Руководящие указания по проектированию хозяйств жидкого топлива газотурбинных и парогазовых установок ТЭС. РД 34.44.102-97

(утв. РАО «ЕЭС России» 25.08.1997)

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

РУКОВОДЯЩИЕ УКАЗАНИЯ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ ХОЗЯЙСТВ ЖИДКОГО ТОПЛИВА ГАЗОТУРБИННЫХ И ПАРОГАЗОВЫХ УСТАНОВОК ТЭС

Разработано институтом Теплоэлектропроект, ВТИ, АО «Фирма ОРГРЭС», ВНИПИэнергопромом.

Исполнители: Л.В. Алаева, В.П. Бушуев, Н.И. Грибова, В.Ф. Марков, В.И. Медведев, Д.С. Никонов, М.А. Плессер, Н.А. Тартаковская, А.Ф. Тычинский, И.Л. Файгенбойм (ТЭП), Э.А. Хайкин (РостовТЭП), Э.М. Кособокова (ВТИ), С.Н. Азбукин (УралВТИ), А.Я. Гольдберг, В.Ф. Крапивин (ВНИПИэнергопром), А.Н. Попов (ОРГРЭС).

Утверждено Департаментом науки и техники РАО «ЕЭС России» 25.08.97. Заместитель председателя О.В. Бритвин.

1. Общие положения

1.1. Настоящие Руководящие указания (РУ) определяют основные положения по проектированию хозяйств жидкого топлива для электростанций с газотурбинными и парогазовыми установками (ГТУ и ПГУ) и являются основополагающим документом. Кроме этого, при проектировании следует руководствоваться документами, перечисленными в Приложении 1.

1.2. В зависимости от топливного режима электростанции, определяемого заданием на проектирование, жидкое топливо для ГТУ или ПГУ может являться основным, резервным, аварийным или пускоостановочным. В соответствии с этим обстоятельством выполняется проект топливного хозяйства.

1.3. В качестве жидкого топлива на ТЭС для ГТУ или ПГУ могут быть использованы легкие, незолообразующие, не требующие специальной подготовки виды топлива (авиационные керосины, топлива для реактивных двигателей и быстроходных дизелей) (далее по тексту — «дизельное»), или тяжелые, золообразующие, требующие специальной подготовки (сырая нефть, мазут, смешанные дистилляты типа нефтяного для газотурбинных установок) (далее по тексту — «газотурбинное»).

1.4. Физико-химические характеристики топлив и их качество должно соответствовать требованиям ГОСТ 305-82* и ГОСТ 10433-75*.

1.5. Требования к подготовке жидкого топлива перед его сжиганием изложены в разделе 2 настоящих РУ.

1.6. В РУ приведены основные технические требования, предъявляемые к оборудованию топливных хозяйств, трубопроводам, трубопроводной арматуре, системам контроля, управления, электроснабжения, отопления и вентиляции, мероприятиям, обеспечивающим взрывопожаробезопасность, охрану окружающей среды и др.

2. Виды жидких топлив, сжигаемых в ГТУ

2.1. Требования к качеству жидкого топлива и его параметры перед ГТУ определяются техническими условиями (ТУ) или техническим заданием (ТЗ) на ГТУ. Отступления от требований ТУ должны быть согласованы с поставщиком газотурбинного оборудования.

2.2. Дизельное топливо (ГОСТ 305-82*) не требует подогрева и специальной подготовки (промывка, ввод присадки).

2.3. Из тяжелых жидких топлив для газотурбинных установок отечественной промышленностью выпускается газотурбинное топливо по ГОСТ 10433-75* двух марок:

• А — для пиковых энергетических газотурбинных установок;
• Б — для судовых и других энергетических газотурбинных установок.

Обе марки требуют обязательного предварительного подогрева для достижения требуемой вязкости и предотвращения выпадения парафинистых осадков.

Максимальная температура подогрева топлива должна быть, как правило, на 10 °С ниже температуры вспышки, а минимальная — на 10 °С выше температуры его застывания.

2.4. Фильтрация жидкого топлива перед подачей его к ГТУ должна быть обеспечена в соответствии с ТЗ или ТУ на ГТУ.

2.5. Газотурбинное топливо перед его сжиганием требует специальной обработки, заключающейся в удалении из него коррозионно-активных соединений натрия, калия и кальция путем промывки его водой (см. разд. 9) и, при необходимости, добавлении присадки для защиты от ванадиевой коррозии (см. разд. 8).

2.6. Для осуществления систематического контроля качества топлива, а также эффективности установок промывки и дозировки присадки (при использовании газотурбинного топлива) необходимо предусматривать отбор проб топлива в соответствии с разделами 8, 9 и 10.

3. Технологические схемы хозяйств жидкого топлива

3.1. Жидкое топливо для ГТУ в зависимости от топливного режима ТЭС может быть использовано в качестве основного, резервного, аварийного или пускоостановочного.

3.2. Технологические схемы подачи жидких топлив к ГТУ принимаются, как правило, общестанционными, двухступенчатыми, с поперечными связями. Каждый вид топлива должен подаваться к ГТУ раздельно по своим топливопроводам.

Допускается выполнение блочных схем подачи жидких топлив к ГТУ при условии обеспечения необходимой степени резервирования и высокой надежности.

3.3. Подачу жидких топлив к ГТУ следует предусматривать насосами, обеспечивающими подачу топлива без пульсаций давления (центробежными, винтовыми или другого типа).

Установка фильтров очистки топлива на всасывающих трубопроводах насосов 1-й ступени не предусматривается.

При составлении «Технического формуляра» и заказной спецификации следует указывать необходимость поставки насосного оборудования с торцовыми уплотнениями «Р» или «КР», как для растворителей масло-, бензиностойких резин.

3.4. Жидкое топливо должно подаваться к ГТУ, как правило, по одному трубопроводу, рассчитанному на номинальную производительность с учетом 10%-ной рециркуляции. Возврат (рециркуляция) жидкого топлива от ГТУ производится также по одному трубопроводу непосредственно в резервуары хранения или во всасывающий коллектор насосов через регулирующие и запорные устройства.

Допускается подача жидкого топлива к ГТУ по двум трубопроводам, рассчитанным каждый на 75% номинальной производительности с учетом 10%-ной рециркуляции, при соответствующем обосновании в зависимости от назначения топлива (основное или резервное), режима работы электростанции (базовые или пиковые нагрузки), климатических условий и др.

3.5. Подачу пара на топливное хозяйство следует предусматривать по одному трубопроводу, обеспечивающему полный расчетный расход пара на нужды топливного хозяйства.

Параметры пара определяются тепловой схемой ТЭС. Ориентировочный уровень давления — 0,6 — 1,6 МПа (6 — 16 кгс/кв. см) и температуры — 180 — 280 °С.

3.6. Конденсат от топливного хозяйства должен возвращаться для использования в цикле ТЭС. Схемой должна предусматриваться установка не менее двух расширителей, двух резервуаров сбора конденсата, двух конденсатных насосов и трубопроводной арматуры для разделения потоков конденсата в случае его загрязнения нефтепродуктами.

3.7. Выбор оборудования (насосы, подогреватели, фильтры) технологической схемы жидкого топлива, используемого в качестве основного, следует осуществлять исходя из условия обеспечения бесперебойной подачи подогретого (при необходимости) и профильтрованного топлива с давлением и вязкостью, соответствующими техническим условиям на поставку ГТУ, и в количестве, необходимом для работы всех ГТУ как в номинальном, так и в пусковых режимах.

Количество оборудования должно быть, как правило, не менее двух-трех единиц каждого наименования, из них одна — резервная.

3.8. При использовании дизельного топлива в качестве резервного или аварийного выбор оборудования (насосы, фильтры) производится по условиям обеспечения бесперебойной подачи профильтрованного топлива в количестве, соответствующем 100%-ной номинальной нагрузке всех ГТУ, а при использовании его в качестве пускоостановочного — в количестве, соответствующем 30% номинальной мощности всех ГТУ.

Установка выносных подогревателей в схеме дизельного топлива, как правило, не предусматривается. Необходимость установки подогревателей обосновывается климатическими условиями и маркой используемого дизельного топлива.

3.9. Технологической схемой должна предусматриваться возможность подачи жидкого топлива к ГТУ при нахождении их в резерве, помимо основных насосов (I-й и II-й ступени) и фильтров очистки, с помощью насосов рециркуляции, которых должно быть не менее двух.

3.10. Технологическая схема жидкого топлива должна обеспечивать возможность проведения паровой продувки, химической промывки (при необходимости), пассивации оборудования и топливопроводов, а также их дренирования.

3.11. В технологической схеме следует предусматривать установку пробоотборников для отбора проб топлива и присадок с целью периодического контроля их качества при хранении и подаче на сжигание.

3.12. Технологической схемой должна быть обеспечена возможность дренирования придонного слоя топлива из резервуаров хранения и подачи его на мазутное хозяйство ТЭС или на установку очистки вод, загрязненных нефтепродуктами.

3.13. Технологическая схема газотурбинного топлива должна обеспечивать подготовку его к сжиганию, включая промывку водой и ввод присадок.

3.14. Подогрев газотурбинного топлива в резервуарах производится циркуляционным способом с использованием насосов циркуляции и выносных подогревателей. Применение внутрирезервуарных подогревателей не допускается.

3.15. Регулирование температуры газотурбинного топлива на выходе из выносных подогревателей должно осуществляться с помощью регулирующих клапанов на подводе пара и автоматических регуляторов.

