соблюдением
требований раздела 2 настоящих Методических указаний.
Е.3.3. Если после отключения поврежденного участка удается
сохранить необходимый расход газа на ТЭС, восстановительные работы
организуются в плановом порядке в дневное время. В этом случае
аварийный вызов бригады газовой службы (мастерского участка ЦЦР)
не требуется.
Е.3.4. Если расход газа на ТЭС изменяется, необходимо сообщить
об этом диспетчерской службе газоснабжающей организации и
дежурному вышестоящей организации.
Е.4. Образование снежно-ледяных и кристаллогидратных пробок в
газопроводах, конденсатосборниках и фильтрах.
Е.4.1. Признаки:
- резкое падение давления газа на входе в ГРП;
- понижение давления газа в газопроводах к котлам;
- включение резервной редуцирующей установки.
Е.4.2. Действия оперативного персонала:
Е.4.2.1. Сообщить НСС о резком понижении давления газа на
входе в ГРП и выходе из него.
Е.4.2.2. Убедиться, что понижение давления газа не произошло
по другим причинам (появление неплотностей, разрывов и т.п.).
Е.4.2.3. Начальник смены станции должен немедленно:
- сообщить о случившемся руководству ТЭС, ответственному за
газовое хозяйство, диспетчерской службе газоснабжающей
организации;
- принять меры к переводу котла на работу на другом виде
топлива;
- вызвать ремонтную бригаду газовой службы (мастерского
участка ЦЦР);
- принять меры к обеспечению аварийно-восстановительных работ
на газопроводах.
Е.4.2.4. Для ликвидации образующихся во время эксплуатации
закупорок газопроводов могут применяться:
- заливка растворителя в газопровод;
- продувка газом или воздухом;
- прочистка газопровода стальной проволокой или ершом.
Е.4.2.5. Работы по ликвидации закупорок могут производиться
аварийной службой газоснабжающей организации (при наличии договора
на проведение этих работ).
Е.5. Утечка газа из-за разрыва сварных соединений газопроводов
котла, свища в газопроводе котла, поломки нажимной буксы сальника
или появления трещин в корпусе арматуры, а также нарушения
герметичности во фланцевых соединениях газового оборудования или
арматуры в пределах котла (после входной газовой задвижки котла).
Е.5.1. Признаки:
- появление запаха газа в котельной;
- шум истечения газа через неплотность наружу.
Е.5.2. Действия оперативного персонала:
Е.5.2.1. Немедленно сообщить о случившемся НСС, руководству
ТЭС, ответственному за газовое хозяйство.
Е.5.2.2. Немедленно отключить поврежденный участок газопровода
котла и остановить котел.
Е.5.2.3. Выставить предупредительные знаки у входа в помещения
котельной, оградить места утечки газа и организовать наружное
наблюдение.
Е.5.2.4. Усилить вентиляцию помещения котельной путем открытия
окон и дверей, постоянно контролируя концентрацию газа в
помещениях котельной, на лестничных клетках, в подвалах в радиусе
50 м от места утечки газа.
Е.5.2.5. Принять меры к обеспечению работы котла на другом
виде топлива.
Е.5.2.6. Вызвать ремонтную бригаду газовой службы (мастерского
участка ЦЦР).
Е.5.2.7. Принять меры к обеспечению аварийно-восстановительных
работ на поврежденном участке газопровода.
Приложение Ж
(справочное)
КРАТКОЕ ТЕХНИЧЕСКОЕ ОПИСАНИЕ СИСТЕМЫ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ ТЭС
Газоснабжение газоиспользующих установок для энергоблоков
мощностью менее 800 МВт и ТЭЦ осуществляется от общестанционного
ГРП. Общестанционный ГРП сооружается для ТЭС общей мощностью 1600
МВт включительно. На рисунке Ж.1, а (здесь и далее рисунки не
приводятся) приведена принципиальная типовая схема
общестанционного ГРП.
Для энергоблоков мощностью 800 МВт и более газоснабжение
осуществляется от блочного ГРП.
