ГЕНЕРИРУЮЩИЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ УСТАНОВКИ

12.1. Пуск в работу вновь смонтированных или отремонтированных энергетических установок на электростанциях должен проводиться в полном объеме пускового комплекса или в соответствии с требованиями специальных инструкций и требований ПТЭ.

12.2. Приступать к пуску энергетических установок разрешается только после окончания всех работ на основном и вспомогательном оборудовании: уборки с рабочих мест средств механизации, приспособлений, демонтированного оборудования, отходов и материалов; восстановления изоляции паропроводов, выполнения мероприятий по пожарной безопасности и безопасности труда.

12.3. Перед пуском энергоустановки персонал должен:

12.3.1. Проверить документальную готовность (закрытие нарядов, наличие соответствующих записей в журналах и т.п.)

12.3.2. Осмотреть оборудование (рабочее и резервное), а также при необходимости включить его на холостой ход на время, требуемое для определения готовности к нормальной работе.

12.3.3. Проверить готовность технологических защит, блокировок, устройств управления, контрольно-измерительных приборов.

12.3.4. Проверить готовность средств пожарной защиты, а также наличие и исправность кожухов, изоляции и др.

12.4. Запрещается пуск энергетических агрегатов, если не проверена их готовность, а также при отклонениях параметров и контрольных показателей от допустимых, предусмотренных ПТЭ и технологическими инструкциями.

12.5. При эксплуатации энергетических установок не допускается нарушение плотности систем маслоснабжения, регулирования, газоснабжения, а также фланцевых и штуцерных соединений на трубопроводах жидкого топлива газотурбинных установок.

12.6. Запрещается при эксплуатации агрегатов попадание масла на горячие поверхности, в подвальные помещения и на кабельные трассы. С этой целью должны быть предусмотрены меры против фонтанирования масла на напорных маслопроводах, а именно: применение стальной запорной арматуры вместо чугунной; установка фланцев фасонного типа (с шипом и пазом); окожушивание фланцевых соединений и запорной арматуры; заключение маслопроводов, проходящих рядом с нагретыми поверхностями паропроводов, в металлические короба. Указанные короба изготовляются в соответствии с требованиями заводов-изготовителей турбин и должны иметь уклон для стока масла в аварийную емкость через трубу диаметром не менее 75 мм. Проверка сливного устройства указанного короба проводится заполнением водой после монтажа, а также в период капитальных ремонтов турбин с составлением соответствующего акта.

12.7. При отсутствии условий для замены фланцевых соединений (например, корпусных деталей маслонасосов, маслоохладителей и др.) турбин допускается сохранение плоских фланцевых соединений, причем на напорных маслопроводах с обязательной установкой металлических кожухов или отбойных щитов для предотвращения фонтанирования масла.

Замена плоских фланцевых соединений и запорной арматуры на напорных маслопроводах турбин фасонными фланцами должна производиться при капитальных ремонтах в установленные сроки.

12.8. Маслопроводы энергетических установок по качеству сборки и монтажных сварных соединений должны отвечать требованиям правил Госгортехнадзора.

Сварные соединения маслопроводов после монтажа и ремонтно-сварочных работ должны тщательно проверяться (ультразвуковой дефектоскопией или другими методами). На заводские сварные соединения должна иметься документация завода-изготовителя турбины.

После окончания всех работ на маслосистемах соответствующие участки должны тщательно очищаться, промываться и опрессовываться давлением, превышающим рабочее в 1,5 раза, или в соответствии с указанием завода-изготовителя данного агрегата.

Испытания оформляются актом.

12.9. В маслосистемах агрегатов должны применяться маслостойкие и температуростойкие (до 100 °С) материалы уплотнений (прокладки) фланцевых соединений маслопроводов. В узлах, которые могут подвергаться при работе нагреву свыше 100 °С, уплотнительные элементы должны выдерживать нагрев до 200 °С.

Прокладки для фланцевых соединений рекомендуется изготовлять из электротехнического картона (прессшпана) или из других материалов по согласованию с заводом-изготовителем агрегата. Толщина прокладок должна быть не более:

0,4 мм для напорных маслопроводов регулирования;

0,7 мм для напорных маслопроводов смазки;

1—1,5 мм для сливных маслопроводов.

2.10. Уплотняющие поверхности должны быть параллельными. Допускается отклонение параллельности не более 0,3 мм.

