Технический проект газотурбинной установки мощностью 25 МВт

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство общего и профессионального образования

Свердловской области

ГАОУ СПО СО «Краснотурьинский индустриальный колледж»

Специальность 140102

«Теплоснабжение и теплотехническое оборудование»

Группа ТТО-12з

КУРСОВОЙ проект

Технический проект газотурбинной установки мощностью 25 МВт

По МДК «Тепловые двигатели»

Разработал

Никитина В.В.

Введение

На компрессорных станциях магистральных газопроводов газотурбинные установки (ГТУ) являются основными двигателями для привода газоперекачивающих агрегатов (ГПА). Количество ГПА с газотурбинным приводом по суммарной мощности достигло 80% от общей установленной мощности приводов на газокомпрессорных станциях.

Перспективность использования ГТУ на компрессорных станциях связана с их высокой энергомкостью, автономностью, не требующей подвода дополнительной энергии и большим моторесурсом. Компактность ГТУ позволяет производить их в блочно-модульном исполнении, что облегчает условия монтажа и технического обслуживания.

Анализ существующего положения трубопроводного транспорта газа и оценка перспектив его дальнейшего развития свидетельствуют о том, что газотурбинный вид привода центробежных ГПА и на ближайшую перспективу останется основным видом привода компрессорных станций.

Использование ГТУ в качестве топлива транспортируемый газ исключает зависимость от внешних поставщиков энергии и не требует больших капитальных вложений на строительство линий электропередач. Оснащение ГТУ котлами-утилизаторами, регенераторами и совмещение их с паротурбинными установками и электрогенераторами дает возможность выработки тепловой и электрической энергии для бытовых нужд как самих компрессорных станций, так и прилегающих поселков.

Основная особенность ГТУ заключается в существенной зависимость эксплуатационных характеристик от параметров термодинамического процесса горения топлива, которые в свою очередь зависят от качественного состава топлива, условий его подготовки и сгорания. Данная особенность выгодно отличает ГТУ от других двигателей с точки зрения возможности регулирования в широком диапазоне эксплуатационных параметров .

Газотурбинные установки обычно надежны и просты в эксплуатации при условии строгого соблюдения установленных правил и режимов работы, отступление от которых может вызвать разрушение турбин, поломку компрессоров, взрывы в камерах сгорания и др.

Цель курсового проекта - расчет газотурбинной установки мощностью 25 МВт.

В описательной части рассмотрены:

1. Принцип работы ГТУ;

2. Назначение, технологические особенности и принцип работы основных частей ГТУ;

3. Схема и принцип работы системы маслоснабжения ГТУ;

4. Виды аппаратов воздушного охлаждения газа;

5. Технология эксплуатации ГТУ обслуживающим персоналом.

В расчетной части приведены следующие расчеты:

1. Расчет тепловой схемы и выбор исходных параметров для расчета. Цель расчета - выбор оптимальной степени сжатия воздуха в компрессоре.

2. Тепловой расчет ГТУ на номинальный режим работы. Расчет производится для оптимальной степени сжатия. Цель расчета - уточнение показателей работы ГТУ, определяется расход.

3. Тепловой расчет ГТУ на переменный режим работы. Расчет производится для 6 значений степени расширения в турбине. Цель - определение параметров ГТУ в зависимости от общей степени расширения турбин.

газотурбинный маслоснабжение компрессор тепловой

1. Описательная часть

1.1 Принцип работы ГТУ

Тепловая схема ГТУ приведена на рисунке 1. Воздух из атмосферы поступает в осевой компрессор 1 через воздухозаборное устройство. В компрессоре воздух сжимается, подается в регенератор 6, где подогревается уходящими газами. Подогретый воздух поступает в камеру сгорания 5, туда же подается природный газ (топливо), часть воздуха участвует в процессе горения, остальной смешивается с продуктами сгорания, образуя рабочее тело. Рабочее тело из камеры сгорания поступает в турбину высокого давления (ТВД) 2. Тепловая энергия рабочего тела преобразуется в механическую энергию вращения, которая расходуется на привод осевого компрессора.

Продукты сгорания после ТВД 2 поступают в свободную силовую турбину (СТ) 3. ТВД 2 и СТ 3 механически не связаны. СТ 3 приводит в движение нагрузку 4. Продукты сгорания после СТ 3 поступают в регенератор 6,отдают свое тепло воздуху и выбрасываются в атмосферу.

Рисунок 1 - Тепловая схема ГТУ

1.2 Описание конструкции

1.2.1 Фундамент

К фундаментам газоперекачивающих агрегатов компрессорных станций предъявляют жесткие требования. Это связано с большими динамическими нагрузками на фундаменты, с жесткими минимальными допусками на перекосы, горизонтальность и смещение фундаментов. Фундаменты ГПА должны обладать необходимой статической прочностью и малой чувствительностью к динамическим нагрузкам, т.е. малой амплитудой колебаний и отсутствием или малой динамической осадкой.

В практике применяют три типа фундаментов ГПА: массивные, рамные, свайные. Тип фундаментов зависит от высотной отметки расположения ГПА, характера и прочности грунтов основания и района строительства (рисунок 2).

Рисунок 2 - Фундаменты перекачивающих агрегатов: а - массивные монолитные, б - массивные сборно-монолитные, в - рамные, г - свайные на стойках с массивной плитой: 1 - монолитный участок, 2 - блок, 3 - стойки, 4 - рама, 5 - плита, 6- ГТУ, 7 - нагнетатель.

Рамные фундаменты - железобетонные фундаменты, состоящие из монолитной массивной фундаментной плиты, стоек и опорной рамы, на которую устанавливают ГПА. Эти фундаменты применяют для ГПА, устанавливаемых на отметках до +4,5 м. Отличаются большой трудоемкостью возведения.

Массивные фундаменты - фундаменты, имеющие форму, близкую к параллелепипеду, из бетона с минимальным коэффициентом армирования. Их применяют под ГПА с нулевой высотной отметкой. Такие фундаменты отличаются высокой несущей и демпферирующей способностью. Массивные фундаменты выполняют монолитными и сборно-монолитными. Отличаются большой трудоемкостью возведения, необходимостью проведения бетонных и значительного объема земляных работ.

Свайные фундаменты. Применение свайных фундаментов позволяет почти полностью исключить земляные работы, сократить расход бетона, снизить трудоемкость, уменьшить сроки выполнения работ.

