Об утверждении правил технической эксплуатации электрических станции и сетей Республики Узбекистан. раздел II (383-сон)

10.11.2004

ПРИКАЗ

Начальника Государственной инспекции по надзору в электроэнергетике «Узгосэнергонадзор»

[По согласованию с Министерством юстиции Республики Узбекистан отнесены к техническим документам 6 декабря 2004 г., № 20-15-319/24]

Начальник инспекции Б. ГУЛЯМОВ

г. Ташкент,

10 ноября 2004 г.,

№ 383

УТВЕРЖДЕНЫ приказом инспекции «Узгосэнергонадзор» от 10 ноября 2004 г. № 383

Правила

Настоящие Правила переработаны во исполнение постановлений Кабинета Министров Республики Узбекистан от 29 апреля 1992 года № 210 «Об организации работы по пересмотру подзаконных актов бывшего союза ССР» и от 1 марта 2004 года № 96 «О преобразовании Государственного агентства по надзору в электроэнергетике в Государственную инспекцию по надзору в электроэнергетике» на основании «Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей» (14-е издание), вновь вышедших законодательных и подзаконных актов Республики Узбекистан с учетом опыта эксплуатации оборудования, производственных зданий и коммуникаций. Учтены изменения в структуре административного и хозяйственного управления, а также форм собственности в энергетике.

В разделе II Правил изложены технические требования к эксплуатации энергетических объектов, независимо от форм собственности.

Требования к проектированию, строительству, монтажу, ремонту и устройству энергоустановок и оснащению их средствами контроля, автоматики и защиты, изложены в настоящих Правилах кратко, поскольку они рассматриваются в соответствующих правилах и нормативно-технических документах.

Глава I. Территория, производственные здания и сооружения

§ 1. Территория

1. Для обеспечения надлежащего эксплуатационного и санитарно-технического состояния территории, зданий и сооружений энергообъекта должны быть выполнены и содержаться в исправном состоянии:

системы отвода поверхностных и грунтовых вод со всей территории, от зданий и сооружений (дренажи, каптажи, канавы, водоотводящие каналы и др.);

глушители шума выхлопных трубопроводов, а также другие устройства и сооружения, предназначенные для локализации источников шума и снижения его уровня до нормы;

сети водопровода, канализации, дренажа, теплофикации транспортные, газообразного и жидкого топлива, гидрозолоудаления и их сооружения;

источники питьевой воды, водоемы и санитарные зоны охраны источников водоснабжения;

железнодорожные пути и переезды, автомобильные дороги, пожарные проезды, подъезды к пожарным гидрантам, водоемам и градирням, мосты, пешеходные дороги, переходы и др;

противооползневые, противообвальные, берегоукрепительные, противолавинные и противоселевые сооружения;

базисные и рабочие реперы и марки;

пьезометры и контрольные скважины для наблюдения за режимом грунтовых вод;

комплексы инженерно-технических средств охраны (ограждения, контрольно-пропускные пункты, посты, служебные помещения);

системы молниезащиты и заземления.

Кроме того, должно систематически проводиться озеленение и благоустройство территории.

2. Скрытые под землей коммуникации водопровода, канализации, теплофикации, а также газопроводы, воздухопроводы и кабели на закрытых территориях должны быть обозначены на поверхности земли указателями.

3. При наличии на территории энергообъекта блуждающих токов должна быть обеспечена электрохимическая защита от коррозии подземных металлических сооружений и коммуникаций.

Подземные металлические сооружения и коммуникации должным быть защищены от общей и контактной коррозии, при наличии на территории объекта электроэнергетики блуждающих токов должна быть обеспечена электрохимическая защита от коррозии.

4. Систематически, и особенно во время дождей, должен вестись надзор за состоянием откосов, косогоров, выемок и при необходимости должны приниматься меры к их укреплению.

5. Весной, к началу паводка, все водоотводящие сети и устройства должны быть осмотрены и подготовлены к пропуску талых вод; места прохода кабелей, труб, вентиляционных каналов через стены зданий должны быть уплотнены, а откачивающие механизмы приведены в состояние готовности к работе.

6. На электростанциях контроль за режимом грунтовых вод, уровнем воды в контрольных скважинах (пьезометрах) должен проводиться: в первый год эксплуатации — не реже 1 раза в месяц, в последующие годы — в зависимости от изменений уровня грунтовых вод, но не реже 1 раза в квартал. В карстовых зонах контроль за режимом грунтовых вод должен быть организован по специальным программам в сроки, предусмотренные местной инструкцией. Измерения температуры воды и отбор ее проб на химический анализ из скважин должны производиться в соответствии с местной инструкцией. Результаты наблюдений должны заноситься в специальный журнал.