На рисунке Ж.1, б приведена типовая схема газоснабжения
энергоблока мощностью 800 МВт и более от блочного ГРП.
Все элементы газопроводов ГРП и на участке от ГРП до ПЗК
котлов (см. поз. 6 рисунков Ж.1, б, в) рассчитываются и
применяются исходя из рабочего давления газа до ГРП. Время
срабатывания ПЗК - не более 1 с. Клапаны должны иметь
дистанционное и местное управление на открытие. Привод -
электромагнитный. Исполнение - взрывозащищенное. Род тока -
постоянный и переменный (на открытие), напряжение переменного тока
220 В.
На рисунке Ж.1, в приведена схема газопроводов котла с
различными вариантами подвода газа к горелкам.
Вся арматура, применяемая в системе газоснабжения ТЭС, должна
быть стальной, герметичности класса В.
Для систем газоснабжения водогрейных котлов с давлением газа
до ГРП не выше 0,3 МПа (3 кгс/кв. см) допускается применение
запорной арматуры из цветных металлов.
Способ присоединения арматуры (на сварке или на фланцах)
определяется проектом.
В тех ГРП, на которых регулирующие клапаны оборудованы
электроприводом, а газопроводы и газовое оборудование ГРП и на
участке от ГРП до ПЗК котлов не рассчитаны на рабочее давление
газа до ГРП, устанавливаются ПЗК в количестве не менее двух.
Верхний предел срабатывания ПЗК не должен превышать максимальное
рабочее давление газа после регулятора более чем на 25%. Колебание
давления газа на выходе от ГРП не должно превышать 10% рабочего
давления.
Защита должна действовать на закрытие каждого ПЗК от
независимых приборов по схеме "Два из двух" или "Два из трех" в
зависимости от конкретных условий размещения ГРП.
В системе газоснабжения энергоблоков от блочных ГРП
предусматривается установка двух ПЗК (см. поз. 6 рисунка Ж.1, б) -
один на ГРП, другой на газопроводах котла, срабатывающих
одновременно от воздействия технологических защит котла,
действующих на прекращение подачи газа на котел или на его
останов.
Питание электромагнита ПЗК (см. поз. 6 рисунка Ж.1, б)
осуществляется от аккумуляторной батареи или от батареи
предварительно заряженных конденсаторов.
Схема управления электромагнитом ПЗК должна быть оснащена
устройством непрерывного контроля за исправностью цепи постоянного
тока.
В ГРП с входным давлением газа свыше 0,6 МПа (6 кгс/кв. см)
предусматривается не менее двух редуцирующих установок (одна
резервная). Для тех ТЭС, для которых газ является основным видом
топлива, при общем количестве редуцирующих установок четыре и
более эти установки следует размещать в двух регуляторных залах,
разделенных между собой вспомогательным помещением.
Помимо расчетного количества рабочих редуцирующих установок в
общестанционном ГРП предусматривается одна резервная и одна
установка малого расхода. Байпасный газопровод редуцирующих
установок не предусматривается. При необходимости установка малого
расхода может быть использована как дополнительная резервная.
Для энергоблоков мощностью 800 МВт и более (см. рисунок Ж.1,
б) допускается не устанавливать на ГРП регуляторы поддержания
давления газа (см. поз. 9 рисунка Ж.1, а), а их функции выполняют
регуляторы расхода газа на котел, установленные на блочном ГРП
(см. поз. 17 и 19 рисунка Ж.1, б). При этом в блочном ГРП
предусматриваются три параллельные линии редуцирования, в том
числе одна рабочая, одна резервная и одна - малого расхода.
Пропускная способность каждой рабочей и резервной линии
обеспечивает номинальную нагрузку энергоблока, а линии малого
расхода - от 5 до 30% номинального расхода газа на котел.
В ГРП предусматривается автоматическое регулирование давления
газа. Регулирование давления газа одноступенчатое. На каждой
редуцирующей установке общестанционного ГРП предусматривается
последовательная установка двух регулирующих клапанов, один из
которых является рабочим, другой - дежурным. Допускается установка
двух регулирующих клапанов при двухступенчатом регулировании, т.е.