Свайный фундамент состоит из системы забивных или буронабивных

1.2.2 Корпус ОК

В газотурбинных установках давление рабочего тела (воздуха, газа) сравнительно невелико (0,4--2 МПа), что позволяет изготавливать корпуса турбин и компрессоров тонкостенными. При этом избегают плоских стенок, так как они легко прогибаются под действием даже небольшого перепада давлений.

Типичная конструкция корпуса компрессора ГТУ показана на рисунке 3. Корпус состоит из верхней 3 и нижней 9 половин, отлитых из чугуна повышенной прочности и скрепленных болтами по фланцам, выполненным на горизонтальном разъеме 14. Для упрощения изготовления корпус имеет технологический вертикальный разъем 2, а для увеличения жесткости на его наружной поверхности выполнены ребра 4. На внутренней точно обработанной поверхности корпуса имеются пазы для крепления направляющих лопаток 12.

Рисунок 3 - Продольный (а) и поперечный (б) разрезы корпуса компрессора ГТУ и крепление лопаток (в): 1, 6 - обоймы концевых уплотнений, 2 - вертикальный разъем, 3, 9 - верхняя и нижняя половины, 4 - ребро жесткости, 5 - кольцевой канал, 7, 11 - входной в выхлопной патрубки, 8, 10 - фланцы, 12 - направляющие лопатки, 13 - диффузор, 14 - горизонтальный разъем.

За лопатками последней ступени располагается диффузор 13 - специально спрофилированный кольцевой канал, имеющий плавное увеличение площади проходного сечения, в котором уменьшается скорость и растет давление воздуха.

Воздух подводится в компрессор через входной патрубок 7, а отводится через выхлопной патрубок 11. К фланцам патрубков крепятся воздуховоды. Благодаря специальной конструкции патрубков воздух подводится и отводится равномерно по всей окружности. Концевые уплотнения располагаются в обоймах 1 и 6.

У горизонтального разъема вблизи входного патрубка или на нем фланец нижней половины корпуса имеет специальные приливы -- лапы, через которые вес корпуса передается на опоры.

1.2.3 Ротор и лопаточный аппарат ОК

Основной элемент ОК - ротор, конструкция которого и определяет тип всего компрессора (рисунок 4, 5, 6).

Рисунок 4 - Ротор дискового типа.

Достоинства ротора дискового типа - большая прочность в радиальном направлении, то есть возможность достижения высокой скорости вращения.

Недостатки ротора дискового типа - малая изгибная жесткость и соответственно низкая виброустойчивость. Ротор дискового типа на мощных ГТУ не применяется.

Рисунок 5 - Ротор барабанного типа

Достоинства ротора барабанного типа - жесткость и высокая виброустойчивость. Самый прочный, дешевый и простой.

Недостатки ротора барабанного типа - большая масса и связанная с этим трудоемкость изготовления.

Ротор смешанного (барабанно-дискового) типа имеет более сложную технологию производства, но в 3-4 раза меньшую массу.

Рисунок 6 - Ротор смешанного типа.

Достоинства - сочетание высокой прочности в радиальном направлении с большой изгибной жесткостью при небольшой массе и приемлемой технологичности.

Лопатки - аэродинамические профили, равномерно расположенные на вращающихся или неподвижных ободах (венцах). Лопатка состоит из профильной части, которая обтекается потоком воздуха или газов и замковой части, с помощью которой она крепится к ротору. По высоте перо лопатки имеет геометрическую закрутку в соответствии с законом изменения скоростей: чем дальше от центра вращения, тем больше линейная скорость при одной и той же угловой частоте вращения ротора.

Условием эффективной работы лопаток является режим безотрывного обтекания их профиля набегающим потоком воздуха. Максимальная эффективность достигается при направлении потока воздуха по касательной к профилю лопатки - на номинальном режиме работы двигателя, который является расчетным режимом работы двигателя.

Безотрывное обтекание обеспечивается в узком диапазоне угол обтекания 10⁰-15⁰, за пределами которого начинается срыв потока с профиля лопаток, вызывающий помпажные явления.

Способы крепления лопаток (типы замковой части) на осевом компрессоре:

- замок типа «ласточкин хвост»;

- замок зубчикового типа;

- т-образные

1.2.4 Камера сгорания

В камерах сгорания внутренняя энергия топлива при сжигании преобразуется в потенциальную энергию рабочего тела. В современных ГТУ используется жидкое или газообразное топливо. Для сжигания топлива необходим окислитель, которым служит кислород воздуха. Воздух повышенного давления поступает в камеру сгорания после компрессора.

При сжигании топлива образуются газообразные продукты сгорания высокой температуры, которые перемешиваются с дополнительным количеством воздуха. Образующийся горячий газ (рабочее тело) направляется в газовую турбину.

Простейшая камера сгорания (рисунок 7) состоит из топливораздающего устройства 8, регистра первичного воздуха 2, пламенной трубы 3 и смесителя 4, которые размещаются в корпусе 7. Корпус нагружен давлением изнутри.

Топливораздающее устройство (горелка или форсунка) 8 подает топливо в зону горения 6. Весь воздух, подаваемый в камеру сгорания, разделяется на два потока. Меньшая часть воздуха (первичный воздух) в количестве, необходимом для поддержания процесса горения, поступает через регистр 2 в зону горения. Большая часть воздуха (вторичный воздух) в процессе горения не участвует, а проходит между корпусом 7 и пламенной трубой 3, охлаждая ее. Затем, пройдя через смеситель 4, этот воздух перемешивается с продуктами сгорания в зоне смешения 5, охлаждая их до заданной температуры.

Рисунок 7 - Камера сгорания ГТУ: 1 - подвод топлива, 2 - регистр, 3 - пламенная труба, 4 - смеситель, 5 - зона смешения, 6 - зона горения, 7 - корпус, 8 - топливораздающее устройство (форсунка)

Конструкция камеры сгорания зависит от назначения и схемы ГТУ, параметров ее цикла и вида топлива.

По конструктивным признакам встроенные камеры сгорания могут быть кольцевыми, трубчато-кольцевыми и секционными. В настоящее время в стационарных ГТУ, особенно транспортных, все чаще применяются камеры сгорания, объединяющие признаки трубчато-кольцевых, секционных и индивидуальных.

По направлению потоков камеры сгорания подразделяют на прямоточные и противоточные. В прямоточных продукты сгорания и воздух имеют одинаковое направление, а в противоточных их направление встречное.

Камеры сгорания подразделяются также по количеству горелок на одной пламенной трубе на одногорелочные и многогорелочные .

1.2.5 Корпус ГТ

Корпус турбины, как и корпус компрессора, выполняется разъемным и состоит из верхней и нижней половин.