7. На энергообъектах должен быть налажен систематический: химико-аналитический контроль за качеством подземных вод на крупных накопителях отходов по скважинам наблюдательной сети с периодичностью 1 раз в полгода; данные анализов должны передаваться территориальной геологической организации.

8. В случае обнаружения просадочных и оползневых явлений, пучения грунтов на территории энергообъекта должны быть приняты меры к устранению причин, вызвавших нарушение нормальных грунтовых условий, и ликвидации их последствий.

9. Строительство зданий и сооружений на территории зоны отчуждения должно осуществляться только при наличии проекта. Выполнение всех строительно-монтажных работ в пределах зоны отчуждения допустимо только с разрешения руководителя энергообъекта.

Строительство зданий и сооружений под газоходами, эстакадами запрещается.

10. Железнодорожные пути, мосты и сооружения на них, находящиеся в ведении электростанции, должны содержаться и ремонтироваться в соответствии с правилами и нормами технической эксплуатации, действующими на железных дорогах Республики Узбекистан.

11. Содержание и ремонт автомобильных дорог, мостов и сооружений на них должны соответствовать требованиям технической эксплуатации и ремонта автомобильных дорог Республики Узбекистан.

12. На мостах должны быть организованы наблюдения за следующими показателями: осадками и смещениями опор; высотным и плановым положением балок (ферм) пролетного строения; высотным положением проезжей части в соответствии с правилами организации обследований и испытаний мостов. Результаты наблюдений должны заноситься в специальный журнал.

Помимо этого капитальные мосты 1 раз в 10 лет, а деревянные 1 раз в 5 лет должны быть обследованы, а при необходимости испытаны. Испытания моста без его предварительного обследования запрещаются. Цельносварные, цельноклепаные, а также усиленные сваркой стальные и сталежелезобетонные пролетные строения должны осматриваться в зимний период не реже 1 раза в месяц, а при температуре ниже –20°С — ежедневно.

13. В период низких температур проезжая часть, а также подходы к мосту должны очищаться от снега и льда.

§ 2. Производственные здания, сооружения и санитарно-технические устройства

14. Производственные здания и сооружения энергообъекта должны содержаться в исправном состоянии, обеспечивающем длительное надежное использование их по назначению, соблюдение требований санитарно-технических норм и безопасности труда персонала.

15. На энергообъектах должно быть организовано систематическое наблюдение за зданиями и сооружениями в процессе эксплуатации в объеме, определяемом местной инструкцией.

Наряду с систематическим наблюдением, 2 раза в год (весной и осенью) должен проводиться осмотр зданий и сооружений для выявления дефектов и повреждений, а после стихийных бедствий (ураганных ветров, больших ливней или снегопадов, пожаров, землетрясений силой 5 баллов и выше и т. д.) или аварий — внеочередной осмотр.

Строительные конструкции основных производственных зданий и сооружений по перечню, утвержденному руководителем энергообъекта, согласованному с генпроектировщиком, один раз в 5 лет должны подвергаться техническому освидетельствованию специализированной организацией.

16. При весеннем осмотре должны быть уточнены объемы работ по ремонту зданий, сооружении и санитарно-технических систем, предусматриваемому на летний период, и выявлены объемы работ по капитальному ремонту для включения их в план следующего года.

При осеннем осмотре должна быть проверена подготовка зданий и сооружений к зиме.

17. На электростанциях должны быть организованы наблюдения за осадками фундаментов зданий, сооружений и оборудования: в первый год эксплуатации — 3 раза, во второй — 2 раза, в дальнейшем (до стабилизации осадок фундаментов) — 1 раз в год, после стабилизации осадок (1 мм в год и менее) — не реже 1 раза в 5 лет.

Результаты наблюдений должны заноситься в специальный журнал.

18. Наблюдения за осадками фундаментов, деформациями строительных конструкций, обследования зданий и сооружений, возведенных на подработанных подземными горными выработками территориях, грунтах, подверженных динамическому уплотнению от действующего оборудования, просадочных грунтах, в карстовых зонах, в районах с сейсмичностью 7 баллов и выше должны проводиться по специальным программам в сроки, предусмотренные местной инструкцией, но не реже 1 раза в три года.

