Организационная структура ТЭЦ
Смотри Приложение 1,2.
Тепловая схема паротурбинной установки.
Смотри Приложение 3.
Топливная схема.
Основным топливом на Первомайской ТЭЦ 14 является природный газ, резервное топливо – топочный мазут.
Учет природного газа производится расходомером, установленным на территории станции. Калорийность газа определяется автоматически современным калориметром.
Мазут поступает на сливную эстакаду, разогревается паром и самотеком идет по лоткам в приемные емкости. Из приемных емкостей мазут перекачивается в емкости для хранения мазута, далее насосами подается в котельное отделение.
Пример: Смотри Приложение 4.
Принципиальная схема простейшей ТЭЦ с одним турбоагрегатом.
ТЭЦ работает на угле и состоит из котла со вспомогательным оборудованием, турбоагрегата с конденсационной установкой и повышающего трансформатора.
Уголь механизмами топливоподачи направляется с топливного двора в бункер 19. Из бункера под действием собственного веса топливо опускается в мельницу 13. Подача угольной пыли в топку осуществляется бутьевым вентилятором 9, который нагнетает наружный воздух в воздухопровод и подаёт его частично в мельницу, частично - непосредственно в топку котла. На схеме изображён прямоточный котёл, в экранах которого питательная вода нагревается и испаряется, превращаясь в сухой насыщенный пар. Сухой насыщенный пар проходит через пароперегреватель 6 котла, в котором происходит его дополнительный подогрев, и поступает в паропровод 4, соединяющий котёл и паровую турбину. В паровой турбине 3 происходит расширение пара и превращение его потенциальной энергии в энергию вращения ротора турбоагрегата. При вращении ротора электрического генератора 2 в его обмотках образуется электрический ток.Напряжение тока повышают по средствам трансформатора 1.
Отработавший в турбине пар поступает в конденсатор 17, где он превращается в воду. Непрерывную циркуляцию охлаждающей воды в трубках конденсатора создаёт циркуляционный насос 18.
Образовавшийся конденсат направляется конденсаторным насосом 16 в регенеративный подогреватель 15, в котором производится частичный подогрев конденсата паром, отбираемым из турбины.
Из подогревателя конденсат поступает в деаэратор 5. Питательный насос 14, забирающий воду из деаэратора, повышает её давление и направляет в водяной экономайзер 7 котла.
Таким образом, рабочим телом на ТЭЦ является вода.
Система смазки.
Смотри Приложение 5.
Масляная система предназначена для снабжения маслом системы регулирования и подшипников турбоагрегата.
В системе регулирования и системе смазки применяется масло ТП-22с по ТУ 38101821-83, определяемое.
Общая емкость масляной системы, включая маслопроводы, составляет около 16 м3.
Масляный бак, общий для системы смазки и системы регулирования, имеет емкость 14 м3 (до верхнего предельного уровня). Бак снабжен указателем уровня масла в чистом отсеке.
Указатель уровня имеет контакты для подачи световых сигналов при минимальном и максимальном уровнях масла в баке. В масляном баке установлено два ряда сетчатых фильтров.
Во время работы турбины снабжение маслом системы смазки и системы регулирования обеспечивается центробежным масляным насосом (ГМН), установленным в корпусе переднего подшипника. Вращение насоса производится от вала турбины (РВД) с которым насос соединен зубчатой муфтой. Муфта допускает осевые перемещения РВД при относительном удлинении или укорочении ротора.
Производительность ГМН при частоте вращения РТ 50 с-1 (3000 об/мин) составляет примерно 4000 литров в минуту при давлении 20 ати.
Подача масла в систему смазки подшипников осуществляется с помощью двух инжекторов, питаемых силовым маслом с давлением 20 ати и включаемых последовательно по инжектируемому маслу. Первый инжектор обеспечивает на всасывании ГМН подпор с давлением 1 ати. Второй инжектор подает масло в систему смазки и обеспечивает давление до маслоохладителей около 3 ати.
Давление масла после маслоохладителей на уровне оси подшипников 1,0 ати поддерживается редукционным клапаном.
Примечание: На турбинах, где установлены одноступенчатые инжекторы, а также на турбинах, где применяется только ЦВД, сохраняется авление масла на подшипники, замеренное на уровне оси турбины равным 0,8 ати и существующие уставки настройки РПДС.