Литой корпус турбины с внутренней теплоизоляцией показан на рисунке 8. Верхняя 1 и нижняя 7 половины корпуса имеют фланцы на горизонтальном разъеме и соединяются друг с другом болтами. Кроме того, имеется вертикальный технологический разъем. Газ поступает в корпус турбины через входной патрубок 8, а уходит через два выхлопных патрубка 6.

Рисунок 8 - Корпус турбины ГТУ (а) и крепление сопловых лопаток (б): 1, 7 - верхняя и нижняя половины, 2 - сегменты, 3, 14 - промежуточная обойма, 6- выхлопной патрубок, 8 - входной патрубок, 11 - экраны, 12 - слой теплоизоляции, 13 -концевые уплотнения, 15 - сопловые лопатки.

Корпус отлит из низколегированной перлитной стали. Чтобы предотвратить прямой контакт горячих газов с корпусом, он покрыт внутри слоем теплоизоляции 12, заключенной в экраны 11, выполненные из листовой жаропрочной аустенитной стали. Эти экраны образуют внутренний обвод корпуса.

Для уменьшения притока теплоты в корпус сопловые лопатки располагаются в специальных сегментах 2, укрепленных на промежуточной обойме 3, которая охлаждается воздухом от компрессора. Сегменты отделены по окружности друг от друга зазорами, что позволяет им свободно расширяться при нагреве. В корпусе располагаются две турбины -- высокого (ТВД) и низкого (ТНД) давления, сопловые лопатки 15 которых соответственно крепятся в обоймах 3 и 14. В местах выхода ротора из корпуса располагаются концевые уплотнения 13 .

1.2.6 Ротор и лопаточный аппарат ГТ

В газотурбинных установках часто используются сборные роторы турбин с насадными дисками, а также из сплошных дисков и из дисков с центральными отверстиями, скрепляемых стяжками.

Применяются также роторы с одной центральной стяжкой, которая должна быть большого диаметра, чтобы обеспечивать необходимое усилие натяга гайками. При этом в дисках приходится выполнять центральное отверстие, что снижает их механическую прочность. Чтобы избежать уменьшения прочности дисков, в центральной части их утолщают - создают ступицу.

Применяют также другие конструкции сборных роторов. Так, ротор турбины собирают из сплошных дисков, соединенных штифтами, пропущенными через специальные уголки, выточенные заодно с дисками /6/.

Направляющие лопатки, оставаясь неподвижными в процессе работы, крепятся в корпусе с помощью Т-образного паза. Рабочие лопатки, испытывающие в процессе работы интенсивные нагрузки, устанавливаются на роторах ТВД и ТНЖ с помощью специально спрофилированных ёлочнообразных пазов.

Конструкция рабочих лопаток турбин существенно отличается от рабочих лопаток компрессора наличием внутренних полостей, предназначенных для протекания через них охлаждающего воздушного потока. Материал лопаток: жаропрочные сплавы на основе хрома, никеля, кобальта и др.

1.2.7 Регенератор

Теплообменные аппараты служат в ГТУ для подогрева и охлаждения воздуха и масла. По способу передачи теплоты от одного теплоносителя к другому теплообменные аппараты делятся на рекуперативные и регенеративные. В рекуперативных теплообменных аппаратах теплоносители постоянно разделены твердой стенкой, а в регенеративных одни и те же поверхности поочередно омываются горячим и холодным теплоносителем.

Регенераторами ГТУ являются теплообменные аппараты, предназначенные для подогрева воздуха после компрессора теплотой газов, уходящих из турбины. Регенераторы ГТУ могут быть рекуперативного и регенеративного типов. В настоящее время наиболее часто используют трубчатые и пластинчатые регенераторы рекуперативного типа и вращающиеся регенеративного.

В трубчатом противоточном теплообменнике рекуперативного типа (рисунок 9) к цилиндрическому корпусу 1 крепятся трубные доски 3, в которых закреплены трубки 6, образующие трубный пучок.

Рисунок 9 - Трубчатый регенератор рекуперативного типа: 1 - корпус, 2, 8 - входной и выходной патрубки, 3 - трубные доски, 4 - крышки, 5- компенсатор, 6 - трубки, 7 - разделитель.

Трубные доски закрыты крышками 4. Воздух после компрессора проходит внутри трубок. Навстречу ему снаружи трубки омывает газ, подаваемый после турбины в регенератор через патрубок 8. Охлажденный газ выбрасывается в атмосферу через патрубок 2.

Этот регенератор одноходовой как по газу, так и по воздуху. Чтобы не увеличивать гидравлического сопротивления за турбиной, регенераторы ГТУ по газу всегда выполняются одноходовыми. По воздуху они могут быть двух-, трех- и четырехходовыми .

1.2.8 Подшипники

Тяжелые тихоходные роторы барабанного типа устанавливаются только на опорах скольжения. Более быстроходные и легкие роторы барабанно-дискового типа устанавливаются в опорах качения.

Опорный подшипник воспринимает только радиальную нагрузку от массы ротора, но не препятствует перемещению ротора в осевом направлении.

Упорный подшипник помимо радиальной нагрузки несет и осевую нагрузку, препятствуя перемещению ротора под действием осевых сил. Упорные подшипники ставят только с одной стороны ротора, чтобы обеспечить возможность его теплового расширения в осевом направлении в противоположную сторону.

В опорном подшипнике скольжения (рисунок 10) шейка 3 ротора располагается в цилиндрической полости, образованной верхним 2 и нижним 1 неподвижными вкладышами. Масло под небольшим давлением подается в зазор между шейкой и вкладышами, омывает шейку в верхней части, проходя по полости 8 в верхнем вкладыше, и силами трения о поверхность вращающегося ротора увлекается в зазор между шейкой и нижним вкладышем. Таким образом между шейкой ротора и нижним вкладышем подшипника создается тонкая пленка масла (масляный клин). Давление масла в масляном клине резко повышается. В результате создается усилие, равное весу той части ротора, которая приходится на данный подшипник, и ротор как бы «плавает» на масляной пленке.

Коэффициент трения при нормальной работе подшипника составляет 0,002--0,005. Но даже при таком малом коэффициенте трения выделяется большое количество теплоты и масло нагревается на 20 - 25° С. Чтобы уменьшить трение при пуске и останове ГТУ, поверхность вкладышей заливают баббитом 5 - легкоплавким сплавом, обладающим низким коэффициентом трения.

Рисунок 10 - Устройство опорного подшипника: 1, 2 -- нижний в верхний вкладыши, 3 -- шейка ротора, 4 -- направление вращения, 5 -- баббитовая заливка, 6 -- ось расточки вкладышей, 7 -- ось ротора, 8 -- полость для прохода масла.