Отвод конденсата из подогревателей предусматривается с помощью регулятора постоянного уровня в подогревателе или через конденсатоотводчики.

3.16. На всасывающих и напорных трубопроводах топливных насосных должны предусматриваться аварийные задвижки с электроприводами, расположенные на расстоянии 10 — 50 м от здания насосной.

3.17. Для ТЭС, использующих жидкое топливо в качестве неосновного, при небольшой мощности (малые расходы топлива) или при работе в пиковом режиме допускается упрощение схемных и компоновочных решений в части приемно-сливных устройств (ПСУ), складов топлива и топливных насосных.

4. Приемно-сливные устройства дизельного и газотурбинного топлива

4.1. Поставку дизельного и газотурбинного топлива следует предусматривать, как правило, железнодорожным транспортом.

Допускается поставка дизельного и газотурбинного топлива трубопроводным, автомобильным или водным транспортом.

4.2. Для слива дизельного и газотурбинного топлива из железнодорожных цистерн должно сооружаться одно совмещенное приемно-сливное устройство. ПСУ должно быть, как правило, двухпутное с эстакадой между железнодорожными путями на уровне площадок обслуживания верхних люков цистерн согласно требованиям СНиП 2.11.03-93. ПСУ должно обеспечивать прием под разгрузку цистерн грузоподъемностью 50 и 60 т.

При фронте слива до 8 цистерн допускается сооружение однопутного ПСУ.

4.3. Слив дизельного и газотурбинного топлива должен осуществляться закрытым способом. Предварительный разогрев топлива в цистернах должен предусматриваться для тяжелых видов жидкого топлива.

4.4. Для слива газотурбинного топлива следует предусматривать сооружение заглубленной железобетонной приемной емкости с металлическим покрытием внутренней поверхности.

Вместимость приемной емкости должна быть не менее 30% суммарной емкости цистерн, устанавливаемых под разгрузку.

4.5. Приемная емкость оборудуется погружными перекачивающими насосами. Производительность насосов перекачки газотурбинного топлива в баки его хранения выбирается исходя из условий обеспечения перекачки в установленные сроки для летнего периода года (2 часа). Насосы устанавливаются с резервом.

4.6. Приемная емкость оборудуется вентиляционными патрубками с огнепреградителями и оснащается приборами средств измерения температуры и уровня, сигнализаторами предельных значений уровня.

4.7. Сооружение приемной емкости для слива дизельного топлива при поставке его железнодорожным транспортом не предусматривается.

4.8. Количество одновременно устанавливаемых под разгрузку цистерн (фронт слива) на совмещенном ПСУ следует принимать исходя из расчетного суточного расхода жидкого топлива, времени разогрева газотурбинного топлива и времени слива в зимний период (не более 4 часов), неравномерности поставки с коэффициентом 1,2.

4.9. При использовании на ТЭС различных видов топлива для каждого из них должна быть предусмотрена собственная система разогрева (при необходимости), слива, перекачки и хранения.

4.10. Сливные коллекторы дизельного и газотурбинного топлива должны быть раздельными и размещаться вдоль сливной эстакады.

4.11. Перед приемной емкостью на общем трубопроводе слива газотурбинного топлива следует предусматривать установку запорной арматуры с электроприводом и гидрозатвора.

Гидрозатвор должен иметь устройство обогрева и тепловую изоляцию.

4.12. Разогрев газотурбинного топлива в цистернах следует предусматривать циркуляционным методом. Производительность насосов и выносных подогревателей в системе циркуляционного разогрева газотурбинного топлива в цистернах должна выбираться с учетом обеспечения разогрева и слива его в установленные сроки (4 часа в зимний период), но не менее 10% суммарной емкости цистерн, устанавливаемых под разгрузку.

Всас насосов циркуляционного разогрева должен подключаться как к сливному коллектору после гидрозатвора, так и к резервуарам хранения неочищенного топлива. На общем всасывающем коллекторе насосов следует предусматривать установку обратного клапана.

Насосы и подогреватели устанавливаются с резервом.

Насосы циркуляционного разогрева размещаются в насосном отделении ПСУ.

4.13. Производительность насосов перекачки дизельного топлива от ПСУ в резервуары его хранения должна выбираться из условий обеспечения слива и перекачки топлива в установленные сроки для летнего периода (2 часа).

Насосы перекачки устанавливаются с резервом и размещаются в насосном отделении ПСУ. Допускается установка насосов перекачки дизельного топлива в одном помещении с насосами циркуляционного разогрева газотурбинного топлива без перегородок.

4.14. Сливные коллекторы газотурбинного и дизельного топлива прокладываются с уклоном 0,3% в сторону насосов перекачки или приемной емкости. Каждый сливной коллектор газотурбинного и дизельного топлива должен иметь воздушник диаметром не менее 20 мм.

Установка запорной арматуры на воздушнике не предусматривается. Воздушник должен быть оборудован дыхательным клапаном, огнепреградителем, устройством для защиты от атмосферных осадков и выведен на высоту, превышающую отметку верхнего люка цистерны.

Сливной коллектор газотурбинного топлива должен иметь тепловую изоляцию и обогрев. Тепловая изоляция сливного коллектора дизельного топлива не предусматривается.

4.15. Соединение сливных коллекторов дизельного и газотурбинного топлива с цистернами должно осуществляться с помощью металлических поворотных устройств типа УСН или других приспособлений, обеспечивающих возможность герметичного закрытого слива через нижний сливной патрубок цистерны.

4.16. На ПСУ, как правило, со стороны тупикового участка, должно быть предусмотрено устройство для откачки топлива через верхний люк цистерн (по две цистерны на каждом пути) с установкой вакуум-насоса, центробежного насоса, запорной арматуры и байпасного трубопровода помимо насосов.

4.17. Территория сливной эстакады должна иметь твердое покрытие шириной не менее 3,5 м в каждую сторону от оси ж.д. пути и с уклоном не менее 1% в сторону лотков, расположенных вдоль железнодорожных путей с внутренней и наружных сторон. Лотки должны иметь металлическую облицовку внутренней поверхности и уклон к сборным колодцам, из которых загрязненные нефтепродуктами воды направляются на очистные сооружения.

4.18 Вдоль эстакады следует предусматривать прокладку паропроводов с

врезкой с шагом не более 25 м, штуцеров Д 25 мм с запорной арматурой и у устройствами для надежного присоединения шлангов.

4.19. В насосном отделении ПСУ должны быть предусмотрены приямок для сбора дренажей от топливопроводов ПСУ и насосы откачки их в выносную дренажную емкость топливной насосной.

К установке следует принимать не менее двух насосов, один из которых резервный.

4.20. На напорных трубопроводах насосов перекачки дизельного и газотурбинного топлива следует предусматривать установку фильтров очистки перекачиваемого топлива. Установка фильтров очистки на всасе насосов перекачки топлива не предусматривается.

В проекте следует предусматривать установку фильтр-сетки на всасе насосов на период проведения пусконаладочных работ.

4.21. В здании насосного отделения ПСУ должен предусматриваться комплекс мероприятий по обеспечению взрывопожаробезопасности: устройство приточно-вытяжной вентиляции, установка сигнализаторов нижнего концентрационного предела распространения пламени (НКПРП), установка электрооборудования во взрывозащищенном исполнении (ВЗИ).

Полы насосного отделения должны быть из негорючих и не впитывающих нефтепродукты материалов в соответствии со СНиП 2.03.13-88 и иметь уклон в сторону дренажного приямка.

4.22. На топливопроводах должны быть предусмотрены штуцеры с запорными устройствами для проведения паровой продувки и дренирования трубопроводов и оборудования (насосов, фильтров, подогревателей).

4.23. Вокруг ПСУ должны быть выполнены пожарные проезды и оборудованы пожарные посты в соответствии с требованиями СНиП 2.11.03-93.

4.24. ПСУ должно быть оборудовано устройством для расцепки и отделения цистерн при пожаре согласно СНиП 2.11.03-93.

4.25. Насосное отделение ПСУ может выполняться с открытой установкой оборудования для районов с расчетной температурой для отопления от минус 15 °С и выше.

4.26. На ПСУ должна быть предусмотрена возможность подачи обводненного газотурбинного топлива (после пропарки цистерн) на мазутное хозяйство ТЭС или на очистные сооружения (при отсутствии мазутного хозяйства).

5. Склады хранения дизельного и газотурбинного топлива

5.1. При проектировании складов для хранения топлива, включая оборудование резервуаров комплектующими, следует руководствоваться СНиП 2.11.03-93 и другими нормативно-техническими документами.

5.2. Для хранения дизельного и газотурбинного топлива допускается применение только наземных стальных резервуаров.

5.3. Для хранения дизельного топлива следует устанавливать не менее двух резервуаров, каждый из которых может быть расходным.

Количество резервуаров для хранения газотурбинного топлива должно быть не менее трех, из которых два резервуара используются в качестве расходных, остальные — для хранения неочищенного топлива.

5.4. Резервуары хранения жидкого топлива должны быть оборудованы вентиляционными, дыхательными или предохранительными клапанами с огнепреградителями (в зависимости от марки топлива), обеспечивающими избыточное давление внутри резервуара до 200 мм вод. ст., приборами для измерения температуры и уровня, а также сигнализаторами верхнего и нижнего предельного значения уровня и верхнего предельного значения температуры топлива.

Подача топлива в резервуар должна производиться в нижнюю его часть под слой топлива, а при подаче топлива в пустой резервуар с выходной скоростью не более 1 м/с.

5.5. Отбор дизельного и газотурбинного топлива из резервуара для подачи его на сжигание должен осуществляться плавающим заборным устройством с верхних слоев.