Для обеспечения маслом турбоагрегата в период пуска и остановки масляная система имеет пусковой электронасос с двигателем переменного тока 16,6 с-1 (1000 об/мин) – МПН. Этот же масляный насос обеспечивается электродвигателем переменного тока на 25 с-1 (1500 об/мин). На этих оборотах ПМН создает в системе регулирования давление 40 ати, что необходимо для гидравлического испытания системы регулирования после монтажа или ревизии.
Система смазки имеет резервный маслонасос смазки с электродвигателем переменного тока и аварийный маслонасос с ЭД постоянного тока.
Для отсоса маслопаров из бака установлен специальный вентилятор (эксгаустера).
Турбоустановка имеет два маслоохладителя поверхностного типа.
Допускается возможность отключения одного из маслоохладителей, как по воде, так и по маслу при полной нагрузке турбины и температуре охлаждающей воды не выше 30°С.
Давление масла в маслоохладителях всегда должно быть выше давления охлаждающей воды. Давление охлаждающей воды не должно превышать 1 ати.
Система смазки турбины снабжена шестью РПДС, устанавливаемыми вблизи напорного коллектора смазки на уровне оси турбины.
Контакты двух РПДС настроены на срабатывание при падении давления в системе смазки до 1 предела и используются один в схеме защиты, а второй для включения ЭД резервного маслонасоса.
Контакты четырех РПДС настроены на срабатывание при падении давления в системе смазки до 11 предела. Два РПДС используются в схеме защиты, один для включения ЭД аварийного маслонасоса и один для отключения ВПУ.
РПДС, участвующие в схеме защиты, объединены в одну группу, остальные во вторую. Каждая группа имеет самостоятельный подвод напорного масла и вентиль для снижения давления масла в РПДС при испытании.
Маслопроводы турбины снабжаются арматурой, необходимой для нормального ее обслуживания, на трубопроводах слива масла из каждого подшипника имеется смотровое окно.
ПМН имеет байпас между сливной и напорной линией с вентилем и шайбой. При открытии вентиля давление масла на оси турбины составит 17-17,5 ати. Снижение давления предусмотрено в целях недопущения длительной работы МГН в безрасходном режиме при совместной работе ГМН и ПМН. При снятии характеристик системы регулирования для получения полного давления вентиль на байпасе закрывается.
Система водоснабжения.
Питательная вода подается циркуляционными насосами из приемных колодцев, куда она поступает из Турухтанного ковша Финского залива. Перед поступлением в насосы вода проходит очистку на грубых решетках, установленных на оголовке и на вращающихся сетках, установленных в отдельном здании в районе ТГ-6. Система водоснабжения показана на схеме.
На Турухтанном ковше Финского залива находятся насосные, которые обеспечивают станцию водой.
Цирквода идет на обеспечение конденсации пара в конденсаторах турбин и водоснабжение ТЭЦ.
Вода от береговых насосных циркуляционными насосами (ЦН-1А, 1Б, 1В, 1Г, 2А, 2Б, 2В, 2Г, 2Д) по двум циркводоводам поступает на станцию.
К циркводоводам подключена разводка пожаротушения станции через насосы охлаждения подшипников (ОП) и насосы внутреннего кольца; пожарные насосы повысители и насосы технической воды.
Система водоподготовки.
В целях увеличения тепловой мощности ТЭЦ и для использования тепла конденсаторов ТГ – 1, 2 работающих по тепловому графику (с закрытыми диафрагмами, включенными бойлерами) на подогрев воды, идущей на всас НСВ ГВС № 1, 2, 3, 4 II очереди, используется следующая схема. Циркуляционная вода поступает в конденсаторы ТГ – 1, 2 подключенных последовательно, где происходит ее нагрев на 10-15оС. Далее из сливных водоводов левой и правой половин конденсатора ТГ – 2 вода через задвижки ø 500 мм (№ 708/III, 711/III) направляется в трубопровод ø 700 мм (смонтированный вдоль машзала – на I очереди по ряду «Д», на II очередь по ряду «А») и через задвижку ø 600 мм (№ 1342) попадает на всас НСВ ГВС – 1, 2, 3, 4 и далее через встроенные пучки конденсаторов ТГ – 3, 4, где происходит ее дальнейший нагрев (максимально до 44оС) на механические фильтры ХЦ. После осветления вода насосами (НОВ ГВС – 1, 2, 3, 4), либо помимо них, подается через водоводяные теплообменники (холодная сторона), где она подогревается до температуры 50-60оС, к подогревателям горячего водоснабжения (ПГВС) ТГ – 3, 4. В ПГВС паром 7,6,5 отборов турбин осветленная вода нагревается до 90-95оС. После ПГВС вода поступает в деаэраторы теплосети (ДГВС- 1, 2 ата № 7, 8, 11, 12), где она нагревается до температуры насыщения (104оС), из нее удаляются коррозионно-опасные газы (О2, СО2) и происходит обеззараживание воды. Из деаэраторов теплосети вода сливается (за счет разности высот установки деаэраторов и баков-аккумуляторов), либо насосами перекачки НПБА через водоводяные теплообменники (горячая сторона) в баки-аккумуляторы ГВС. В водоводяных теплообменниках вода охлаждается (осветленной водой, идущей из ХЦ) до температуры 70оС.