Сегментный упорный подшипник скольжения (рисунок 11) имеет корпус, состоящий из верхней 8 и нижней 1 половин, соединенных друг с другом по горизонтальному разъему. Внутри на корпус опираются упорные колодки 2. На валу ротора выточен упорный диск (гребень) 6. Осевое усилие с вала 3 передается через упорный диск 6 колодкам 2, а через них -- верхней половине 8 корпуса подшипника.

Полость, в которой расположены упорные колодки 2, заполнена маслом, поступающим вдоль поверхности вала. Нагретое масло удаляется из подшипника через отверстия 5. Упорные колодки работают по тому же принципу, что и сегменты трехклинового подшипника.

Рисунок 11 - Сегментный упорный подшипник: 1,8 -- нижняя и верхняя половины корпуса, 2, 4 -- упорные и установочные колодки, 3 -- вал, 5 -- отверстия для выхода масла, 6 -- упорный диск (гребень), 7-- места опирания колодок.

Масляный клин создается между упорными колодками 2 и поверхностью упорного диска 6. Давление, возникающее в масляном клине, позволяет компенсировать осевое усилие .

1.3 Система маслоснабжения

Система маслоснабжения ГТУ предназначена для подачи масла к подшипникам, в гидравлическую или электрогидравлическую систему регулирования и к трущимся поверхностям (зубчатым передачам, шарнирам и др.). Обычно применяют турбинное масло, имеющее температуру застывания -15° С. В северных районах используют специальные масла, температура застывания которых -45° С. Подача масла осуществляется при различном давлении в зависимости от араметров и режима работы ГПА.

В состав системы маслоснабжения входят масляный бак, совмещенный с рамой, пять насосов для перекачки масла (главный 1, пусковой 3, резервный 4, резервный шестеренный 7 и специальный насос-импеллер 12), аппараты-маслоохладители, приборы управления и регулирования (рис.12).

Рисунок 12 - Принципиальная схема системы маслоснабжения газотурбинной установки.

Система работает следующим образом. Необходимый подпор масла на всасывающих патрубках насосов создают инжекторы 5 и 6. Температура масла в системе не должна превышать 35-40С. Поэтому масло в системе после выхода из подшипников охлаждают в маслоохладителях радиаторного типа 8 и 10. Охлаждение масла происходит за счет циркулирующей воды или воздуха (в АВО). Главный масляный насос 1 с приводом от ротора ТВД предназначен для подачи масла ко всем точкам ГТУ. Однако в момент запуска ГТУ или в период ее остановки главный масляный насос не может обеспечить нормальную подачу масла в систему. Поэтому она осуществляется пусковым насосом 3 с приводом от элеткродвигателя переменного тока. Резервный масляный насос 4 с приводом от электродвигателя постоянного тока обеспечивает подачу масла для смазки подшипников турбин при недостаточном давлении в системе смазки. Резервный шестеренный насос 7 с приводом от электродвигателя постоянного тока обеспечивает подачу масла в систему смазки опорно-упорного подшипника центробежного нагнетателя через редуктор давления 9. Этот насос включается автоматически при недостаточном давлении масла в системе смазки. Специальный насос 12 с приводом от ротора ТНД предназначен для подачи импульсов гидравлическому регулятору частоты вращения ротора ТНД при изменении частоты вращения ротора. Этот насос забирает охлажденное масло из маслоохладителя 10 и возвращает его в систему. Направление потока масла изменяют распределительными клапанами 2. Дроссельная шайба 11 служит для регулирования расхода масла.

1.4 АВО газа

Для охлаждения компримированного газа после центробежных нагнетателей перед подачей его в магистральный газопровод используют установки воздушного охлаждения газа (рисунок 13).



Рисунок 13 - Аппарат воздушного охлаждения газа: 1 - опорные металлоконструкции, 2 - теплообменные секции, 3 - вентилятор, 4- диффузор, 5- электродвигатель.

Каждая установка состоит из определенного числа АВО (обычно 8-15). Применяют АВО типа АВГ (горизонтальные) и АВЗ (зигзагообразные). В аппарате АВГ теплообменные элементы расположены в один ряд горизонтально, а в аппарате типа АВЗ- под углом друг к другу (зигзагами). Аппарат воздушного охлаждения работает следующим образом. На опорных металлоконструкциях закреплены трубчатые змеевековые теплообменные секции. По трубам теплообменной секции под рабочим давлением пропускают транспортируемый газ. Через межтрубное пространство принудительно с помощью двух вентиляторов с электроприводом прокачивают воздух. За счет теплообмена с принудительно перемещаемым потоком воздуха и происходит охлаждение газа. В состав АВО входят секции трубных пучков, диффузор, колеса вентиляторов, электродвигатели привода вентиляторов, металлоконструкции опорной части и трубной обвязки.

1.5 Технология эксплуатации

Персонал ГТУ обязан:

- соблюдать оперативно-диспетчерскую дисциплину;

- содержать оборудование в состоянии эксплуатационной готовности;

- поддерживать качество отпускаемой энергии - нормированную частоту и напряжение электрического тока, давление и температуру теплоносителя;

- обеспечивать максимальную экономичность и надежность ГТУ;

- соблюдать правила технической и пожарной безопасности в процессе эксплуатации оборудования и сооружений;

- выполнять правила охраны труда;

- предупреждать вредное влияние производства на людей и окружающую среду.

В процессе эксплуатации на основании наблюдений и показаний приборов должна проводиться параметрическая и вибрационная диагностика, включающая анализ:

- соответствия мощности и экономичности ГТУ расчетной и нормативной;

- степени загрязнения и запасов устойчивости компрессоров;

- эффективности теплообменных аппаратов;

- неравномерности измеряемых температур газов на входе или выходе турбины;

- давления топлива и воздуха (газов), а также давления и температуры масла в характерных точках;

- вибрации турбин, компрессоров, электрогенераторов, возбудителей и редукторов.

Предельные значения отклонений контролируемых параметров от паспортных не должны превышать заданных заводами-изготовителями или указанных в ГОСТ и технических условиях на поставку.

Периодичность и объем параметрической и вибрационной диагностики определяется в местной инструкции в соответствии с рекомендациями завода-изготовителя ГТУ.