понижение давления производится обоими регулирующими клапанами,
установленными последовательно на каждой линии редуцирования.
Допускается также установка одного регулирующего клапана на каждой
линии редуцирования. Выбор количества регулирующих клапанов на
линиях редуцирования определяется проектной организацией в
зависимости от типа устанавливаемого регулирующего устройства,
давления поступающего газа на входе, конечного давления на выходе,
диаметра выходных трубопроводов, длины газопроводов и т.п.
В рабочем режиме на ГРП включены в работу две рабочие
редуцирующие установки, рабочие регулирующие клапаны которых
настроены на поддержание разного давления газа на выходе из ГРП.
Рабочий клапан на одной редуцирующей установке, находящейся в
работе, настроен на давление несколько меньшее, чем то, на которое
настроен рабочий клапан другой рабочей редуцирующей установки,
поэтому в нормальном режиме он закрыт и редуцирование
осуществляется на одной установке. При понижении давления до
уставки, на которую настроен рабочий клапан этой установки, он
включается в параллельную работу с другой рабочей редуцирующей
установкой и редуцирование давления газа происходит на двух
установках.
Дежурные клапаны на каждой установке настроены на давление,
несколько превышающее номинальное, поэтому в нормальном режиме они
открыты. При повышении давления до уставки, на которую настроены
дежурные клапаны, они вступают в работу и предотвращают
недопустимое повышение давления на выходе из ГРП, поддерживая его
постоянным в заданных значениях.
При дальнейшем росте давления газа на выходе из ГРП
(неисправность МЭО, клапанов, тяг, сочленений и т.п.) в работу
включается резервная редуцирующая установка, поставленная на АВР,
и подается светозвуковой сигнал. На резервной редуцирующей
установке регулирующие клапаны настроены по тем же уставкам, что и
на основной рабочей установке. В этом случае закрываются входные
задвижки на рабочих редуцирующих установках и открывается входная
задвижка на той резервной установке (выходные задвижки на всех
редуцирующих установках открыты), на которой дежурные и рабочие
клапаны закрыты. При понижении давления сначала открывается
дежурный клапан, а затем рабочий клапан резервной установки,
который поддерживает давление газа на выходе из ГРП в заданных
значениях.
При необходимости оперативный персонал после выяснения и
устранения причин срабатывания АВР на ГРП подключает в работу
вторую редуцирующую установку и устанавливает на АВР третью
установку.
В ГРП предусматривается не менее двух (один резервный) ПСК
(см. поз. 35 рисунка Ж.1), которые должны обеспечивать сброс газа
в размере 10 - 15% максимальной производительности ГРП при
превышении максимального рабочего давления после регулятора (см.
поз. 9 и 10 рисунка Ж.1) не более чем на 15%.
Допускается не предусматривать установку ПСК в ГРП с расчетным
количеством газа 100000 куб. м/ч и более при размещении их вблизи
воздухозаборных шахт производственных помещений. В этих случаях
все газопроводы и оборудование, устанавливаемое за регулятором
давления до отключающих устройств перед горелками (см. поз. 11
рисунка Ж.1) включительно, должны быть рассчитаны и приняты,
исходя из рабочего давления газа до ГРП.
Сбросные трубопроводы от ПСК (см. поз. 36 рисунка Ж.1)
располагаются со стороны здания ГРП, противоположной
воздухозаборным устройствам систем вентиляции. Расстояние от
конечных участков сбросных трубопроводов до мест забора воздуха
для приточной вентиляции должно быть не менее 10 м по горизонтали
и 6 м по вертикали.
Если расстояние от сбросных газопроводов ПСК по горизонтали до
светоаэрационного фонаря самого высокого соседнего здания меньше
20 м, сбросные газопроводы должны быть выведены на 2 м выше фонаря
этого здания.