В летних условиях, когда оборудование I очереди находится в резерве, всас НСВ ГВС взят непосредственно с напорного циркводовода.
Схема обессоленной воды
Для восполнения потерь в цикле ТЭЦ используется обессоленная вода, подготовленная на химводоочистке с коагуляцией в реконструированных осветлителях типа ЦНИИ-3 и двухступенчатым обессоливанием. Обессоленная вода поступает в баки запаса конденсата (БЗК – 4 бака по 500 м3).
Обессоленная вода из БЗК насосами НБЗК-1,2,3,4 подаётся в деаэратор обессоленной воды, расположенный на I очереди. На всас НБЗК насосами НБНТ-1,2 II очереди дополнительно подаётся вода из БНТ II очереди. Часть обессоленной воды подогревается в охладителе выпара деаэраторов теплосети № 7, 8, 11, 12 1,2 кгс/см2. В трубопровод обессоленной воды заведён поток от дренажных баков № 3, 4 (дренажными насосами КО № 3, 4). В зависимости от температуры в охладителе выпара данный поток полаётся либо до охладителя, либо после него.
Примечание: 1. При температуре ниже 850 С происходит капельный унос
осветлённой воды из ДГВС, что приводит к появлению
жёсткости в конденсате охладителя выпара. Если
температура становится близкой к температуре насыщения
в ДГВС нарушается нормальная работа деаэраторов, что
приводит к появлению кислорода в осветлённой воде.
2. Схемой предусмотрена возможность подачи воды из
БНТ в дренажные баки КО 2 очереди, из которых вода
идёт непосредственно в деаэраторы 6 ата 2 очереди
( Д-9, 10).
Далее вода через подогреватели обессоленной воды ПОВ-4,5 и охладители выпара деаэраторов обессоленной воды подаётся в деаэраторы обессоленной воды. ПОВ-4,5 предназначены для подогрева обессоленной воды паром IV отбора ТГ-1,2 до температуры 85-950 С. Подогреватели подключены параллельно или последовательно по обессоленной воде и пару. Конденсат подогревателей обессоленной воды № 4 и 5 откачивается КН типа КС – 50-55 в деаэраторы 1,2 ата № 1,2 через регулятор уровня. В деаэраторах № 1 и № 2 (1,2 ата) вода подогревается до 1040 С за счёт тепла пара от отборов турбины и освобождается от агрессивных газов (СО2 и О2). Перекачивающими насосами № 1,2,3 вода идёт на ПОВ-6 . ПОВ-6 предназначен для подогрева воды, подаваемой из деаэраторов 1,2 ата на головки деаэраторов 6 ата 1 и 2 оч. ( через свои регуляторы уровня). В качестве греющего пара используется пар II отбора ТГ-1,2 или от РОУ 100/13, а также от 1 ступени РОУ – 140/16-3,5 2 очереди.
При выводе в ремонт БЗК ил НБЗК обессоленная вода подаётся непосредственно от ХЦ на коллектор обессоленной воды 1 очереди и далее в конденсаторы ТГ-1,2,3,4. При выводе из работы оборудования 1 очереди (в летний период) обессоленная вода идёт в конденсаторы ТГ-3,4.
Потери обессоленной воды.