При эксплуатации рекомендуется регулярно регистрировать (автоматически или вручную):

- режимные параметры;

- падение давления на фильтрах в комплексном воздухоочистительном устройстве;

- разрежение на входе в компрессор;

- температура на входе в компрессор;

- давление на выходе из компрессора;

- температура на выходе из компрессора;

- расход воздуха через компрессор (если измеряется);

- давление на входе в турбину (если измеряется);

- избыточное давление на выходе из турбины;

- температура газов на выходе из турбины;

- расходы топлива;

- частоты вращения роторов турбины;

- частота в энергосистеме;

- нагрузка;

- положение входного направляющего аппарата;

- расход воды/пара подаваемого в камеру сгорания;

- теплотворная способность топлива;

- уровни вибрации;

- температура масла;

- уровни масла в маслобаках;

- расходы охлаждающего воздуха (если измеряются);

- давления охлаждающего воздуха;

- температуры охлаждающего воздуха;

- положения регулирующих клапанов охлаждающего воздуха (если имеются);

- давления охлаждающей воды;

- температуры охлаждающей воды;

- время выхода на режим самоходности;

- время от подачи сигнала на отключение до полной остановки ротора ГТУ;

- концентрации токсичных газов;

Параметры эксплуатационной готовности и надежности:

- число нормальных пусков;

- число ускоренных пусков;

- число успешных нормальных пусков;

- число успешных ускоренных пусков;

- время эксплуатации с нагрузкой не выше базовой;

- время эксплуатации с нагрузкой не выше пиковой;

- продолжительность использования электрического генератора в качестве синхронного компенсатора (если имелось);

- предупредительные сигналы (число, время, причина);

- остановы:

- программные за заданное время (дата, время, причина);

- аварийные с прекращением подачи топлива (дата, время, причина, исходная нагрузка).

Простои:

- дата и время начала и конца простоя;

- продолжительность, причина, мероприятия;

Нормальный (плановый) останов ГТУ должен производиться по программе, реализуемой системой автоматического останова (САО).

Программа САО для обеспечения взрывопожаробезопасности должна включать:

- разгружение агрегата в заданном темпе;

- закрытие регулирующих топливных клапанов, стопорных клапанов и электрозадвижек на трубопроводах подвода топлива к узлам регулирования;

- открытие вентилей на трубопроводе продувки газопровода при использовании газообразного топлива или дренажных клапанов при использовании жидкого топлива;

- эффективную вентиляцию газовоздушных трактов установки не менее чем с двукратным обменом воздуха;

- продувку топливных коллекторов и форсунок воздухом, паром или инертным газом в соответствии с ТУ завода-изготовителя ГТУ;

- закрытие шиберов на стороне всасывания и (или) выхлопе ГТУ по окончании вентиляции газовоздушных трактов.

При выводе ГТУ в длительный резерв должны быть приняты меры к ее консервации. Продолжительность останова, при которой требуется консервация, перечень подлежащих консервации узлов и технология ее проведения должны быть указаны в ТУ завода-изготовителя ГТУ.

Аварийное состояние ГТУ. Газотурбинная установка немедленно отключается персоналом при отказе работы защит или их отсутствии в случаях:

- недопустимого повышения температуры газов в характерных сечениях ГТУ;

- повышения частоты вращения ротора сверх допустимого предела;

- обнаружения трещин или разрыва масло- или топливопроводов высокого давления;

- недопустимого осевого сдвига и недопустимых относительных перемещений роторов компрессоров и турбин;

- недопустимого снижения давления масла в системе смазки или уровня в масляном баке, а также недопустимого повышения температуры масла на сливе из любого подшипника или температуры любой из колодок упорного подшипника;

- прослушивания металлических звуков (скрежета, стуков), необычных шумов внутри турбомашин и аппаратов ГТУ;

- возрастания вибрации подшипниковых опор выше допустимых значений;

- появления искр или дыма из подшипников или концевых уплотнений турбомашин или электрогенераторов;

- воспламенения масла или топлива и невозможности немедленно ликвидировать пожар имеющимися средствами;

- возникновение вибрационного горения или проскока пламени в зону смешения в камере сгорания;

- взрыва (хлопка) в камерах сгорания или газоходах;

- погасания факела в камерах сгорания или недопустимого понижения давления жидкого или газового топлива;

- потери напряжения на устройствах регулирования и автоматизации или на всех контрольно-измерительных приборах;

- отключения генератора вследствие внутреннего повреждения;

- возникновения помпажа компрессоров или недопустимого приближения к границе помпажа;

- недопустимого изменения давления воздуха за компрессорами;

- возникновения кругового огня на контактных кольцах электрогенератора

- загазованности в любом отсеке ГТУ;

- отключения всех вентиляторов подачи воздуха под кожух ГТУ;

- отказа программно-технического комплекса САУ ГТУ приводящего к невозможности управления всем оборудованием турбоустановки или его контроля [6].

2. Расчетная часть

2.1 Расчет тепловой схемы и выбор параметров

Исходные данные для расчета:

- температура воздуха на входе в осевой компрессор Т_в=10С=283 К;

- температура газа на входе в турбину высокого давления Т_Гвд=1040С=1313 К;

- степень регенерации r=0,71;

- тип схемы - с регенерацией;

- эффективная мощность ГТУ N_e=25 МВт;

- давление воздуха на входе в осевой компрессор Р_в=1,013 МПа.

Расчет тепловой схемы выполняем на 1 кг рабочего тела (воздуха) в компрессоре. Потерями теплоты вследствие теплообмена через стенки корпусов турбомашин пренебрегаем.

Предварительно для расчета выбираем 6 значений степени сжатия воздуха в компрессоре . Для регенеративных ГТУ рекомендуется задавать .

Принимаем значения.

Расчет сначала проводим для степени сжатия .

Комплекс работы сжатия компрессора по формуле:

, (1)

где - степень сжатия воздуха в компрессоре;

- показатель адиабаты воздуха в компрессоре; при предварительном расчете принимаем .

Удельную работу сжатия в компрессоре рассчитываем по формуле:

, (2)

где - удельная изобарическая теплоемкость при средней температуре процесса сжатия, кДж/(кгК); принимаем =1,005 кДж/(кгК);

- температура воздуха перед осевым компрессором, К;

- комплекс работы сжатия компрессора;

- коэффициент полезного действия компрессора; принимаем .

Температуру воздуха за компрессором рассчитываем по формуле:

, (3)

Суммарная степень расширения в турбинах:

, (4)

где - потери на трение по тракту ГТУ, для ГТУ с регенерацией теплоты , принимаем .

Удельная работа расширения продуктов сгорания турбины высокого давления:

, (5)

где - коэффициент, учитывающий разницу в расходах турбины и компрессора;

- механический коэффициент полезного действия; для двух и трехвальных ГТУ принимается в пределах 0,96-0,98 ,принимаем .