Продувочные газопроводы (см. поз. 1 и 2 рисунка Ж.1) выводятся
наружу в месте, обеспечивающем безопасные условия для рассеивания
газа, но не менее, чем на 1 м выше карниза здания (дефлекторов
ГРП) и не менее, чем на 5 м - уровня земли.
Во всех помещениях ГРП предусматриваются естественное и
искусственное освещение и постоянно действующая естественная
вентиляция, обеспечивающая трехкратный (не менее) воздухообмен за
1 ч.
Выходная задвижка (см. поз. 37 рисунка Ж.1) и заглушка (см.
поз. 4) на общем газопроводе после ГРП предусматриваются в случае
сооружения на ТЭС двух общестанционных ГРП и более, соединенных
общим коллектором со стороны котельной.
Газопровод малого расхода (см. поз. 18 и 19 рисунка Ж.1, в) не
предусматривается для котлов, тепловая нагрузка которых
регулируется количеством включенных горелок.
Газопроводы котла имеют систему продувочных газопроводов с
запорными устройствами и штуцерами для отбора проб, в том числе
растопочный продувочный газопровод (см. поз. 40 рисунка Ж.1).
На каждом продувочном газопроводе, арматура которого
задействована в схемах функциональных групп управления или
автоматических системах управления технологических процессов, а
также в схемах защит и блокировок котла или систем газоснабжения
ТЭС, устанавливается запорное устройство с электроприводом (см.
поз. 2 рисунка Ж.1).
Продувочные газопроводы предусматриваются в конце каждого
тупикового участка газопровода или перед запорным устройством
последней по ходу газа горелки (при отсутствии тупиковых участков
на газопроводах), на газопроводе до первого запорного устройства
перед каждой горелкой при его длине до первого запорного
устройства более 2 м.
Диаметр продувочного газопровода определяется расчетом с
учетом обеспечения 15-кратного обмена объема продуваемого участка
газопровода за 1 ч, при этом он должен быть диаметром не менее 20
мм.
Диаметр растопочного продувочного газопровода (см. поз. 40
рисунка Ж.1) выбирается из условий обеспечения возможности
поддержания растопочным регулирующим клапаном (см. поз. 19 рисунка
Ж.1) начального давления газа при розжиге растопочных горелок.
Помещения регуляторного зала оснащаются автоматическими
сигнализаторами загазованности воздуха. Количество сигнализаторов
и места их установки определяются проектом.
Оснащение автоматическими сигнализаторами загазованности
воздуха помещения котельного отделения (котельной) не требуется.
Помещение котельного отделения (котельной) имеет естественную
и принудительную вентиляцию, обеспечивающую проветривание мест
возможного скопления горючих газов.
Стены внутри котельной должны быть гладкими и окрашиваться в
светлый тон.
Наружные стены здания котельного отделения главного корпуса
ТЭС и котельной должны иметь окна для погашения взрывного давления
и для отвода из помещения газов, образующихся при взрыве.
Остекление составляет не менее 30% площади поверхности одной из
наружных стен с наибольшей площадью. Применение для этой цели
армированного стекла и стеклоблоков не допускается.
Конструкция топки котла и компоновка на ней горелочных
устройств должны обеспечивать устойчивость процесса горения и его
контроль и исключать возможность образования застойных и плохо
вентилируемых зон.
Арматура газопроводов должна быть доступна для осмотра,
ремонта и управления с пола помещений или со специальных площадок,
а места ее установки - освещены.
Газоходы для отвода продуктов сгорания котельных установок и
газоходы системы рециркуляции продуктов сгорания в топку не должны
иметь невентилируемых участков, в которых могли бы задерживаться и
скапливаться газообразные горючие вещества.
Конструкция воздушного тракта котельной установки от
воздухоподогревателя до горелочных устройств должна обеспечивать
возможность вентиляции его продувкой в топку.
"Теплый ящик", в котором размещаются коллекторы, должен иметь
устройство для вентиляции.
На котельных установках электростанций и котельных должны
устанавливаться газовые горелки, которые должны быть аттестованы и
иметь паспорта заводов-изготовителей.