Обессоленная вода в цикле работы станции используется на восполнение потерь:
1. Потери на технологию производства:
Пар из отборов турбины на нагрев осветлённой воды в деаэраторах теплосети (основной расход);
Сброс воды после II ступени непрерывной продувки котлов;
Сброс воды после периодической продувки котлов;
Отмывка и прогрев оборудования при пусках;
2. Потери на обеспечение работы станции:
Пар на прогрев цистерн при сливе мазута;
Пар на разогрев мазута при работе котлов только на газе;
Охлаждение мазутных форсунок, при работе котлов только на газе;
Пар на разогрев и распыл мазута при его сжигании;
Конденсат на обеспечение работы электролизной установки;
3. Потери на ремонтные работы:
Отмывка оборудования;
Опрессовка оборудования;
ТЭЦ обеспечивает приёмо-сдаточные испытания на ЛМЗ (возврата конденсата с завода нет);
При отключении ГВС ЛМЗ использует пар на подогрев воды.
5. Потери при нарушениях режима работы оборудования, которые в
основном связаны с повреждением трубных систем теплообменных
аппаратов сырой воды (конденсаторы, встроенные пучки конденсато-
ров, ОБ, СПГ, ПСВ).
Сброс обессоленной воды и конденсата при отклонении качества от нормы (слив БНТ, дренажных баков, частичный сброс основного конденсата, увеличение непрерывной продувки, периодическая продувка котлов вне графика, сброс конденсата охладителя выпара деаэраторов теплосети и т.п.);
Протечки воды, конденсата и пара через неплотности запорной арматуры, предохранительных клапанов и т.п.
6. Потери от точек отбора котлов.
Добавок хим.обессоленной воды составляет 3-10% к расходу питательной воды.
Система пожаротушения.
Машинист паровой турбины обязан знать признаки аварий, методы обнаружения неисправностей и ликвидации аварий.
Машинист, ни при каких обстоятельствах не должен оставлять турбину без присмотра.
Связь с дежурным персоналом осуществлять, не уходя со своего рабочего места, пользуясь телефоном или переговорной трубой, или через других лиц свободных от вахты (слесарь, стажер и др.).
Как правило, определение мест повреждения и ликвидация аварий лежит на старшем машинисте и начальнике смены. Машинист обязан своевременно информировать их о появившейся ненормальности и ликвидировать ее под их руководством. Однако, если старший машинист или начальник смены по какой-либо причине не явятся к турбине, то машинист должен ликвидировать аварию самостоятельно.
Аварии, при которых турбина должна быть остановлена.
Машинист обязан дать сигнал на пульт “Машина в опасности” и немедленно прекратить доступ пара в турбину выбиванием автомата безопасности от руки в следующих случаях:
а) при осевом сдвиге ротора более 1,7 мм по указателю;
б) при изменении относительного положения роторов турбины выше допустимых величин по указателю РВД: удлинение + 3,0 мм, сокращение - (1,8-2,0); РНД удлинение + 2,8 мм;
в) при снижении давления масла на смазку подшипников до 0,2 ата;
г) при снижении уровня в маслобаке ниже нуля по указателю на 500 мм;
д) при повышении температуры масла на сливе из любого подшипника выше 75°С или повышении температуры вкладыша выше 80°С;
е) при воспламенении масла и невозможности немедленно ликвидировать пожар имеющимися средствами;
ж) при снижении перепада давления “масло - водород” в системе уплотнений вала генератора ниже 0,5 ата;
з) при отключении генератора из-за внутреннего повреждения;
и) при снижении вакуума в конденсаторе ниже 540 мм;
к) при разрыве защитной диафрагмы на выхлопе ЦНД турбины;
л) при внезапном появлении сильной вибрации турбоагрегата;
м) при появлении металлических звуков и необычных шумов внутри турбины или генератора;
н) при появлении искр или дыма из подшипников и концевых уплотнений турбины или генератора;
о) при снижении температуры пара ниже 470°С;
п) при появлении гидравлических ударов в паропроводах свежего пара или в турбине;
р) при разрыве или обнаружении трещин в маслопроводах, паропроводах свежего пара, отборов, в трубопроводах основного конденсата и питательной воды, в коллекторах, тройниках сварных и фланцевых соединениях, а также в клапанах и парораспределительных коробах;
с) при прекращении потока охлажденной воды через статор генератора;
т) по истечении 3-х минут работы в моторном режиме;
у) при повышении числа оборотов (частоты вращения) ротора сверх уставки срабатывания автомата безопасности;
ПРИМЕЧАНИЕ: при отсутствии на подшипнике турбогенератора стационарной виброаппаратуры вышеуказанные критерии применять при использовании переносной аппаратуры, вызывая для проведения замера персонал смены цеха ТАИ. В этом случае периодичность контроля за вибрацией должна быть не реже двух раз в смену с регулярными интервалами. Регистрацию замеров производить в ведомости машиниста турбин и в оперативном журнале начальника смены турбинного отделения КТЦ.