, (6)

где - расход охлаждающего воздуха, отнесенный к расходу воздуха, принимаем ;

- расход воздуха через лабиринтовые уплотнения, отнесенный к расходу воздуха;

- расход топлива, отнесенный к расходу воздуха.

и находятся в пределах 0,010,02, принимаем =0,01, =0,01.

Температура продуктов сгорания за турбиной высокого давления:

, (7)

где - температура продуктов сгорания на входе в ТВД, К;

- удельная изобарическая теплоемкость при средней температуре процесса расширения в турбине, кДж/(кгК); в предварительном расчете принимаем кДж/(кгК).

Степень расширения продуктов сгорания в ТВД:

, (8)

где - показатель адиабаты продуктов сгорания в турбине, 1,333;

- коэффициент полезного действия ТВД, , принимаем .

Степень расширения продуктов сгорания в силовой турбине:

(9)

Удельная работа расширения силовой турбины:

, (10)

где - температура продуктов сгорания перед силовой турбиной, К;

- коэффициент полезного действия СТ, , принимаем .

Удельная эффективная работа:

(11)

где - коэффициент, учитывающий разницу в расходах.

 (12)

Температура продуктов сгорания за СТ:

, (13)

Нагрев воздуха в регенераторе:

, (14)

Температура воздуха за регенератором (только для ГТУ с регенерацией):

, (15)

Количество теплоты воздуха, поступающего в камеру сгорания из компрессора:

, (16)

где средняя удельная изобарическая теплоемкость воздуха, определяемая по температуре воздуха за компрессором, кДж/(кгК), в предварительном расчете , принимаем .

Количество теплоты, подведенное к продуктам сгорания в камере сгорания:

(17)

где средняя удельная теплоемкость продуктов сгорания, определяемая по температуре за компрессором, кДж/(кгК), в предварительном расчете , принимаем ;

коэффициент полезного действия камеры сгорания, учитывающий химический недожог топлива; в предварительном расчете , принимаем

Эффективный КПД:

(18)

Аналогично производим расчет для всех выбранных степеней сжатия. Результаты расчета сводим в таблицу 2.

Таблица 2 - Расчет тепловой схемы и выбор параметров

Обозначение
	3	5	7	8	10	12
	0,369	0,584	0,744	0,811	0,931	1,034
, кДж/кг	116,527	184,497	235,002	256,431	294,116	326,741
, К	398,948	466,579	516,833	538,155	575,653	608,116
	2,670	4,450	6,230	7,120	8,900	10,680
, кДж/кг	130,519	206,650	263,219	287,221	329,431	365,974
, К	1199,505	1133,305	1084,114	1063,243	1026,538	994,762
	1,498	1,935	2,367	2,587	3,038	3,511
	1,782	2,299	2,632	2,752	2,929	3,042
, кДж/кг	166,887	220,271	240,925	245,920	250,170	249,796
, кДж/кг	148,997	196,658	215,097	219,557	223,352	223,018
, К	1069,943	962,298	897,072	872,324	832,319	800,833
, кДж/кг	839,290	784,816	754,387	743,468	726,661	714,254
, кДж/кг	535,341	589,815	620,244	631,163	647,970	660,377
	0,278	0,333	0,347	0,348	0,345	0,338

По данным, полученным при расчете, строим зависимости (рисунок 14,15).

Рисунок 14 - Зависимость



Рисунок 15 - Зависимость

Выводы:

1. Значение эффективного КПД _е=0,348 имеет максимум при степени сжатия . Максимальное значение Не=223,35 кДж/кг имеет при .

2. На основе полученных данных выбираем оптимальную степень сжатия .

Для ГТУ с регенератором это значение находится в области максимальных значений и , потому что это обеспечивает экономичную работу ГТУ при наименьших размерах.

2.2 Тепловой расчет ГТУ на номинальный режим работы

Исходные данные:

- температура воздуха на входе в осевой компрессор =283 К;

- эффективная мощность ГТУ =25 МВт;

- температура газа перед турбиной высокого давления =1313 К;

- давление воздуха перед осевым компрессором =1,013 МПа;

- тип схемы - с регенерацией;

- степень регенерации r=0,71;

- оптимальная степень сжатия в компрессоре

Удельная работа сжатия воздуха в компрессоре:

, кДж/кг (19)

Температура воздуха за компрессором:

, (20)

Средняя температура процесса сжатия воздуха в компрессоре:

, (21)

Уточняем теплофизические свойства воздуха при средней температуре процесса сжатия по графику «Истинная удельная теплоемкость для продуктов сгорания углеводородного топлива» и «Истинный показатель адиабаты» (Приложение А и Б). Уточненным величинам присваиваем индекс «'». При и находим значение , .

Уточненное значение удельной работы сжатия компрессора:

, (22)

Уточненное значение температуры воздуха за компрессором:

, (23)

Уточненное значение средней температуры процесса сжатия воздуха в компрессоре:

, (24)

Разница между и составляет:

Уточненная средняя температура отличается от рассчитанной ранее менее, чем на 3 %, дальнейшее уточнение теплофизических параметров воздуха не требуется.

Коэффициент избытка воздуха для продуктов сгорания:

(25)



Суммарная степень расширения продуктов сгорания в турбинах:

(26)

Удельная работа расширения продуктов сгорания ТВД:

, . (27)

Температура продуктов сгорания за турбиной высокого давления:

, К (28)

Средняя температура процесса расширения в ТВД:

, (29)

Уточняем теплофизические свойства продуктов сгорания и при средней температуре процесса расширения и коэффициенте избытка воздуха (приложения А и Б).

Уточненная температура продуктов сгорания за турбиной высокого давления:

, (30)

Уточненное значение средней температуры процесса расширения в турбине высокого давления:

, (31)

Разница между и :

Уточненная средняя температура отличается от рассчитанной ранее менее, чем на 3 %, дальнейшее уточнение теплофизических параметров воздуха не требуется.

Степень расширения продуктов сгорания в турбине высокого давления:

(32)

Степень расширения продуктов сгорания в силовой турбине:

 (33)

Определяем теплофизические свойства и при начальной температуре продуктов сгорания в силовой турбине Т_гст=1080,108 К. Изменением величины коэффициента избытка воздуха вследствие подмешивания в проточную часть охлаждающего воздуха пренебрегаем (приложения А и Б).

Определяем работу расширения силовой турбины:

, (34)

Температура продуктов сгорания за СТ:

_, К (35)

Средняя температура процесса расширения продуктов сгорания в силовой турбине:

, К (36)

Определяем теплофизические свойства продуктов сгорания при средней температуре расширения в силовой турбине и Получаем , .