Горелки должны устойчиво работать без отрыва пламени и
проскока его внутрь горелки во всем необходимом диапазоне
регулирования тепловой нагрузки котла.
Прокладка газопроводов в пределах котельной установки должна
быть открытой. По всей длине газопровода должен быть обеспечен
доступ для регуляторного контроля и осмотра.
Газопроводы в пределах котельной должны прокладываться с
уклоном по ходу газа. Уклон должен быть не менее 0,003. В
отдельных случаях допускается прокладка газопроводов с уклоном
против хода газа.
Температура воздуха в помещениях, где расположено газовое
оборудование и средства измерения, не должна быть ниже
минимального значения, указанного в паспортах
заводов-изготовителей, при этом она должна быть не ниже 5 -С.
Помещения ГРП и котельной должны быть укомплектованы
первичными средствами пожаротушения в соответствии с требованиями
ПБСГГ [17].
Подача газа по обводному газопроводу ГРП, не оснащенному
регулирующим клапаном, не допускается.
Управление регулирующей и запорной арматурой с электроприводом
общестанционного ГРП для блочных ТЭС предусматривается с одного из
БЩУ, а для ТЭС с поперечными связями - со щита управления одного
из котлов или группы котлов (ГрЩУ) при сохранении возможности
управления со щита ГРП.
Указатель положения регулирующей и запорной арматуры
общестанционного ГРП предусматривается на соответствующем щите
управления в главном корпусе и щите управления ГРП. На щит
управления в главном корпусе выносится информация по давлению газа
до и после ГРП, расходу газа на ТЭС (показывающий прибор) и
сигнализация по повышению (понижению) давления газа до и после
ГРП, увеличению загазованности в регуляторном зале и помещении
щита управления ГРП.
На щит управления котла (БЩУ) выносится информация по расходу
газа на котел (показывающий и регистрирующий прибор), давлению
газа до регулирующего клапана котла (регистрирующий прибор),
давлению газа после регулирующего клапана котла (показывающий
прибор - при необходимости) и сигнализация по понижению и
повышению давления газа после регулирующего клапана котла.
На щит управления ГРП выносится информация по давлению газа до
и после ГРП (показывающий и регистрирующий приборы), общему
расходу газа на ТЭС (показывающий и регистрирующий приборы),
температуре газа до или после расходомера (показывающий и
регистрирующий приборы), загазованности в регуляторном зале и щите
управления ГРП (показывающий прибор) и сигнализация по увеличению
загазованности в регуляторном зале и щите управления ГРП.
На щит управления энергоблоков 800 МВт и более (при блочном
ГРП) выносятся указатели положения и управления регулирующей и
запорной арматурой ГРП, информация по расходу газа на энергоблок
(показывающий и регистрирующий приборы), давлению газа до и после
ГРП (показывающие и регистрирующие приборы), температуре газа до
или после расходомера (показывающий и регистрирующий прибор) и
сигнализация по повышению и понижению давления газа до и после
ГРП, увеличению загазованности в регуляторном зале, узле очистки
газа и на щите управления ГРП.
Приложение И
(рекомендуемое)
ОРГАНИЗАЦИЯ ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТ
ПО УСТАНОВКЕ И СНЯТИЮ ЗАГЛУШЕК НА ГАЗОПРОВОДАХ
Работы по установке и снятию заглушек на действующих
газопроводах являются газоопасными и должны производиться по
нарядам-допускам на газоопасные работы.
Указанные работы должны выполняться бригадой в составе не
менее двух рабочих под руководством руководителя или специалиста.
Каждый член бригады (включая руководителя) должен быть аттестован
на право проведения газоопасных работ. Работы должны выполняться,
как правило, в дневное время.
Заглушки должны устанавливаться на границах отключенного
участка после отключающих устройств в их фланцевых соединениях или
в специально предусмотренных проектом фланцевых соединениях для
установки заглушек, снабженных разжимным устройством. Заглушки
должны отвечать требованиям пункта 2.2.21 настоящих Методических
указаний.