5.6 Емкость склада жидкого топлива, используемого в качестве основного, рассчитывается:

• при базовом режиме работы ТЭС исходя из 15-суточного запаса при расходе, соответствующем номинальной нагрузке всех ГТУ;
• при пиковом режиме работы ТЭС на двухмесячный расход при максимальном часовом расходе топлива с учетом количества часов работы в сутки.

5.7. Емкость склада дизельного топлива, используемого в качестве резервного, аварийного или пускоостановочного, рассчитывается исходя из обеспечения работы всех ГТУ при номинальной их нагрузке в течение 10 суток для резервного и 5 суток — для аварийного или пускоостановочного.

5.8. Тепловая изоляция наружных поверхностей резервуаров хранения топлива не предусматривается.

5.9. Наружные поверхности резервуаров хранения топлива должны иметь покрытие из светлых красок, стойких к атмосферным осадкам, с коэффициентом отражения не менее 0,8.

5.10. Покрытие внутренних поверхностей резервуаров хранения топлива следует выполнять согласно требованиям «Систем противокоррозионных покрытий внутренних поверхностей оборудования, трубопроводов и строительных конструкций ТЭС» (М.: АО «Энергозащита»).

5.11. Трубопроводы, проложенные внутри обвалования, не должны иметь фланцевых соединений, за исключением мест присоединения коренных запорных устройств у резервуара.

5.12. На трубопроводах обвязки резервуаров следует предусматривать возможность установки фланцевых заглушек после коренных запорных устройств от резервуара.

5.13. Трубопроводы, соединяющие резервуары с насосной, должны иметь уклон не менее 0,003 к последней.

5.14. Обвалование резервуаров должно соответствовать требованиям СНиП 2.11.03-93.

5.15. Площадка внутри обвалования и само обвалование должны иметь твердое покрытие, исключающее попадание нефтепродуктов в почву. Площадка должна иметь уклон 0,1 — 0,2% в сторону колодца для отвода ливневых вод.

В колодцах за обвалованием на трубопроводах, отводящих ливневые воды, следует предусматривать хлопушки с тросовым управлением или другую запорную арматуру. Нормальное положение хлопушки (запорной арматуры) — закрытое.

5.16. Внутри обвалования могут устанавливаться только коренные запорные устройства у резервуаров. Вне обвалования на трубопроводах следует предусматривать установку запорных устройств, закрытие которых производится при авариях (аварийная арматура).

Приводы арматуры, устанавливаемой на топливопроводах, должны быть во взрывозащищенном исполнении.

5.17. Проход труб через обвалование должен предусматриваться в гильзах. Места прохода должны уплотняться с целью исключения возможности утечки нефтепродуктов в случае аварии за пределы обвалования.

5.18. Допускается сооружение склада жидкого топлива без обвалования по схеме «резервуар в резервуаре».

5.19. Технологические трубопроводы склада топлива должны обеспечивать возможность перекачки топлива в случае аварии из резервуара в резервуар и полного опорожнения резервуара.

5.20. Проектом должна быть предусмотрена подача пара в резервуары для их дегазации и очистки.

Отвод конденсата должен выполняться по схеме, исключающей возможность обводнения топлива при хранении.

6. Топливные насосные

6.1. Оборудование, предназначенное для подачи дизельного и газотурбинного топлива к ГТУ, может размещаться как в отдельных помещениях, так и в общем помещении здания топливной насосной. Открытая установка оборудования допускается в районах с расчетной температурой для отопления от минус 15 °С и выше.

6.2. В насосном отделении помимо основного оборудования (фильтры тонкой очистки, топливные насосы) предусматривается установка вспомогательного оборудования:

• насосы откачки конденсата;
• насосы откачки топлива из придонных слоев резервуаров;
• насосы рециркуляции топлива;
• насосы откачки дренажей из дренажных приямков в выносную дренажную емкость;
• оборудование ввода присадок;
• оборудование системы водной промывки газотурбинного топлива.

6.3. Оборудование топливной насосной, расположенное вне помещений (резервуары сбора конденсата, подогреватели топлива), следует устанавливать на бетонированных площадках, которые должны иметь уклон в сторону колодцев для сбора ливневых вод.

6.4. Каждое помещение насосного отделения должно быть оборудовано электрифицированной кран-балкой во взрывозащищенном исполнении. На открытых площадках следует предусматривать ручные кран-балки.

6.5. Для сбора протечек из картеров насосов и продуктов смыва полов в каждом помещении насосного отделения следует предусматривать устройство дренажного приямка, оборудованного насосом откачки нефтепродуктов в выносную дренажную емкость.

Для откачки дренажей из дренажной емкости на мазутное хозяйство или очистные сооружения (при отсутствии мазутного хозяйства) устанавливаются погружные насосы в количестве не менее двух, один из них резервный.

Дренажная емкость должна быть оборудована дыхательным клапаном с огнепреградителем.

6.6. Для уплотнения валов насосов следует предусматривать двойные торцовые уплотнения с уплотняющей жидкостью или уплотнения типа «тандем», рекомендованные институтом «ВНИИгидромаш».

6.7. Полы насосного отделения не должны иметь уступов и заглублений и иметь уклон 0,3% в сторону дренажного приямка.

6.8. В топливной насосной должна быть предусмотрена возможность подачи горячей воды (конденсата) или пара для уборки помещений.

6.9. Охлаждающая вода, подаваемая на подшипники насосов и на уплотнения валов насосов, должна быть очищена от механических примесей. Следует предусматривать резервный подвод охлаждающей воды от других источников.

6.10. Вспомогательные помещения следует размещать с обеспечением наименьшего воздействия шума, вибрации и других вредных факторов и, по возможности, в местах с естественным освещением.

Уровни вредных факторов (температура, влажность, шум, вибрация и др.) не должны превышать величин, установленных соответствующими нормативно-техническими документами.

6.11. В здании топливной насосной в отдельном помещении размещается местный щит управления (МЩУ) с входами в него снаружи и из топливной насосной через тамбур-шлюз.

В здании насосной должно размещаться РУСН-0,4 кВ, туалет, душевая, помещения чистой и грязной одежды, комната приема пищи, мастерская и другие вспомогательные помещения.

6.12. В помещениях насосных должны предусматриваться эвакуационный выход наружу и ворота для заезда автотранспорта.

Двери помещений должны открываться снаружи специальным ключом, а изнутри — без ключа. Двери, окна, фрамуги в помещениях насосной должны открываться наружу.

6.13. Допускается совмещение топливной насосной с насосным отделением ПСУ в одном здании.

6.14. С целью сокращения расхода труб из коррозионностойкой стали следует топливную насосную максимально приближать к помещению ГТУ, либо, при невозможности такого приближения, насосы II-й ступени и фильтры тонкой очистки размещать в отдельном помещении здания ГТУ.

7. Требования к трубопроводам, арматуре, приводам и другим материалам систем топливопроводов

7.1 Трубопроводы жидкого топлива ГТУ и ПТУ ТЭС должны выполняться из стальных бесшовных труб:

• горячедеформированных — из углеродистой стали по ТУ 14-3-190-82, из стали 20 и 10 по ГОСТ 1050-88 (диаметром до 426 мм, давлением до 6,4 МПа); из стали 20 по ТУ 14-3-460-75 (диаметром до 426 мм, давление не ограничено); из низколегированной стали по ТУ 14-3-1128-82, из стали 09Г2С по ГОСТ 19281-89 (диаметром до 426 мм, давлением до 5,0 МПа);
• холоднодеформированных и теплодеформированных — из углеродистой и низколегированной сталей по ГОСТ 8733-87, группы В с гарантией испытания на загиб, п. 1.10 ГОСТ 8733-87, из стали 20 и 10 по ГОСТ 1050-88 (давлением до 1,6 МПа, диаметром до 45 мм) и из стали 10Г2 по ГОСТ 4543-71 (давлением до 5,0 МПа, диаметром до 45 мм);
• горячедеформированных, холодно- и теплодеформированных — из коррозионностойкой стали по ГОСТ 9940-81 и ГОСТ 9941-81, из стали 08Х18Н10Т (08Х18Н12Т) или 12Х18Н10Т (12Х18Н12Т) по ГОСТ 5632-72 (давлением до 6,4 МПа и выше, диаметром до 325 мм).

Допускается применение и других отечественных и импортных труб из спокойной углеродистой и низколегированной сталей, технические требования к которым должны быть не ниже указанных в нормативно-технической документации на вышеперечисленные трубы и в разделе 13 СНиП 2.05.06-85.

При заказе бесшовных труб по импорту должны быть оговорены требования по контролю каждой трубы неразрушающими методами, гидравлическому испытанию и ударной вязкости.

Допустимость применения материалов иностранных марок в каждом конкретном случае должна быть подтверждена специализированной научно-исследовательской организацией.

7.2. Стальные трубы для топливопроводов следует предусматривать из углеродистой качественной стали 20 и 10 по ГОСТ 1050-88, низколегированных сталей 09Г2С по ГОСТ 19281-89 и 10Г2 по ГОСТ 4543-71.

После фильтров тонкой очистки следует применять трубы из нержавеющей стали 08Х18Н10Т (08Х18Н12Т) или 12Х18Н10Т (12Х18Н12Т) по ГОСТ 5632-72.

Марки углеродистых, низколегированных, коррозионностойких сталей должны выбираться в зависимости от рабочих параметров транспортируемой среды с учетом расчетной температуры окружающего воздуха района строительства.