Запрещается выравнивание параллельности уплотняющих поверхностей путем стягивания их болтами.

12.11. Запрещается применение резиновых, полиэтиленовых и других прокладок из мягкого и немаслостойкого материала для фланцевых соединений маслопроводов энергетических установок.

12.12. Запрещается проведение работ на маслопроводах и оборудовании маслосистемы при ее работе, за исключением замены манометров, а также наладочных работ и доливки масла по специальной программе, которая в каждом конкретном случае утверждается главным инженером электростанции.

Перед началом указанных работ должны быть приготовлены к действию средства пожаротушения на основных отметках обслуживания в зоне энергетической установки. При необходимости могут выставляться посты добровольных пожарных формирований на весь период производства наладочных работ и переключений.

12.13. Доливка маслобаков должна производиться централизованно по маслопроводам.

Запрещается производить подпитку маслосистемы путем доставки масла в переносных бачках к маслобакам энергетических установок.

12.14. Должен быть установлен регулярный контроль целостности несгораемой теплоизоляции всех горячих поверхностей, расположенных ближе 10 м от маслопроводов.

Поверхность теплоизоляции должна быть покрыта металлическим листом или другим негорючим материалом для предохранения ее от пропитки турбинным маслом и повреждения.

12.15. В случаях попадания масла на теплоизоляцию горячих поверхностей они должны быть очищены (горячей водой или паром), а если эти меры не помогли (при глубокой пропитке изоляции), этот участок теплоизоляции должен быть полностью заменен.

12.16. Не реже одного раза в полугодие должен проводиться визуальный осмотр теплоизоляции паропроводов. Обнаруженные вспучивания или отслоения теплоизоляции должны фиксироваться в журнале дефектов и неполадок с оборудованием для последующего ремонта, так как попадание на эти места масла и их пропитка приводят в дальнейшем к самовозгоранию.

12.17. Запрещается (за исключением случаев аварий) для сбора протечек масла из уплотнений и сальников на энергетическом оборудовании укладывать тряпки и ветошь, а также использовать временные лотки и противни.

При невозможности немедленно устранить протечки масла и при его незначительном поступлении распоряжением по цеху должен быть установлен усиленный надзор за местами протечек, а подтеки масла должны периодически вытираться досуха.

При значительных протечках необходимо принять меры к аварийному останову оборудования и вывода его в ремонт.

12.18. Промасленные тряпки и ветошь должны храниться в специальных металлических закрывающихся ящиках вместимостью не более 0,5 м³ с надписью "Для ветоши", которые устанавливаются на основных отметках обслуживания. Промасленная ветошь (тряпки) должна периодически удаляться из цеха.

12.19. Если при пуске или эксплуатации масляной системы возникла сильная вибрация маслопроводов или появились гидравлические удары, создающие непосредственную угрозу нарушения плотности маслосистемы, должна быть аварийно остановлена энергетическая установка.

После выявления и устранения причин, вызвавших вибрацию и гидравлические удары, маслосистема должна подвергаться опрессовке при давлении, превышающем в 1,5 раза нормальное или указанное заводом-изготовителем агрегата.

12.20. На запорном устройстве (задвижке) аварийного слива масла из маслобака энергетических установок должна быть надпись "Аварийный слив масла", а ручной привод должен быть окрашен в красный цвет.

12.21. Опломбированный ручной привод запорного устройства аварийного слива масла должен устанавливаться на основных отметках обслуживания в доступном при пожаре месте, причем на однотипном оборудовании, находящемся в машинном зале, приводы устанавливаются одинаково.

12.22. При оборудовании стационарной разводкой водяного охлаждения маслобака турбогенератора опломбированный ручной привод запорного устройства подачи воды должен располагаться в безопасном месте при пожаре в зоне маслобака данного агрегата. Привод должен быть окрашен в красный цвет и иметь надпись "Открыть при пожаре", а также табличку "Маслобак №...".

12.23. При применении огнестойких жидкостей в системе маслоснабжения устройство аварийного слива и система охлаждения маслобака турбогенератора не предусматриваются.

Запрещается установка открытых электрических реле сигнализации и других электрических контактов внутри масляных баков.

12.24. Электроосветительная арматура у постов водородного охлаждения, смотровых люков масляной системы, термопар, измеряющих температуру масла энергетической установки, должна быть в защищенном исполнении, соответствующем зонам взрывоопасности по ПУЭ.