Каждый работающий при установке или снятии заглушек на
наружных газопроводах должен иметь исправный шланговый противогаз.
Ответственным за исправность средств индивидуальной защиты при
проведении газоопасной работы является специалист, руководящий
газоопасной работой.
Необходимость наличия противогазов у работников при выполнении
ими работ на внутренних газопроводах определяется нарядом-допуском
на эти работы.
Установка заглушек на наружных газопроводах производится после
отключения участка газопроводов от действующих газопроводов до их
продувки воздухом или инертным газом.
Отключение участка газопроводов производится путем закрытия
отключающих устройств со стороны действующего газопровода, т.е.
газопровода, находящегося под давлением газа.
Установка заглушек на внутренних газопроводах (котельной, ГРП)
должна производиться после отключения участка газопровода от
действующих газопроводов путем закрытия запорных устройств на нем
со стороны действующего газопровода и продувки отключенного
участка сжатым воздухом или инертным газом в соответствии с
пунктами 8.3.3.11 - 8.3.3.14 настоящих Методических указаний.
Снятие (удаление) заглушек на газопроводах должно
производиться после проведения осмотра целостности газопроводов и
исправности газового оборудования, а также при получении
положительных результатов проведения контрольной опрессовки
газопроводов воздухом.
Результаты контрольной опрессовки должны заноситься в
наряд-допуск.
Контрольная опрессовка внутренних газопроводов котлов, а также
газового оборудования и газопроводов ГРП должна производиться
давлением 0,01 МПа (1000 мм вод. ст.). Падение давления не должно
превышать 0,60 кПа (60 мм вод. ст.) за 1 ч.
Наружные газопроводы всех давлений подлежат контрольной
опрессовке давлением 0,02 МПа (2000 мм вод. ст.). Падение давления
не должно превышать 0,1 кПа (10 мм вод. ст.) за 1 ч.
Перед началом работ по установке или снятию заглушек должна
быть установлена на разъединяемых участках газопровода
токопроводящая перемычка (если не предусмотрена проектом
стационарная перемычка) в целях предотвращения искрообразования.
Выполнение работ по установке заглушек в загазованном
помещении, т.е. при содержании природного газа в воздухе помещения
1% и более, силами неспециализированной бригады газовой службы
(мастерского участка) или других подразделений электростанции не
допускается.
Указанную работу при необходимости ее выполнения
(негерметичность затвора запорной арматуры и отсутствие
возможности перевода работы всех котлов на другой вид топлива или
их останов) следует производить силами аварийной бригады газовой
службы предприятия или (при ее отсутствии) силами АДС предприятия
газового хозяйства.
При производстве работ по установке заглушек в загазованном
помещении (например, в регуляторном зале ГРП) снаружи помещения
должен находиться человек для наблюдения за работающими в
помещении. Этот или другой человек обязан также следить за тем,
чтобы вблизи не было источников огня, и не допускать любых лиц, не
входящих в состав бригады, в зону проведения работ (на территорию
ГРП). Указанные работы могут выполняться без нарядов-допусков, под
руководством руководителя или специалиста. В составе бригады
должно быть не менее трех человек. Работы должны выполняться в
противогазах. Необходимость наличия на работающих спасательных
поясов определяется требованиями Плана локализации и ликвидации
аварий, разработанными с учетом местных условий.
Перед началом проведения работ по установке или снятию
заглушки на газопроводе ответственный за ее проведение обязан
проинструктировать всех рабочих о необходимых мерах безопасности,
после этого каждый рабочий, получивший инструктаж, должен
расписаться в наряде-допуске.
Перед началом работ следует также:
- проверить исправность шланговых противогазов (если при
плотном нажатии рукой конца гофрированной трубки дышать
невозможно, противогаз исправен, если дышать можно - противогаз к
применению не пригоден), проверить наличие инструмента, его
исправность и комплектность, а также оснащенность
материально-техническими средствами;
- проверить положение отключающей арматуры со стороны
|