За расчетную температуру воздуха при выборе материалов для трубопроводов следует принимать значение средней температуры воздуха наиболее холодной пятидневки согласно главе СНиП 2.01.01-82 «Строительная климатология и геофизика».

7.3 Прямые трубы, детали и сборочные единицы для топливопроводов на

давление  до  4,0  МПа  следует  применять  в  соответствии  с  отраслевыми
стандартами  Минтопэнерго  РФ  для  трубопроводов  низкого  давления ТЭС на
параметры Р  до 4,0 МПа из углеродистой и низколегированной стали.

       у

Для топливопроводов на давление более 4,0 МПа до 6,4 МПа следует применять: - прямые трубы — по сортаменту усиленных труб для гнутых отводов по отраслевому стандарту Минтопэнерго РФ для трубопроводов ТЭС из углеродистых и низколегированных сталей; - фасонные детали — по отраслевым стандартам на детали и сборочные

единицы  из  углеродистых  и  кремнемарганцовистых сталей для трубопроводов
пара   и   горячей   воды  ТЭС с давлением Р  более 4,0 МПа,  разработанным

                                        у

АО «НПО ЦКТИ».

Для трубопроводов жидкого топлива на давление более 6,4 МПа следует применять прямые трубы и фасонные детали по отраслевым стандартам на детали и сборочные единицы из углеродистых и кремнемарганцовистых сталей для трубопроводов пара и горячей воды ТЭС, разработанным АО «НПО ЦКТИ».

Прямые трубы и фасонные детали для топливопроводов из коррозионностойкой стали следует применять по отраслевым стандартам на детали и сборочные единицы трубопроводов из коррозионностойкой стали для АЭС, разработанным АО «Севзапэнергомонтажпроект» на давление до 2,2 МПа и АО «НПО ЦКТИ» на давление более 2,2 МПа.

7.4. Трубопроводы жидкого топлива, элементы и оборудование трубопроводов должны рассчитываться на рабочее давление транспортируемой среды.

7.5. Соединения деталей и элементов топливопроводов должно производиться сваркой.

Применение фланцевых соединений может быть допущено только для присоединения трубопроводов к арматуре, измерительным устройствам и деталям оборудования, имеющим фланцы.

7.6. Проекты топливопроводов должны содержать требования 100% контроля неразрушающими методами поперечных сварных соединений, независимо от рабочего давления среды.

7.7. Трубопроводы должны быть спроектированы так, чтобы имелась возможность выполнения контроля сварных соединений.

7.8. Вварка штуцеров, дренажных труб и других деталей в сварные швы, а также в колена не допускается.

7.9. Для поперечных стыковых соединений, подлежащих ультразвуковому контролю (УЗК), длина свободного прямого участка (элемента) в каждую сторону от оси шва (до ближайших приварных деталей и элементов, начала гиба, оси соседнего поперечного шва и т.д.) должна быть не менее 100 мм при номинальной толщине стенки свариваемых элементов до 15 мм и 5 толщин плюс 25 мм при номинальной толщине свариваемых элементов более 15 мм.

7.10. При установке крутоизогнутых и штампованных колен допускается расположение поперечных сварных соединений у начала закругления и сварка между собой крутоизогнутых колен без прямого участка.

7.11. Для угловых сварных соединений труб и штуцеров с элементами трубопроводов расстояние от наружной поверхности элемента до начала гиба трубы или до оси поперечного стыкового шва должно составлять:

• для труб (штуцеров) с наружным диаметром до 100 мм — не менее наружного диаметра трубы, но не менее 50 мм;
• для труб (штуцеров) с наружным диаметром 100 мм и более — не менее 100 мм.

7.12. Расстояние от оси поперечного сварного соединения трубопровода до края опоры или подвески должно выбираться исходя из возможности проведения осмотра и контроля.

7.13. При проектировании трасс эстакад и отдельных топливопроводов должен предусматриваться уклон не менее 0,003, обеспечивающий слив и опорожнение трубопроводов.

Трассировка должна исключать возможность образования застойных и тупиковых участков.

7.14. После монтажа и ремонта трубопроводы жидкого топлива должны продуваться паром или сжатым воздухом и подвергаться химической промывке и пассивации с последующей промывкой топливом в количестве, соответствующем трехкратной вместимости системы.

7.15. Трассировка топливопроводов должна обеспечивать компенсацию тепловых удлинений при продувке их паром.

7.16. Применение сальниковых и линзовых компенсаторов на топливопроводах не допускается.

7.17. Гидравлические испытания топливопроводов следует производить давлением 1,5 рабочего, но не менее 0,2 МПа.

7.18. Все элементы горячих трубопроводов, расположенные в доступных для обслуживающего персонала местах, должны быть покрыты тепловой изоляцией из расчета обеспечения температуры поверхности покрытия изоляции в соответствии с п. 3.1 СНиП 2.04.14-88.

7.19. На топливопроводах, прокладываемых в помещениях, в местах возможных протечек (фланцевые соединения, сальниковые уплотнения арматуры) необходимо предусматривать устройство металлических кожухов с организованным отводом утечек в выносную дренажную емкость.

7.20 Все топливопроводы должны быть надежно заземлены.

7.21. Не допускается использование трубопроводов в качестве опорных конструкций и заземлений.

7.22. Запрещается прокладка топливопроводов через газоходы, воздуховоды, вентиляционные шахты.

7.23. Скорость жидкого топлива в трубопроводах при расчетах следует принимать: в напорных -1,5 — 2 м/с, во всасывающих — до 1 м/с.

7.24. Арматура, устанавливаемая в топливных системах ГТУ и ПГУ, должна быть стальная и по возможности бесфланцевая (на сварке).

В виде исключения допускается применение специальной фланцевой арматуры с фланцами типа выступ-впадина, а также энергетической арматуры для пара.

7.25. Запорная арматура для всех топливопроводов должна соответствовать первому классу герметичности затвора по ГОСТ 9544-93.

8. Система ввода присадок

8.1. Система ввода присадок в газотурбинное топливо предназначена для снижения ванадиевой коррозии и основана на смешении присадки с потоком топлива перед подачей его в камеру сгорания.

8.2. Система ввода присадки обеспечивает ввод в газотурбинное топливо присадки в заданном соотношении и ее равномерное распределение по всему объему. Предварительное разбавление присадки топливом осуществляется в специальных емкостях с перемешивающими устройствами в соотношении от 1:5 до 1:50 в зависимости от качества топлива и состава присадки.

8.3. К установке следует принимать две емкости для раствора присадки: одна — для приготовления раствора, другая — для подачи готового раствора в топливопровод.

8.4. В нижней части конусного днища емкостей для приготовления раствора присадки предусмотрен штуцер для периодического удаления шлама и слива отстоя, которые должны направляться в выносную дренажную емкость.

8.5. Для поддержания температуры топлива внутри емкости для приготовления раствора присадки на 10 °С выше температуры его застывания должен быть выполнен подвод пара к встроенному подогревателю.

8.6. Забор раствора присадки из емкости осуществляется выше нижней точки днища на 0,3 — 0,4 м.

Раствор присадки из емкостей с помощью насосов-дозаторов подается в смеситель, устанавливаемый на магистрали основного топлива. Расход раствора присадки определяется содержанием коррозионно-агрессивных металлов в топливе и концентрацией активного компонента присадки.

8.7. Смеситель для ввода присадки следует устанавливать после фильтров тонкой очистки или в непосредственной близости к камерам сгорания ГТУ.

8.8. На всасе насосов-дозаторов должен быть установлен защитный фильтр с размером ячейки 200 — 300 мкм, а на линии подачи раствора — фильтр тонкой очистки с размером ячеек 20 — 30 мкм или в соответствии с требованиями ТУ на ГТУ.

8.9. На выходе из насоса-дозатора необходимо также предусматривать линию рециркуляции в бак для приготовления раствора присадки.

8.10. Для уменьшения пульсаций давления в линии подачи присадки необходимо предусматривать установку после насосов-дозаторов аккумулирующей емкости.

8.11. Система ввода присадки должна быть оснащена приборами контроля и автоматического регулирования процесса ввода присадки, которые должны обеспечивать:

• измерение и регистрацию расхода присадки;
• регулирование расхода присадки по заданному соотношению топливо — присадка;
• сигнализацию прекращения подачи раствора присадки при наличии расхода топлива;
• указание уровня топлива в емкостях для приготовления раствора присадки;
• сигнализацию о достижении максимально или минимально допустимых уровней в баках для приготовления раствора присадки;
• контроль давления на напоре насосов-дозаторов и после фильтров присадки.

8.12. Оборудование системы ввода присадки может размещаться в одном из помещений топливной насосной или устанавливаться в виде отдельного закрытого блока в газотурбинном отделении вблизи топливного коллектора у камер сгорания ГТУ.

8.13. Присадки поставляются в металлических бочках емкостью 200 л и могут храниться на открытом воздухе под навесом.

8.14. По токсичности присадки относятся к той же группе нефтепродуктов, что и газотурбинное топливо, и при работе с ними предусматривать специальных мер безопасности не требуется.

9. Промывка топлива водой и удаление продуктов промывки

9.1. С целью снижения всех видов коррозии и уменьшения заноса проточной части ГТУ отложениями при использовании газотурбинного топлива с суммарным содержанием натрия и калия более 1 г/т должна выполняться промывка топлива водой от щелочных и щелочно-земельных металлов.

9.2. Для промывки используется конденсат греющего пара топливных подогревателей, отбираемый из баков сбора конденсата топливного хозяйства ГЭС, или химочищенная вода.