Уточняем значение работы расширения силовой турбины

, (37)

Уточняем значение температуры продуктов сгорания за силовой турбиной:

, (38)

Уточненное значение средней температуры процесса расширения продуктов сгорания в СТ:

, (39)

Разница между и :

Уточненная средняя температура отличается от рассчитанной ранее менее, чем на 3 %, дальнейшее уточнение теплофизических параметров воздуха не требуется.

Удельная полезная работа газотурбинной установки:

, (40)



Определяем нагрев воздуха в регенераторе:

К (41)

Температура воздуха на выходе из регенератора или на входе в камеру сгорания:

К (42)

Уточняем теплофизические свойства воздуха за компрессором при температуре и по диаграмме средней удельной теплоемкости для продуктов сгорания углеводородного топлива (приложение В).

Уточненное количество теплоты воздуха, поступающего в камеру сгорания:

, (43)

Уточняем теплофизические свойства продуктов сгорания в процессе подвода теплоты в камеру сгорания при и (приложение В).

Уточненное количество теплоты, подведенное в камеру сгорания:

, (44)

Уточненный эффективный КПД газотурбинной установки:

(45)

Расход воздуха в цикле, обеспечивающий номинальную мощность:

, (46)

Расход рабочего тела для турбины высокого давления:

, (47)

Расход рабочего тела для cиловой турбины:

, (48)

2.3 Тепловой расчет ГТУ на переменный режим работы

Исходные данные: параметры, полученные в результате расчета ГТУ на номинальный режим работы.

Расчет производим для шести значений степени расширения в турбине: номинального, на 20% и 40% больше номинального, на 20% и 40% меньше номинального. Параметрам номинального режима присваиваем индекс «0».

Расчет производим, используя уравнения Стодолы-Флюгеля:

, (49)

Найдем постоянную величину А с точностью до пяти знаков:

, (50)

Определяем комплекс:

(51)

Степень расширения продуктов сгорания в турбине высокого давления:

, (52)

Степень расширения продуктов сгорания в силовой турбине:

, (53)

Степень повышения давления в компрессоре:

, (54)

Относительная степень повышения давления:

, (55)

Удельная работа, затрачиваемая на сжатие воздуха в компрессоре:

, кДж/кг (56)

Температура воздуха за компрессором:

, (57)



Удельная работа расширения турбины высокого давления:

, кДж/кг (58)

Температура продуктов сгорания перед турбиной высокого давления:

, К (59)

Относительная температура продуктов сгорания перед турбиной высокого давления:

(60)

Относительный расход воздуха через компрессор:

, (61)



Температура продуктов сгорания перед силовой турбиной:

, К (62)

Удельная работа расширения продуктов сгорания в силовой турбине:

, кДж/кг (63)

Удельная эффективная работа газотурбинной установки:

, кДж/кг (64)

Относительная удельная эффективная работа ГТУ:

(65)

Относительная эффективная мощность ГТУ:

 (66)

Температура продуктов сгорания за турбиной:

, К (67)

Нагрев воздуха в регенераторе:

, К (68)

Температура воздуха за регенератором:

, К (69)

Количество теплоты, подведенное к воздуху в регенераторе:

, (70)

Количество теплоты, подведенное в камере сгорания к продуктам сгорания:

, (71)



Уточненный эффективный КПД газотурбинной установки:

(72)

Аналогично производим расчет для остальных режимов. Расчет сводим в таблицу 3.

Таблица 3 - Расчет ГТД на режим переменной мощности при постоянной температуре воздуха перед компрессором (, )

Обозначение	Режим
	1	2	3	4	5
	4,272	5,696	7,120	8,544	9,968
	0,589	0,795	1,000	1,204	1,407
	2,332	2,476	2,552	2,596	2,624
	1,832	2,301	2,790	3,291	3,799
	4,800	6,400	8,000	9,600	11,200
	0,600	0,800	1,000	1,200	1,400
, кДж/кг	178,644	220,919	256,165	286,663	313,706
, К	458,831	500,440	535,131	565,148	591,765
, кДж/кг	200,094	247,445	286,923	321,083	351,373
,К	985,024	1145,731	1313,000	1420,415	1539,079
	0,750	0,873	1,000	1,082	1,172
	0,680	0,852	1,000	1,157	1,299
, К	822,610	944,883	1080,108	1159,796	1253,874
, кДж/кг	120,028	184,772	254,323	311,020	370,580
, кДж/кг	107,161	164,964	227,060	277,679	330,853
	0,472	0,727	1,000	1,223	1,457
	0,321	0,619	1,000	1,415	1,893
, К	721,576	789,351	866,031	897,994	941,938
, К	186,549	205,127	234,939	236,321	248,623
, К	645,380	705,567	770,070	801,469	840,388
, кДж/кг	612,724	669,865	731,105	760,915	797,864
, кДж/кг	449,092	565,186	684,256	770,235	861,200
	0,239	0,292	0,332	0,361	0,384

После выполнения расчета по данным таблицы 3 строим зависимость определяющих параметров ГТУ от относительной эффективной мощности (рисунки 16,17) и зависимость степени расширения турбины высокого давления и силовой турбины от общей степени расширения турбин (рисунок 18).

Рисунок 16 - Зависимость определяющих параметров ГТУ от относительной эффективной мощности

Рисунок 17 - Зависимость определяющих параметров ГТУ от относительной эффективной мощности



Рисунок 18 - Зависимость степени расширения турбины высокого давления и силовой турбины от общей степени расширения турбин

Выводы:

При увеличении мощности ГТУ растет расход воздуха через компрессор, увеличивается степень повышения давления в компрессоре.

При повышении температуры продуктов сгорания перед ТВД, эффективный КПД установки растет.

При увеличении общей степени расширения турбин растут степени расширения турбины высокого давления и силовой турбины.

3. Меры безопасности при эксплуатации ГТУ

При эксплуатации и ремонте оборудования, зданий и сооружений ГТУ должны выполняться требования стандартов безопасности труда, руководств поставщиков по эксплуатации и техническому обслуживанию ГТУ, Правила техники безопасности при эксплуатации теплотехнического оборудования.

Руководителем должны быть разработаны и утверждены инструкции по охране труда.

Все работники должны знать и точно выполнять требования безопасности труда.