12.25. Все трубопроводы, арматура и другое оборудование, относящиеся к схемам маслоснабжения, должны окрашиваться в коричневый цвет.

12.26. Для проверки безопасности эксплуатации газомасляной системы агрегатов с водородным охлаждением и правильности показаний контрольно-измерительных приборов должен проводиться регулярный отбор проб для химического контроля.

Отбор проб для химического анализа из трубопроводов и аппаратов газомасляной системы энергетических установок с водородным охлаждением должен предусматриваться из штуцеров или специальных вентилей.

12.27. При эксплуатации газомасляной системы агрегатов с водородным охлаждением должно исключаться образование взрывоопасной смеси при объемном содержании водорода в воздушной среде от 4 до 75%, для чего необходимо:

12.27.1. Контролировать чистоту водорода в агрегате и в необходимых случаях заменять газовую среду.

12.27.2. При ремонтах исключить попадание водорода в корпус генератора (синхронного компенсатора) путем выполнения видимого разрыва на трубопроводе подачи водорода или у запорной арматуры на газовом посту.

12.27.3. Строго соблюдать последовательность операций по заполнению или вытеснению водорода в корпусе генератора (синхронного компенсатора).

12.27.4. Поддерживать в исправном состоянии смотровые устройства маслосистем и удаления водорода из агрегатов.

12.27.5. Постоянно контролировать герметичность замкнутых систем с водородом.

12.27.6. Следить за работой контрольно-измерительных приборов, проведением химического анализа, а также продувкой газомасляных систем, выполняемой эксплуатационным персоналом в соответствии с графиком.

12.27.7. Проверять возможность скопления водорода в экранированных токопроводах и принимать меры к его удалению.

12.28. Запрещается вытеснять из корпуса генератора (синхронного компенсатора) водород воздухом или воздух непосредственно водородом.

При проведении операции по вытеснению водорода или заполнению агрегата водородом должен применяться инертный газ (углекислота или азот). Персонал обязан проводить эти операции в следующем порядке:

12.29. Чистота водорода (содержание кислорода в водороде), колебания его давления, а также суточная утечка из корпуса генератора (синхронного компенсатора) должны поддерживаться в пределах, установленных ПТЭ и действующими нормативными документами по эксплуатации газомасляных систем с водородным охлаждением.

12.30. При наличии в корпусе генератора (синхронного компенсатора) водорода во всех режимах работы должна обеспечиваться непрерывная подача масла в уплотнения для предотвращения образования взрывоопасной концентрации водорода с воздухом и возможности его воспламенения, а также работа вакуумного насоса или эжектора.

12.31. Аварийное вытеснение водорода из корпуса машин должно производиться при:

12.31.1. Прекращении непрерывной подачи масла в уплотнения.

12.31.2. Нарушении целостности уплотнений.

12.31.3. Возникновении пожара в зоне уплотнений, угрожающего их целостности, если принятые меры по тушению были малоэффективны.

12.32. Немедленный аварийный останов энергетических установок должен производиться в случаях:

12.32.1. Появления внезапной вибрации агрегата, маслопроводов или гидроударов, могущих привести к разрушению агрегата или маслосистемы, а также вызвать разрушение системы уплотнения водородного охлаждения и последующий пожар.

12.32.2. Обнаружения на газотурбинных установках течи топливопроводов, а также взрыва (хлопка) в камерах сгорания или газопроводах.

12.32.3. Появления дыма или искр из подшипников и концевых уплотнений.

12.32.4. Сильной течи масла из корпуса агрегата с угрозой его растекания и воспламенения.

12.32.5. Воспламенения масла или промасленной изоляции на агрегате.

12.32.6. Возникновения пожара на вспомогательном оборудовании, в зоне установки, если огонь или высокая температура угрожают повреждением оборудования агрегата, а применяемые меры по немедленной ликвидации пожара оказались малоэффективными.

12.32.7. Пожара в машинном зале, если факторы пожара (дым, высокая температура, продукты горения и др.) угрожают обслуживающему персоналу и делают невозможным нормальную эксплуатацию агрегата.

12.32.8. В других случаях, определенных требованиями ПТЭ.

12.33. Во всех случаях аварийного останова машин с водородным охлаждением необходимо: снять нагрузку и начать останов агрегата; открыть запорную арматуру для выпуска водорода в атмосферу; подать инертный газ из централизованной системы в корпус машины, не дожидаясь останова всего агрегата и снижения давления водорода; отсоединить от газового поста трубопровод подачи водорода для образования видимого разрыва; приготовить к действию средства пожаротушения.