ф) недопустимого снижения уровня масла в демпферном баке системы маслоснабжения уплотнений вала турбогенератора;
х) исчезновения напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления или на всех КИП.
По пунктам а), в), д), е), л), м), н), п) - турбина останавливается со срывом вакуума. Во всех случаях не прекращать подачу пара на уплотнения до полной остановки ротора.
По сигналу “Машина в опасности” персонал пульта должен немедленно отключить генератор, если нагрузка с турбины снята полностью.
Если турбина находится под нагрузкой, то сигнал “Машина в опасности” является предупредительным, по которому ДИС обязан прибыть немедленно к машине для выяснения ее состояния на месте.
При воспламенении масла, вызванном нарушением плотности маслосистемы и невозможности немедленно ликвидировать пожар имеющимися у машинистов средствами - турбина должна быть аварийно остановлена автоматом безопасности со срывом вакуума при отключенных резервном и аварийном маслонасосах смазки, снабжение уплотняющих подшипников системы водородного охлаждения генератора маслом производится вплоть до полного вытеснения водорода из системы.
Аварийный слив масла из масляного бака производится в исключительных случаях для локализации пожара после вытеснения водорода из системы водородного охлаждения генератора.
Турбина должна быть разгружена и остановлена в период, определяемый главным инженером электростанции (с уведомлением диспетчера энергосистемы) в случаях заедания стопорного клапана.
- Заедания регулирующих клапанов или обрыва их штоков, заедания поворотных диафрагм или обратных клапанов отборов.
- Неисправностей в системе регулирования.
- Нарушения нормальной работы вспомогательного оборудования, схемы и коммуникаций установки, если устранение причин нарушения невозможно без остановки турбины.
- Выявления неисправности технологических защит, действующих на останов оборудования.
- Обнаружения свищей в маслопроводах, паропроводах свежего пара, пара отборов, в трубопроводах основного конденсата и питательной воды, в коллекторах, тройных, сварных и фланцевых соединений, а также в клапанах и парораспределительных коробах.
- Заедания стопорных клапанов свежего пара или пара после промперегрева.
- Увеличения вибрации опор выше 7,1 мм.С-1 .
- Обнаружения течей масла из подшипников, трубопроводов, арматуры, создающих опасность возникновения пожара.
- Отклонения качества свежего пара по химическому составу от норм.
- Обнаружения недопустимой концентрации водорода в картерах подшипников, токопроводах, маслобаке, а также превышающей норму утечки водорода из корпуса турбогенератора.
При выводе турбины в резерв на срок 7 суток и более должны быть приняты меры к консервации оборудования турбоустановки.
Пуск турбины, остановленной из-за повышения (изменения) вибрации, осуществлять только после детального анализа причины останова и при наличии письменного разрешения главного инженера станции, сделанного в оперативного журнале собственноручно. (Основание: Приказ № 307 приложение 1 пункт 8).
Противопожарные мероприятия
При обнаружении очага пожара машинист питательных насосов должен немедленно сообщить старшему машинисту или начальнику смены и приступить к тушению пожара.
В случае загорания эл. двигателя, тушение пожара производится водой или углекислотой огнетушителем с предварительным отключением эл. двигателя от сети.
При тушении горящего кабеля лучше всего пользоваться песком и углекислотным огнетушителем.
Во всех случаях загорания сообщать в пожарную охрану по телефону- 755 -.
Знание настоящей инструкции и сдача проверочных испытаний по ней обязательно для следующего персонала:
1. Дежурного инженера станции.
2. Начальника смены турбинного цеха.
3. Старшего машиниста турбинного цеха.
4. Машиниста щита управления турбинами № 3. 4. 5.
5. Машиниста-обходчика турбины.
6. Машиниста-обходчика вспомогательного турбинного оборудования.