9.3. Отделение воды от топлива может осуществляться с применением электростатического дегидратора (ЭЛОУ) либо центрифуг.

Способ отделения воды от топлива определяется технико-экономическим расчетом.

Система промывки газотурбинного топлива с использованием ЭЛОУ обеспечивает снижение суммарного содержания натрия и калия в промытом топливе до 0,5 г/т и удаление промывочной воды из него до 0,01%.

Промытое топливо из ЭЛОУ следует направлять в бак чистого (промытого) топлива либо на сжигание в камеры сгорания ГТУ.

9.4. Для лучшего отделения воды от топлива используется деэмульгатор (поверхностно-активное вещество), который подается насосами-дозаторами на всас насосов непромытого топлива или в поток промывной воды. Деэмульгатор поставляется в металлических бочках емкостью 200 л и может храниться на открытом воздухе под навесом.

9.5. Следует устанавливать не менее двух электродегидраторов типа 2ЭГ-50-2, серийно выпускаемых отечественной промышленностью. Обвязку электродегидраторов следует выполнять таким образом, чтобы обеспечить возможность включения их по топливу как параллельно, так и последовательно.

9.6. По условиям перемешивания воды и топлива перепад давления на смесительных клапанах должен находиться в пределах 0,1 — 0,2 МПа (1 — 2 кгс/кв. см).

9.7 Расход материалов на промывку:

• топлива — 25 — 50 т/ч;
• воды — 5 - 10% к массе топлива;
• деэмульгатора — 25 — 100 г на 1 т топлива (в виде 2 — 5%-ного раствора в топливе).

9.8 Параметры процесса в электродегидраторе:

• температура топлива — 80 — 120 °С;
• давление — 0,2 — 1,6 МПа (2 — 16 кгс/кв. см);
• напряжение на электродах — 11, 16, 22 кВ (электродегидратор укомплектован собственным трансформатором, обеспечивающим нужное напряжение).

9.9. Вода, отделенная от топлива после его промывки (промывочная вода), должна подаваться на очистные сооружения (установку очистки вод, загрязненных нефтепродуктами).

9.10. Схема промывки должна обеспечивать возможность циркуляции воды из одного электродегидратора в другой, а также рециркуляцию промывочной воды в каждом электродегидраторе.

9.11. Система водной промывки топлива в ЭЛОУ должна быть оснащена средствами автоматики и контроля, которые должны обеспечивать:

• контроль и автоматическую стабилизацию расхода топлива на каждый электродегидратор;
• контроль и автоматическое регулирование расхода химочищенной воды на ЭЛОУ по ступеням;
• контроль расхода деэмульгатора;
• контроль и автоматическое регулирование температуры топлива после подогревателей, в электродегидраторе, после охладителей;
• контроль и автоматическую стабилизацию расхода топлива на выходе из установки;
• контроль напряжения и тока на электродах по каждому трансформатору электродегидратора;
• контроль и автоматическую стабилизацию уровня промывочной воды в электродегидраторе (уровень раздела фаз).

9.12. Система должна предусматривать автоматическое отключение электродегидратора (снятие напряжения с электродов) в случаях:

• отсутствия сырья на верхнем уровне электродегидратора;
• превышения температуры в электродегидраторе выше 120 °С;
• превышения давления в электродегидраторе выше 1,6 МПа (16 кгс/кв. см);
• понижения давления в электродегидраторе ниже 0,2 МПа (2 кгс/кв. см);
• открытия двери на площадке обслуживания трансформаторов электродегидратора.

9.13. Для осуществления контроля за эффективностью работы ЭЛОУ необходимо предусматривать постоянно действующие пробоотборники для:

• непромытого топлива, поступающего в электродегидраторы;
• промытого топлива на выходе из электродегидратора;
• исходной воды, поступающей на промывку;
• промывочной воды на выходе из электродегидратора.

9.14. Контроль качества непромытого и промытого топлива на содержание натрия, калия, кальция, воды и механических примесей, а также исходной и промывочной воды на содержание натрия, калия, кальция осуществляется химлабораторией ТЭС стандартными методами (ГОСТ 25784-83 и методики ВТИ).

10. Контроль качества топлива

10.1. Контроль качества жидкого топлива должен осуществляться на ТЭС при приеме, хранении и использовании его в соответствии с местными инструкциями.

10.2. Отбор проб топлива по ГОСТ 2517-85 для анализа должен осуществляться из цистерн на ПСУ, из всех резервуаров хранения топлива и из напорных коллекторов топлива к ГТУ в машзале.

10.3. Все физико-химические показатели качества жидкого топлива определяются стандартными методами, указанными в технических требованиях на топлива (ГОСТ 305-82* и 10433-75*).

10.4. Анализы жидкого топлива должны обеспечивать, кроме того, обнаружение в нем коррозионно-агрессивных металлов: ванадия, натрия, калия,

свинца  и кальция, а в случае применения присадок - магния и хрома. Анализы
должны  выполняться с достаточной точностью при концентрации этих элементов
  -4     -5
10   - 10  %  в соответствии с методиками:

• РД 34.44.202-93 «Топливо нефтяное для газотурбинных установок. Определение ванадия методом атомно-абсорбционной спектрофотометрии (беспламенный метод)»;
• РД 34.44.216-96 «Топливо нефтяное для газотурбинных установок. Определение ванадия методом атомно-абсорбционной спектрофотометрии (прямой метод)»;
• РД 34.44.210-96 «Топливо нефтяное для газотурбинных установок. Определение свинца методом атомно-абсорбционной спектрофотометрии (беспламенный метод)»;
• РД 34.44.203-92 «Топливо нефтяное для газотурбинных установок. Определение хрома и магния методом атомно-абсорбционной спектрофотометрии»;
• ГОСТ 25784-83 «Топливо нефтяное. Метод определения натрия, калия и кальция в газотурбинном топливе».

10.5. Химлаборатория ТЭС должна быть оснащена всеми приборами контроля качества топлива в соответствии с ГОСТ 10433-75* и методиками, приведенными в п. 10.4.

11. Технологический контроль и управление, защиты и блокировки

11.1. Управление хозяйством жидкого топлива должно производиться, как правило, с постоянно обслуживаемого местного щита управления (МЩУ). Щит управления следует размещать в отдельном помещении здания топливной насосной с организацией входов снаружи здания и непосредственно из насосной через тамбур-шлюз.

На центральном щите управления (ЦЩУ) или главном щите управления (ГЩУ) должны предусматриваться возможность дистанционного отключения основных насосов жидкого топлива и закрытия их запорной арматуры, а также вывод обобщенного аварийного светозвукового сигнала «неисправность в топливной насосной» с расшифровкой его на МЩУ топливной насосной и сигнала «пожар в топливной насосной».

11.2. Объем технологических измерений, сигнализации, автоматического регулирования, технологических защит и блокировок должен соответствовать настоящим РУ, конкретной для каждого объекта технологической схеме хозяйства жидкого топлива, требованиям заводов — изготовителей технологического оборудования и может быть дополнен Заказчиком при согласовании задания на проектирование.

11.3. Средства измерений, автоматического регулирования, дистанционного управления, защиты и сигнализации по уровню взрывозащиты и степени защиты оболочки должны соответствовать требованиям класса взрывоопасной или пожароопасной зоны, в которой они устанавливаются (главы 7.3 и 7.4 ПУЭ), а по степени защиты от воздействия окружающей среды и климатическому исполнению — требованиям ГОСТ 14254-80*, ГОСТ 15150-69*, ГОСТ 15543.1-89.

Помещение МЩУ по взрывопожароопасности относят к категории Д.

11.4 В хозяйстве жидкого топлива должен быть предусмотрен контроль следующих технологических параметров:

• температура жидкого топлива:
• на выходе из каждого резервуара склада жидкого топлива (показание по месту);
• до подогревателя жидкого топлива (показание по месту);
• после подогревателя жидкого топлива (показание на МЩУ и по месту);
• на стороне нагнетания каждого перекачивающего насоса (показание по месту);
• в напорных топливопроводах к ГТУ (показание, регистрация и сигнализация отклонений от заданных верхнего и нижнего значений на МЩУ);
• в каждом резервуаре склада на трех уровнях: 0,5 м от днища, посередине, 0,5 м от предельного верхнего уровня (показание по вызову и сигнализация превышения заданного верхнего значения на МЩУ);
• в приемной емкости на трех уровнях: 0,5 м от днища, посередине и 0,5 м от предельного верхнего уровня (показание по месту);
• температура греющего пара, подаваемого на топливное хозяйство (показание и регистрация на МЩУ);
• давление жидкого топлива:
• до и после подогревателя жидкого топлива (показание по месту);
• на всасе и напоре каждого насоса (показание по месту);
• в напорном топливопроводе к ГТУ (показание по месту, показание, регистрация и сигнализация недопустимого падения давления на МЩУ);
• в линии рециркуляции от ГТУ после регулирующего клапана (показание по месту и на МЩУ);
• до и после фильтров жидкого топлива (показание по месту);
• давление пара, подаваемого на хозяйство жидкого топлива (показание по месту);
• давление воды в коллекторе охлаждения подшипников насосов (показание по месту);
• расход жидкого топлива, подаваемого на ГТУ и возвращаемого от ГТУ (показание и регистрация на МЩУ);
• расход пара на хозяйство жидкого топлива (показание и регистрация на МЩУ);
• расход конденсата от топливного хозяйства на конденсатоочистку (показание и регистрация на МЩУ);
• уровень жидкого топлива в каждом резервуаре склада жидкого топлива (показание и сигнализация на МЩУ отклонений от заданных верхнего и нижнего значений);
• уровень жидкого топлива в приемной емкости (показание и сигнализация отклонений от допустимых значений верхнего и нижнего уровня на МЩУ);
• вязкость жидкого топлива, подаваемого к камере сгорания (показание, регистрация и сигнализация на МЩУ отклонений от заданных верхнего и нижнего значений), после освоения приборов промышленностью.