Конкретные действия персонала должны быть внесены в местную инструкцию и оперативную карточку пожаротушения.

12.34. Исправность установок и трубопроводов системы подачи водорода или инертных газов в корпус генератора (синхронного компенсатора) от централизованных газовых установок электростанции или подстанции должна периодически контролироваться. Выявленные нарушения должны устраняться в кратчайшие сроки.

Газоплотность системы централизованной подачи водорода или инертного газа должна поддерживаться в техническом состоянии, обеспечивающем суточный уровень допустимой утечки газа не более 5 % общего объема этой системы.

12.35. Не допускается установка газовых баллонов у газовых постов генератора (синхронного компенсатора) для заполнения их корпусов водородом или инертным газом, за исключением аварий с централизованными системами подачи этих газов или их ремонта.

12.36. Запрещается проведение огнеопасных работ (сварки, шлифовки, пайки и др.) непосредственно на корпусах агрегатов, аппаратах и газопроводах, заполненных водородом.

12.37. На корпусах генераторов (синхронных компенсаторов)-и оборудовании газомасляной системы с водородным охлаждением должны иметься знаки безопасности "Запрещается пользоваться открытым огнем", "Запрещается курить", а на видимых местах масляной системы предупреждающий знак: "Осторожно! Легковоспламеняющиеся вещества", если не применяются огнестойкие масла.

На корпусах газотурбинных установок также должен быть знак безопасности: "Осторожно! Опасность взрыва".

12.38. При обнаружении загорания обмотки внутри корпуса турбогенератора (синхронного компенсатора) с воздушным охлаждением и гидрогенераторов должны быть приняты следующие меры:

12.38.1. Аварийно остановлена турбина, а генератор (синхронный компенсатор) отключен от сети и снято возбуждение.

12.38.2. Подана вода к встроенной установке тушения пожара внутри машины.

12.38.3. Закрыты шибера подачи воздуха в систему охлаждения генераторов (синхронных компенсаторов) и включено валоповоротное устройство.

Исходя из особенностей конструкции агрегатов, действия персонала должны быть конкретизированы в местной инструкции и оперативной карточке пожаротушения.

12.39. Должны проводиться регулярные проверки технического состояния устройств подачи воды, устанавливаемых в специальных ящиках у турбогенераторов и синхронных компенсаторов (пожарных рукавов, соединительных головок, вентилей и манометров), а также запорных клапанов у гидрогенераторов. Указанные вентили и клапаны должны быть опломбированы.

12.40. Загоревшуюся обмотку турбогенератора (синхронного компенсатора) с воздушным охлаждением и гидрогенератора персонал может тушить вручную через специальные смотровые и технологические лючки с помощью передвижных средств пожаротушения (огнетушителей, пожарных стволов и др.) после отключения генератора от сети.

Действия персонала должны отрабатываться на противопожарных тренировках.

12.41. При возникновении пожара в энергетических установках или на вспомогательном оборудовании, который угрожает нагреву металлических конструкций перекрытия, должны быть немедленно приняты меры к их охлаждению с соблюдением мер безопасности.

Указанные меры должны предусматриваться в оперативном плане тушения пожара и отрабатываться на противопожарных тренировках.

12.42. Установки по получению водорода из воды должны соответствовать требованием "Правил безопасности при производстве водорода методом электролиза воды", утвержденных Госгортехнадзором.

12.43. На газотурбинных установках запрещается:

12.43.1. Во время эксплуатации агрегата производить огневые работы в районе генератора, узлов подачи жидкого топлива, маслобаков смазки и регулирования.

12.43.2. Осматривать камеру сгорания через гляделки работающего агрегата, за исключением момента зажигания, когда в камере не достигнуто давление.

12.43.3. Поднимать обороты и продолжать пуск при незагоревшейся даже одной форсунке.

12.43.4. Прекращать контроль за температурным состоянием агрегата до полного его остывания.

12.44. При пожаре в блоке внутреннего подшипника №№ 2 и 3 агрегата ГТ-100-3 или в блоке среднего подшипника № 6 агрегата ГТ-150 необходимо газотурбинную установку аварийно остановить и подать инертный газ (углекислоту, азот) в зону пожара, контролируя его давление в коллекторе.