К работе на профессию машиниста ГТУ допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие предварительный медицинский осмотр и не имеющие противопоказаний к выполнению вышеуказанной работы. Рабочий при приеме на работу должен пройти вводный инструктаж. До допуска к самостоятельной работе рабочий должен пройти:

- первичный инструктаж на рабочем месте;

- проверку знаний настоящей инструкции по охране труда;

- инструкции по оказанию первой помощи пострадавшим в связи с несчастными случаями при обслуживании энергетического оборудования;

- по применению средств защиты, необходимых для безопасного выполнения работ;

- ПТБ для рабочих, имеющих право подготавливать рабочее место, осуществлять допуск, быть производителем работ, наблюдающим и членом бригады в объеме, соответствующем обязанностям ответственных лиц ПТБ;

- обучение по программам подготовки по профессии.

При несчастном случае рабочий обязан оказать первую помощь пострадавшему до прибытия медицинского персонала. При несчастном случае с самим рабочим, в зависимости от тяжести травмы, он должен обратиться за медицинской помощью в здравпункт или сам себе оказать первую помощь (самопомощь).

Каждый работник должен знать местоположение аптечки и уметь ею пользоваться.

При обнаружении неисправных приспособлений, инструмента и средств защиты рабочий должен сообщить своему непосредственному руководителю.

Запрещается работать с неисправными приспособлениями, инструментом и средствами защиты.

Во избежание попадания под действие электрического тока не следует наступать или прикасаться к оборванным, свешивающимся проводам.

Невыполнение требований инструкции по охране труда для рабочего рассматривается как нарушение производственной дисциплины.

За нарушение требований инструкций рабочий несет ответственность в соответствии с действующим законодательством.

В зоне обслуживания оборудования машиниста газотурбинных установок могут иметь место следующие опасные и вредные производственные факторы: движущиеся машины и механизмы; повышенная загазованность воздуха рабочей зоны; повышенная температура поверхностей оборудования; повышенная температура воздуха рабочей зоны; повышенный уровень шума на рабочем месте; недостаточная освещенность рабочей зоны; токсические вещества.

Для защиты от воздействия опасных и вредных факторов необходимо применять соответствующие средства защиты. При повышенном уровне шума необходимо применять противошумные защитные средства (наушники, вкладыши "Беруши" и др.). При обслуживании вращающихся механизмов не должно быть развевающихся частей одежды, которые могут быть захвачены движущимися частями механизмов.

При необходимости нахождения вблизи горячих частей оборудования следует принять меры по защите от ожогов и действия высоких температур (ограждение оборудования, вентиляция, теплая спецодежда). При выполнении работ на участках с температурой воздуха выше 33°С должны быть установлены воздушно-душирующие установки.

При нахождении в помещениях с действующим технологическим оборудованием (за исключением щитов управления) необходимо носить защитную каску для защиты головы от ударов случайными предметами. В случае производства работ с недостаточной освещенностью следует применять местное освещение (фонари). При работе в особо опасных условиях должны применяться переносные светильники напряжением не более 12 В.

При работе на высоте более 1,3 м над уровнем земли, пола, площадки необходимо применять предохранительный пояс (при необходимости со страхующим канатом).

Машинист газотурбинной установки должен работать в спецодежде и применять средства защиты, выдаваемые в соответствии с действующими отраслевыми нормами.

В зависимости от характера работ и условий их производства машинисту временно выдается дополнительная спецодежда и защитные средства для этих условий.

Руководящий инженерно-технический и рабочий персонал несут полную ответственность в пределах своих полномочий за безопасность труда.

Каждый случай травматизма и случаи нарушения требований безопасности труда должны быть расследованы, выявлены причины и виновники, приняты меры предупреждения повторения подобных случаев. Сообщение, расследование и учет случаев травм осуществляется в соответствии с действующим директивным документом.

Ответственность за производственный травматизм несут лица, не обеспечивающие безопасность труда, не принявшие должных мер для предупреждения травм, в пределах своих полномочий, а также лица, непосредственно нарушившие требования безопасности или инструкции по охране труда.

При проведении строительно-монтажных, наладочных и ремонтных работ на действующей станции сторонними организациями, последними совместно с эксплуатационниками должен составляться «акт приема-передачи рабочего места», в соответствии с которым эксплуатирующая организация отвечает за невозможность подачи на выданное рабочее место напряжения, давления или высокой температуры, а сторонняя организация отвечает за соответствие квалификации своего персонала и соблюдение им требований безопасности труда.

У дежурного персонала должны быть аптечки первой помощи с постоянным запасом медикаментов и перевязочных средств.

Эксплуатация оборудования, зданий и сооружений электростанции должны соответствовать требованиям действующих нормативных документов.

Работники, вновь поступившие на работу, должны пройти инструктаж по противопожарной безопасности.

В период эксплуатации ГТУ ее работники должны периодически согласно графику проходить занятия по освоению пожарно-технического минимума по правилам пожарной безопасности, повышать свою квалификацию, участвовать в противопожарных тренировках. Периодичность, тематика и объемы противопожарных тренировок должны определяться с учетом того, что персонал должен приобрести практические навыки тушения пожаров, взаимодействие с пожарными подразделениями, не прекращая управления оборудованием.

Эксплуатационный персонал газотурбинной установки должен быть ознакомлен с типовыми инструкциями по эксплуатации автоматических установок пожарной сигнализации и автоматического пожаротушения (при их наличии).

На электростанции должен быть установлен противопожарный режим и выполнены противопожарные мероприятия, разработан и согласован с пожарной охраной оперативный план тушения пожара, оформляться разрешения на производство огневых работ (наряд, допуск) в машзале, кабельном хозяйстве, маслотопливоподготовке и складах ГСМ.

В аварийных ситуациях временные огневые работы должны выполняться под непосредственным руководством инженерно-технического лица, в остальных случаях назначается специальный наблюдающий.

Тушение пожара на электростанции до прибытия первого пожарного подразделения должно выполняться силами обслуживающего персонала во главе с ответственным дежурным. По прибытии пожарного подразделения руководитель тушения пожара должен проинформировать о принятых мерах по тушению пожара старшего командира пожарного подразделения и передать ему руководство тушением пожара с выдачей письменного допуска.

За противопожарную безопасность на газотурбинной электростанции ответственность несут:

- руководитель электростанции - за общее противопожарное состояния объектов, выполнение противопожарных мероприятий и требований противопожарного режима;

- инженерно-технические работники - за противопожарное состояние закрепленных за ними объектов.

При наличии на электростанции установок автоматической пожарной сигнализации и автоматического пожаротушения для их обслуживания должны быть закреплены специально подготовленные работники, прошедшие занятия по изучению работы схем автоматической пожарной сигнализации и автоматического пожаротушения. Эксплуатация указанных установок должны проводиться в соответствии с местными инструкциями.