Все огнеопасные работы (электро- и газосварка, применение паяльных ламп и др.) должны производиться только после того, когда вокруг места работ в радиусе до 10 м будут удалены все горючие материалы и приняты меры пожарной безопасности, указанные в письменном разрешении.
Не применять открытого огня (керосиновых фонарей, электро и газосварных факелов, курения) в зоне 10 м от водородного поста могут быть допущены лишь с письменного разрешения главного инженера и уведомления местной пожарной охраны.
При загорании приборов, механизмов и проводов, находящихся под давлением, средства пожаротушения вводятся только по разрешению ДИСа или начальника смены электроцеха: после снятия напряжения.
Независимо от размера пожара в первую очередь сообщить по телефону 755 пожарной охране, после чего немедленно приступить к его ликвидации.
При тушении горящего масла пользоваться песком, пенным огнетушителем или водой через ствол-распылитель, держа его перпендикулярно поверхности горящего масла.
Для тушения эл. двигателей применять углекислотные огнетушители или воду, стараясь закрыть отверстия воздушного (после отключения эл. двигателя).
Для тушения горящей проводки применять песок или углекислотный огнетушитель.
Строго соблюдать режим прогрева и включения трубопровода и сосуда, работающих под давлением, не допуская появления гидравлических ударов.
Не допускать подтеков масла и попадания его на горячие поверхности трубопроводов и пропитывания маслом изоляции.
Еженедельно каждый чктверг в смену с 8.00 до 20.00 производить осмотр маслокоробов и емкостей сбора протечек масла с записью результатов осмотра в оперативной документации.
Не допускать нахождения на горячих поверхностях досок и промасляного обтирочного материала. Не допускать длительного хранения промасляных тряпок в сборном ящике. Не допускать скопления промасляных тряпок и др. горючего материала в углах и каналах.
При приемке смены, проверять наличие огнетушителей, пожарных шлангов и стволов, наличие песка в ящике. Пожарные рукава должны быть подсоединены к кранам, а стволы к рукавам.
Использовать пожарные шланги и другой пожарный инвентарь для хозяйственных целей запрещается.
Тушение пожара на оборудовании, находящемся под напряжением производить только после того, как будет снято напряжение, чем будет дано подтверждение работников электроцеха.
При загорании генератора необходимо отключить турбину со срывом вакуума, оповестить начальников смен турбинного и электрических цехов и после отключения генератора поддерживать на турбине обороты порядка 300-400 об/мин до полной ликвидации пожара. Тушение генератора производится под руководством начальника смены электроцеха, путем заполнения генератора углекислотой.
При всяком пожаре на генераторе, необходимо принять меры по предотвращению горения масляной системы генератора.
В случае невозможности погасить пожар масла имеющимися средствами, отключить турбину, согласно раздела “Обслуживание турбины при авариях”, вызвать пожарную команду, одновременно ведя борьбу с пожаром самостоятельно.
Тушение масла производить песком, огнетушителями или водой через специальный распылитель.
Распылитель в данном случае держать перпендикулярно поверхности горения масла, создавая водяную завесу, предотвращаемую поступление воздуха к очагу пожара.
Небольшие очаги пожара (горения масла) можно также тушить с помощью накрытия мокрым брезентом, фуфайкой и др
Машинист питательных насосов обязан:
1. Следить за комплектностью и исправностью пожарного инвентаря, расположенного на рабочем месте, а также знать размещение пожарного инвентаря на ближайших смежных рабочих местах и уметь им пользоваться.
2. В случае обнаружения очага загорания на своем рабочем месте, так и на других рабочих местах, немедленно сообщить нач. смены и вызвать пожарную команду по телефону: -- 755 --.
3. До прибытия пожарной команды или помощи от нач. смены, производить ликвидацию загорания самостоятельно, используя имеющиеся средства тушения.
4. При тушении загорания помнить следующее:
а) тушение эл. двигателей и другого электротехнического оборудования производить лишь после отключения его от сети, что должно быть подтверждено работниками смены электроцеха;
б) тушение эл. двигателей производить водой или углекислотным огнетушителем через лючки корпуса;
в) тушение горящих кабелей производить углекислотным огнетушителем или песком;
г) при тушении масла рекомендуется пользоваться песком, пенным огнетушителем или водой через специальный распылитель, не допуская растекания горящего масла и перемешивания струей.