11.5. В составе системы ввода присадок должна выполняться автономная подсистема контроля и управления, выполняющая функции, перечисленные в пункте 8.11. Щитовые устройства, необходимые для подсистемы, должны размещаться на МЩУ хозяйства жидкого топлива или по месту, в зависимости от решений по п. 8.12.

11.6. В составе системы промывки топлива водой и удаления продуктов промывки должна выполняться автономная подсистема контроля и управления, выполняющая функции, перечисленные в пунктах 9.11 и 9.12. Щитовые устройства, необходимые для подсистемы, должны размещаться на МЩУ хозяйства жидкого топлива.

11.7. Для обеспечения безопасности должен быть предусмотрен контроль довзрывоопасных концентраций паров жидкого топлива в помещении насосной, в помещении насосного отделения ПСУ, в арматурных помещениях резервуаров жидкого топлива.

Контроль должен осуществляться стационарными газоанализаторами с выводом показаний на МЩУ, светозвуковой сигнализации достижения опасной концентрации (10% НКПРП) на МЩУ, звуковой сигнализации у входа в насосную.

11.8. Обобщенный аварийный сигнал «неисправность в топливной насосной» формируется сигналами технологической сигнализации по отклонению параметров, достижению концентрации паров жидкого топлива в контролируемых помещениях, отключению питания (щитов управления, запорно-регулирующей арматуры, вращающихся механизмов), аварийному отключению механизмов.

11.9 В хозяйстве жидкого топлива следует предусматривать автоматическое:

• регулирование температуры жидкого топлива после подогревателей;
• регулирование уровня конденсата в подогревателях (при необходимости);
• закрытие электрифицированной арматуры на трубопроводе подачи жидкого топлива в каждый резервуар при превышении заданного значения уровня;
• включение резервного погружного насоса при увеличении уровня в приемной емкости выше заданного и его отключение при снижении до установленного минимального значения;
• отключение рабочего погружного насоса по установленному минимальному уровню в приемной емкости;
• включение резервных насосов по АВР;
• включение и отключение дренажных насосов по уровню;
• включение аварийной вентиляции при содержании взрывоопасных паров в воздухе помещений на уровне 10% НКПРП;
• отключение устройств вентиляции и кондиционирования при пожаре.

11.10. На ЦЩУ (ГЩУ) выводится светозвуковой сигнал «пожар в топливной насосной», который формируется системой пожаротушения или нажатием кнопки «пожар» на МЩУ.

12. Электроснабжение, электрооборудование, молниезащита, заземление

12.1. Электроприемники насосных для перекачки жидкого топлива к ГТУ относятся к первой категории надежности электроснабжения.

12.2. Выбор взрывозащищенного электрического и механического оборудования должен производиться исходя из того, что по классификации ГОСТ 12.1.011-78* смесь паров ЛВЖ с воздухом относится к взрывоопасной смеси ПА-Т3.

12.3. В соответствии с «Правилами устройства электроустановок» (ПУЭ) помещения, в которых расположено оборудование закрытых насосных для перекачки жидкого топлива к ГТУ и могут иметь место выделения паров ЛВЖ, относятся к взрывоопасным зонам В-Iа, пространство у наружных установок и открытых топливных насосных с возможным содержанием паров ЛВЖ — к зоне класса В-Iг.

Эстакады и опоры трубопроводов для перекачки жидкого топлива не относятся к взрывоопасным, за исключением зоны в пределах 3 м по горизонтали и вертикали от запорной арматуры и фланцевых соединений трубопроводов.

12.4. Электрооборудование, особенно с частями, искрящими при нормальной работе, должно выноситься за пределы взрывоопасных зон.

Во взрывоопасных зонах должны устанавливаться электрические машины, искрящие аппараты и приборы в исполнении «повышенной надежности против взрыва», неискрящие аппараты и приборы — без степени защиты.

Степень защиты оболочки не ниже IP54.

Электрооборудование монтажных и ремонтных кранов и талей, находящихся во взрывоопасных зонах, должно иметь следующие степени защиты оболочек:

• в зоне В-Iа — не менее IP33;
• в зоне В-Iг — не менее IP44.

12.5. Стационарные светильники, устанавливаемые в зонах В-Iа и В-Iг, должны иметь исполнение «повышенной надежности против взрыва». Переносные светильники в зоне В-Iа должны быть взрывобезопасными, а в зоне В-Iг — «повышенной надежности против взрыва».

12.6. Во взрывоопасных зонах В-Iа должны применяться провода и кабели с медными жилами. Во взрывоопасных зонах В-Iг допускается применение проводов и кабелей с алюминиевыми жилами.

Применение шинопроводов во взрывоопасных зонах В-Iг запрещается. Во взрывоопасных зонах В-Iа могут применяться шинопроводы с медными изолированными шинами, защищенные металлическим кожухом со степенью защиты не ниже IP31.

Прокладка транзитных силовых и контрольных кабелей во взрывоопасных зонах В-Iа, В-Iг запрещается.

12.7. Зануление (заземление) электрооборудования установок переменного и постоянного тока должно выполняться в соответствии с ПУЭ.

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

Рельсы железнодорожных путей в пределах фронта слива должны соединяться между собой токопроводящими перемычками.

12.8. Устройство молниезащиты насосных для перекачки жидкого топлива, резервуаров хранения топлива и ПСУ должно соответствовать требованиям инструкции РД 34.21.122-87, согласно которой здания, сооружения и наружные установки, находящиеся в зонах классов В-Iа и В-Iг, относятся ко II категории молниезащиты.

Для таких зданий и сооружений должна быть предусмотрена защита от прямых ударов молнии, вторичных ее проявлений и заноса высокого потенциала.

Защита от статического электричества должна выполняться в соответствии с РД 34.21.122-87.

12.9. Стальные резервуары должны быть присоединены к заземляющему устройству при помощи отдельного ответвления независимо от заземления конструкций и коммуникаций, соединенных с ними.

Сопротивление заземляющего устройства, предназначенного для отвода зарядов статического электричества, должно соответствовать действующим нормам.

При использовании заземляющего устройства одновременно для молниезащиты, защиты от статического электричества, электромагнитной индукции и заноса высоких потенциалов общее сопротивление растеканию тока заземляющего устройства не должно превышать 10 Ом.

12.10. Открытые насосные и склады должны иметь наружное электроосвещение. Светильники должны быть размещены либо на специально предусмотренных опорах, либо на опорах молниеприемников. Управление освещением следует предусматривать ручным с распредщита, расположенного в здании или в одном из укрытий (контейнеров, боксов и др.) насосных.

13. Отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха

13.1. Отопление и вентиляцию помещений хозяйства жидкого топлива ТЭС с ГТУ и ПГУ следует проектировать в соответствии с требованиями СНиП 2.04.05-91*, ПУЭ, с учетом норм ВСН 21-77 «Инструкции по проектированию отопления и вентиляции нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий».

13.2. Метеорологические условия в помещениях с постоянными рабочими местами (температура, относительная влажность, скорость движения воздуха) следует принимать в соответствии со СНиП 2.04.05-91* и ГОСТ 12.1.005-88.

13.3. Температура воздуха в производственных помещениях, где располагается технологическое оборудование, с временным пребыванием обслуживающего персонала должна быть:

• в холодный период года — не ниже минимального значения, указанного в паспортах завода-изготовителя, но не ниже:
• 5 °С при пребывании работающих не более 15 минут;
• 10 °С при пребывании работающих не более 2 часов.
• в теплый период года — не выше максимального значения, указанного в паспорте завода-изготовителя, при этом не более 40 °С при пребывании работающих не более 15 минут.

13.4. В помещениях объемом более 300 куб. м с производством категории Б следует предусматривать воздушное отопление, совмещенное с приточной вентиляцией, без рециркуляции воздуха.

Допускается предусматривать водяное отопление с использованием местных нагревательных приборов при соблюдении следующих условий:

• объем помещений не более 300 куб. м;
• в помещении отсутствуют пары, газы, жидкости или пыль, способные при взаимодействии с водой или водяными парами образовывать взрывоопасные смеси;
• помещения с производствами категорий В, Г, Д.

13.5. В помещениях категории Б отопление газовыми или электрическими приборами не допускается.

13.6. В помещениях категории Б прокладка трубопроводов системы отопления под полом не допускается. Прокладку указанных трубопроводов у дверей и ворот следует предусматривать в каналах, засыпанных полностью песком и перекрытых съемными плитами.

13.7 Узел ввода теплоносителя следует располагать:

• в помещениях для оборудования систем приточной вентиляции;
• в самостоятельном помещении с отдельным входом в него снаружи или из помещений с производствами категорий В, Г, Д.

13.8. В качестве теплоносителя для систем отопления и вентиляции следует принимать воду с параметрами 130 — 70 °С.

13.9. Все помещения хозяйства жидкого топлива должны быть оборудованы системами приточно-вытяжной вентиляции, которые обеспечивают в помещениях допустимые метеорологические условия, взрывопожаробезопасность воздушной среды, а также предельно допустимые концентрации выделяющихся вредных веществ.

Необходимый воздухообмен для обеспечения требуемых параметров воздушной среды в помещениях следует определять расчетом по количеству выделений газов, паров, тепла и влаги.

13.10. Количество выделяющихся вредных веществ определяется по данным технологической части проекта.

При отсутствии таких данных следует использовать данные натурных обследований аналогичных действующих производств. Для производств, по которым нет аналогов, допускается выполнять расчет по кратности воздухообмена при отсутствии сернистых соединений — 5 крат в час.

13.11. Системы вытяжной общеобменной вентиляции производственных помещений категории Б следует предусматривать из нижней зоны с механическим побуждением и резервным вентилятором, а также из верхней зоны с естественным побуждением в количестве не менее 1-кратного воздухообмена в час.

13.12. Удаление воздуха следует предусматривать в количестве 2/3 от объема принятого воздухообмена из нижней зоны и 1/3 из верхней зоны.

13.13. Низ приемных отверстий при удалении воздуха из нижней зоны следует размещать не выше 0,3 м от пола.

13.14. Подачу приточного воздуха в помещения с выделением тепла, влаги, газов и паров следует осуществлять, как правило, в рабочую зону рассредоточено.

13.15. В теплый период года допускается естественный приток воздуха через открывающиеся фрамуги окон.

13.16. В местах возможных вредных паро- и газовыделений (сальники насосов), которые невозможно оборудовать местными отсосами, следует предусматривать вытяжные насадки общеобменной вентиляции, выполняемые в виде приближенных отсосов.

13.17. Расход воздуха для аварийной вентиляции следует предусматривать по данным технологической части проекта.

При отсутствии указаний технологов о необходимом расходе воздуха аварийной вентиляции с механическим побуждением допускается ее производительность принимать не менее 8-кратного воздухообмена в час при высоте помещения не более 6 м, а в помещении высотой более 6 м аварийная вентиляция должна обеспечивать удаление воздуха не менее 50 куб. м/ч на 1 кв. м площади пола помещения.

В помещениях насосных производительность аварийной вентиляции следует принимать в дополнение к воздухообмену, создаваемому основными системами.

13.18. Для приямков и каналов глубиной более 0,5 м, расположенных в помещениях категории Б, следует предусматривать постоянно действующую вентиляцию с механическим побуждением. Для приямков, не требующих регулярного обслуживания, допускается предусматривать только приточную вентиляцию.

13.19. В электротехнических помещениях следует проектировать приточно-вытяжную вентиляцию в соответствии с ПУЭ, а также с учетом РТМ ТЭП-ТХ.ОВ-05.

В помещении местного щита управления следует предусматривать кондиционирование воздуха для обеспечения нормируемой чистоты воздуха и метеорологических условий второго или третьего класса, в зависимости от технологических требований.

13.20 При проектировании управления и автоматизации систем вентиляции следует предусматривать:

• автоматическое включение аварийной вентиляции по сигналу газоанализаторов, срабатывающих при содержании взрывоопасных паров в воздухе помещений на уровне 10% НКПРП, а также местное ручное включение и выключение у основного входа в помещение. Газоанализаторы должны быть снабжены световой и звуковой сигнализацией;
• дистанционное (кроме местного) включение и выключение систем вентиляции, установленных на кровле, а также периодического действия, если кнопка местного управления удалена от рабочих мест обслуживающего персонала;
• сигнализацию о работе всех систем вентиляции на МЩУ или в помещении с постоянным пребыванием людей.

13.21. Для воздуховодов, оборудования, трубопроводов систем отопления и вентиляции помещений категории Б следует предусматривать защиту от статического электричества согласно «Правилам защиты от статического электричества в производствах химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности».

14. Требования к обеспечению взрывопожаробезопасности

14.1. Насосные жидкого топлива по взрывопожароопасности относятся к категории производства Б и размещаются в закрытых помещениях или под навесом. Степень огнестойкости здания должна быть не ниже IIIа с нулевым пределом распространения огня по строительным конструкциям. Помещения ГТУ относятся к категории производства Г.

14.2. Над помещениями топливной насосной с категорией производства Б размещение других помещений не допускается.

Конструкция кровли и площадок помещений насосной с категорией производства Б должна исключать возможность образования непроветриваемых пространств.

В помещениях насосных с категорией производства Б не допускается устройство подвалов, тоннелей, незасыпанных траншей, подземных каналов, могущих служить местом скопления взрывоопасных паров, а также приямков без вентиляции.

14.3. Объемно-планировочные решения насосной жидкого топлива и блокировку со вспомогательными помещениями (санитарно-бытовыми, подсобно-производственными и др.) следует выполнять в соответствии с действующими нормативными документами.

14.4. Выходы из помещений насосной жидкого топлива с категорией производства Б и помещений с категорией производства В, Г, Д должны быть раздельными. Количество выходов из помещений насосной должно быть не менее двух.

Допускается выполнять один из выходов из помещения категории Б в помещения категорий В, Г, Д через тамбур-шлюзы с постоянным подпором воздуха в соответствии со СНиП 2.04.05-91*.

14.5. Стены и перегородки, отделяющие помещения насосной с категорией производства Б от помещений с другими категориями, а также от лестничных клеток, коридоров, подсобно-производственных помещений, должны быть пылегазонепроницаемыми.

14.6. Двери, ведущие из производственных помещений в тамбур-шлюз, должны открываться в направлении выхода из помещений насосной в помещение с меньшей пожарной опасностью.

14.7. Для взрывоопасных помещений топливных насосных должно быть предусмотрено устройство легкосбрасываемых ограждающих конструкций (п. 2.42 СНиП 2.09.02-85).

14.8. Над насосами перекачки топлива на ПСУ допускается устройство легкого навеса с несгораемым сетчатым ограждением по всему периметру установки насосов, с несгораемой открывающейся наружу дверью. Такое помещение не категорируется.

14.9. Электрооборудование топливных насосных должно быть во взрывозащищенном исполнении. Исполнение электроприводов арматуры следует принимать согласно требованиям ПУЭ в зависимости от зоны размещения.

14.10. Для контроля загазованности внутри взрывоопасных помещений топливной насосной и на территории склада топлива и сливных эстакад следует устанавливать газоанализаторы НКПРП и предусматривать светозвуковую сигнализацию, оповещающую о наличии опасных концентраций взрывоопасных смесей.

При оборудовании топливных насосных аварийной вытяжной вентиляцией газоанализаторы НКПРП должны быть сблокированы с пуском аварийной вентиляции.

14.11. Отбор проб контролируемого воздуха и установку датчиков газоанализаторов следует предусматривать в местах наиболее вероятного выделения и скопления газов и паров в зависимости от их свойств, количества, а также с учетом конструктивных особенностей оборудования и строительной части помещений насосных согласно ТУ-газ-86.

Материал пробоотборных устройств и газоподводящих линий должен обладать коррозионной устойчивостью к воздействию анализируемой и окружающей среды.

14.12. Трубопроводы с легковоспламеняющимися видами топлива должны быть надземными или наземными на несгораемых опорах и эстакадах. Предел огнестойкости колонн эстакад должен быть не менее 1 часа.

Не допускается прокладка трубопроводов с легковоспламеняющейся жидкостью через бытовые, административные и электротехнические помещения, вентиляционные камеры.

При совместной прокладке на одной эстакаде технологических трубопроводов и кабелей они должны быть разделены противопожарной преградой с пределом огнестойкости не менее 0,75 часа. При расстоянии между кабелями и трубопроводами в свету более 1 м противопожарная преграда не требуется.

14.13. Компоновка генерального плана территории склада жидкого топлива для ГТУ и ПГУ ТЭС должна выполняться согласно требованиям СНиП 2.11.03-93. При размещении топливного хозяйства на территории промплощадки ТЭС следует руководствоваться требованиями СНиП II-58-75 и СНиП II-89-80*.

14.14. При проектировании пересечения эстакад различного назначения с дорогами топливного хозяйства следует предусматривать под ними возможность свободного проезда пожарной и другой необходимой автотехники. Высота проезда должна быть не менее 5 м.

14.15. На территории топливного хозяйства следует предусматривать, как правило, прокладку сети объединенного производственно-противопожарного водопровода, обеспечивающего подачу воды на пожаротушение и охлаждение резервуаров, а также на производственные нужды.

Сети производственно-противопожарного водопровода следует предусматривать из стальных труб.

14.16. Проектирование дорог и проездов по обвалованиям резервуаров, а также устройство переездов через них для пожарной техники не допускается.

14.17. Размещение пожарных гидрантов для тушения пожара и охлаждения резервуаров следует предусматривать на расстоянии не более 100 м один от другого.

14.18. Устройство сетей производственно-противопожарного водопровода, стационарных автоматических установок пожаротушения, колец орошения резервуаров, расходы воды и пенообразователя на пожаротушение и охлаждение резервуаров топливного хозяйства следует предусматривать согласно требованиям СНиП 2.11.03-93, СНиП 2.04.02-84, СНиП 2.04.09-84 и ВСН 34.72.091-91.

14.19. В качестве основного огнетушащего состава для пожаротушения резервуаров топливного хозяйства следует предусматривать воздушно-механическую пену.

Состав автоматических установок пенного пожаротушения (АУГГП) топливных резервуаров и требования к ним следует принимать в соответствии со СНиП 2.04.09-84, СНиП 2.11.03-93 и ВСН 34.72.091-91.

14.20. Систему управления автоматическими установками пенного пожаротушения (АУПГГ) следует выполнять в соответствии с ВСН 34.72.091-91.

14.21. Пожаротушение топливной насосной следует предусматривать водой от внутренних пожарных кранов и наружных гидрантов.

14.22. Для обнаружения и тушения возгораний в кабельных сооружениях (этажах, тоннелях) топливного хозяйства следует предусматривать автоматические установки водяного пожаротушения (АУВП) и установки автоматической пожарной сигнализации (АПС), разрабатываемые по СНиП 2.04.09-84.

14.23. Пожаротушение и пожарную сигнализацию сливных эстакад и причалов разгрузки жидкого топлива следует выполнять согласно требованиям СНиП 2.11.03-93.

14.24. Помещения насосной жидкого топлива должны оборудоваться установками автоматической пожарной сигнализации с выдачей сигнала на МЩУ насосной.

14.25. Общий сигнал «пожар в хозяйстве жидкого топлива» формируется на МЩУ насосной и выдается на ЦЩУ (ГЩУ).

15. Охрана окружающей среды

15.1. Размер санитарно-защитной зоны (СЗЗ) хозяйства жидкого топлива в случае расположения его вне пределов СЗЗ ТЭС следует определять по СанПиН 2.1.1.5/2.1.1.567-96 «Санитарно-защитные зоны и санитарная классификация предприятий, сооружений и иных объектов».

15.2. Расчеты санитарно-защитной зоны (СЗЗ) и предельно допустимых выбросов (ПДВ) следует проводить по методике ОНД-86.

Данные об источниках выбросов могут быть представлены в двух вариантах:

• высота и диаметр устья выброса, скорость, объем и температура выходящей среды;
• максимальная концентрация загрязнителя воздуха, расстояние от источника до точки с максимальной концентрацией и скорость ветра, при которой достигается максимальная концентрация.

15.3. Необходимые для расчетов данные о предельно допустимых концентрациях (ПДК) или ориентировочных безопасных уровнях воздействия (ОБУВ) основных загрязнителей атмосферного воздуха, содержащихся в нерегулируемых выбросах ГТУ, ПТУ и хозяйства жидкого топлива, следует принимать по «Перечню и кодам веществ, загрязняющих атмосферный воздух», утвержденному 18.09.92 заместителем Министра экологии и природных ресурсов.

15.4. Результаты расчетов (приземные концентрации в расчетных точках в мг/куб. м и в долях ПДК, а также карты изолиний концентраций вредных веществ на местности) являются одним из оснований для назначения СЗЗ.

15.5. С целью недопущения попадания нефтепродуктов в почву и на прилегающую территорию приемно-сливные устройства, склады нефтепродуктов, открытые площадки размещения технологического оборудования должны иметь твердое покрытие, а также лотки или приямки для сбора протечек нефтепродуктов и ливневых вод с последующей откачкой их на очистные сооружения.

15.6. Технологическая схема очистки сбросов, содержащих нефтепродукты, должна выполняться в соответствии с нормами технологического проектирования электростанций с газотурбинными и парогазовыми установками.

15.7. Отходы после очистных сооружений для сбросов, содержащих нефтепродукты, при отсутствии на станции мазутного или угольного хозяйства подлежат вывозу на соседние промышленные предприятия для сжигания.

1. ГОСТ 305-82* Топливо дизельное. Технические условия.

2. ГОСТ 10433-75* Топливо нефтяное для газотурбинных установок.

3. ГОСТ 12.1.005-88 Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны.

4. ГОСТ 12.1.011-78* Смеси взрывоопасные.

5. ГОСТ 14254-80* Изделия электротехнические. Оболочки. Степени защиты. Обозначения. Методы испытания.

6. ГОСТ 15150-69* Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды.

7. ГОСТ 15543-89 Изделия электротехнические. Общие требования в части стойкости к климатическим внешним воздействующим факторам.

8. ГОСТ 12.4.021-75 Системы вентиляции. Общие требования.

9. ГОСТ 29328-92 Установки газотурбинные для привода турбогенераторов. Общие технические условия.

10. ГОСТ 17433-80* Промышленная чистота. Сжатый воздух. Классы загрязненности.

11. ГОСТ 12.1.030-81 Электробезопасность. Защитное заземление, зануление.

12. ГОСТ 12.2.007.0-75* Изделия электротехнические. Общие требования безопасности.

13. ГОСТ 21130-75 Изделия электротехнические. Зажимы заземляющие и знаки заземления.

14. ГОСТ 14202-69 Трубопроводы промышленных предприятий. Опознавательная окраска, предупреждающие знаки и маркировочные щитки.

15. ГОСТ 9544-93 Арматура трубопроводная запорная.

16. ГОСТ 2517-85 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб.

17. СНиП 2.11.03-93 Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы.

18. СНиП II-89-80* Генеральные планы промышленных предприятий.

19. СНиП 2.04.02-84 Водоснабжение. Наружные сети и сооружения.

20. СНиП 2.04.09-84 Пожарная автоматика зданий и сооружений.

21. СНиП 2.01.02-85* Противопожарные нормы.

22. СНиП 2.03.13-88 Полы.

23. СНиП 2.04.05-91* Отопление, вентиляция и кондиционирование.

24. СНиП II-58-75 Электростанции тепловые.

25. СНиП 2.09.03-85 Сооружения промышленных предприятий.

26. СНиП 2.01.01-82 Строительная климатология и геофизика.

27. СНиП 2.09.02-85 Производственные здания.

28. СНиП 2.04.14-88 Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов.

29. СНиП 2.04.12-86 Расчеты на прочность стальных трубопроводов.

30. СНиП 2.05.06-85 Магистральные трубопроводы.

31. СНиП II-7-81* Строительство в сейсмических районах.

32. СНиП II-12-77 Защита от шума.

33. РД 34.49.101-87 Инструкция по проектированию противопожарной защиты энергетических предприятий.

34. РД 34.03.355-90 Инструкция по обеспечению взрывобезопасности при проектировании и эксплуатации энергетических газовых турбинных установок. М., СПО ОРГРЭС, 1991.

35. РД 34.21.122-87 Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений. М., 1989.

36. РД 34.35.101-88 Методические указания по объему технологических измерений, сигнализации и автоматического регулирования на тепловых электростанциях.

37. РД 50-213-80 Правила измерения расхода газов и жидкостей стандартными сужающими устройствами. М., Издательство стандартов, 1982.

38. РД БТ-39-0147171-003-88 Требования к установке датчиков стационарных ТУ-Газнефть газоанализаторов в производственных помещениях

и на наружных площадках предприятий нефтяной и газовой промышленности. Баку, 1988.

39. ВНТП-81 Нормы технологического проектирования тепловых электрических станций. М., Минэнерго СССР,

                        1981.

40. ПУЭ-85 Правила устройства электроустановок. Изд. 6-е, перераб. и дополн. М., Энергоатомиздат, 1985.

41. НПБ-105-95 Определение категорий помещений по взрывопожарной и пожарной опасности. М., МВД РФ, 1995.

42. 8002 ТМ-Т1 Перечень помещений и зданий энергетических объектов Минэнерго СССР с указанием категорий по взрывопожарной и пожарной опасности. М., Минэнерго СССР, 1989.

43. ВСН 34.72.091-91 Нормы проектирования автоматических установок пенного пожаротушения резервуаров с нефтепродуктами.

44. ВСН 47-85 Нормы проектирования автоматических установок водяного пожаротушения кабельных сооружений.

45. ВСН 21-77 Инструкция по проектированию отопления и вентиляции нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий. М., Миннефтехимпром СССР, 1977.

46. РТМ ТЭП-ТХ.ОВ-05 Руководящий технический материал. Отопление и Отраслевая УТПД вентиляция кабельных тоннелей и помещений электрических устройств. Типовые решения по проектированию. М., ТЭП, 1990.

47. СН 527-80 Инструкция по проектированию технологических стальных трубопроводов Р до 10 МПа. у

48. ОНД-86 Методика расчета концентраций в атмосферном воздухе вредных веществ, содержащихся в выбросах предприятий. Л., Госкомгидромет,

                        1986.

49. СанПиН Санитарно-защитные зоны и санитарная

2.1.1.5/2.1.1.567-96    классификация предприятий, сооружений и
                        иных объектов.

50. ТУ-газ-86 Требования к установке сигнализаторов и газоанализаторов. М., Миннефтехимпром СССР,

                        1986.

51. Перечень и коды веществ, загрязняющих атмосферный воздух. С.-Пб., Фирма «Интеграл», Минприроды РФ, 1995.

52. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. М., НПО ОБТ, 1992.

53. Правила защиты от статического электричества в производствах химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности.

АВР         Автоматический ввод резерва
АПС         Автоматическая пожарная сигнализация
АУВП        Автоматическая установка водяного пожаротушения
АУПП        Автоматическая установка пенного пожаротушения
ВЗИ         Взрывозащищенное исполнение
ГЖ          Горючая жидкость
ГТУ         Газотурбинная установка
ГЩУ         Главный щит управления
ЛВЖ         Легковоспламеняющаяся жидкость
МЩУ         Местный щит управления
НКПРП       Нижний концентрационный предел распространения пламени
ОБУВ        Ориентировочный безопасный уровень воздействия
ПГУ         Парогазовая установка
ПДВ         Предельно допустимый выброс
ПДК         Предельно допустимая концентрация
ПСУ         Приемно-сливное устройство
РУ          Руководящие указания
РУСН        Распредустройство собственных нужд
СЗЗ         Санитарно-защитная зона
ТЗ          Техническое задание
ТУ          Технические условия
ТЭС         Тепловая электрическая станция
УЗК         Ультразвуковой контроль
ЦЩУ         Центральный щит управления
ЭЛОУ        Электростатическая обессоливающая установка

---