19. Дымовые трубы электростанций и газоходы должны подвергаться наружному осмотру, в соответствии с отраслевыми инструкциями, утвержденными в установленном порядке по эксплуатации железобетонных дымовых труб и газоходов на ТЭС и эксплуатации металлических дымовых труб на ТЭС, не реже 1 раза в год (весной). Внутреннее и наружное обследование дымовых труб должно производиться через 5 лет после их ввода в эксплуатацию, а в дальнейшем — по мере необходимости, но не реже 1 раза в 5 лет. Внутреннее обследование труб с кирпичной и монолитной футеровкой может быть заменено тепловизионным с частотой обследований не реже 1 раза в 5 лет.

20. При наблюдениях за зданиями, сооружениями и фундаментами оборудования должно контролироваться состояние подвижных опор, температурных швов, сварных, клепаных и болтовых соединений металлоконструкций, стыков и закладных деталей сборных железобетонных конструкций, арматуры и бетона железобетонных конструкций (при появлении коррозии или деформации), подкрановых конструкций и участков, подверженных динамическим и термическим нагрузкам и воздействиям.

21. В помещениях водоподготовительных установок должны контролироваться и поддерживаться в исправном состоянии дренажные каналы, лотки, приямки, стенки солевых ячеек и ячеек мокрого хранения коагулянта, полы в помещениях мерников кислоты и щелочи.

22. При обнаружении в строительных конструкциях трещин, изломов и других внешних признаков повреждений за этими конструкциями должно быть установлено наблюдение с использованием маяков и с помощью инструментальных измерений.

Сведения об обнаруженных дефектах должны заноситься в журнал технического состояния зданий и сооружений с установлением сроков устранения выявленных дефектов.

23. Пробивка отверстий, устройство проемов в несущих и ограждающих конструкциях, установка, подвеска и крепление к строительным конструкциям технологического оборудования, транспортных средств, трубопроводов и других устройств для подъема грузов при монтаже, демонтаже и ремонте оборудования, вырезка связей каркаса производится с согласия проектной организацией и лицом, ответственным за эксплуатацию здания (сооружения).

Для каждого участка перекрытий на основе проектных данных должны быть определены предельные нагрузки и указаны на табличках, устанавливаемых на видных местах.

При изменении (снижении) несущей способности перекрытий в процессе эксплуатации допустимые нагрузки должны корректироваться с учетом технического состояния, выявленного обследованием и поверочными расчетами.

24. Кровли зданий и сооружений должны очищаться от мусора, золовых отложений и строительных материалов, система сброса ливневых вод должна очищаться, ее работоспособность должна проверяться.

25. Металлические конструкции зданий и сооружений должны быть защищены от коррозии; должен быть установлен контроль за эффективностью антикоррозионной защиты.

26. Окраска помещений и оборудования энергообъектов должна удовлетворять требованиям промышленной эстетики, санитарии, инструкции по отличительной окраске трубопроводов.

27. Строительные конструкции, фундаменты зданий, сооружений и оборудования должны быть защищены от попадания минеральных масел, кислот, щелочей, пара и воды.

28. Техническое состояние систем отопления и вентиляции и режимы их работы должны обеспечивать нормируемые параметры воздушной среды, надежность работы энергетического оборудования и долговечность ограждающих конструкций.

Эксплуатация систем должна осуществляться в соответствии с местными инструкциями.

29. Площадки, конструкции и транспортные переходы зданий и сооружений должны постоянно содержаться в исправном состоянии и чистоте. В помещениях и на оборудовании не должно допускаться скопление пыли.

30. Гидроуборка тракта топливоподачи при температурах в помещениях ниже 5°С, а также при нарушениях герметичности заделки облицовки и швов внутренних поверхностей помещений запрещается. Режим гидроуборки и график ее проведения должен быть установлен местной инструкцией.

Глава II. Гидротехнические сооружения и водное хозяйство электростанций, гидротурбинные установки

§ 1. Гидротехнические сооружения и их механическое оборудование

31. При эксплуатации гидротехнических сооружений (далее — ГТС) должны быть обеспечены надежность и безопасность их работы, а также бесперебойная и экономичная работа технологического оборудования электростанций при соблюдении требований охраны окружающей среды. На гидротехнических сооружениях должно быть предусмотрено обустройство рыбоходов с сохранением путей нерестов и покатных миграций промысловых видов рыб, решены вопросы защиты от гибели их молоди.

Гидротехнические сооружения должны удовлетворять нормативным (проектным) требованиям по устойчивости, прочности, долговечности. Критерии и пределы безопасности, принятые в проекте, должны быть внесены в «Декларацию безопасности ГТС» и контролироваться в процессе эксплуатации.

Сооружения и конструкции, находящиеся под напором воды, а также их основания и примыкания должны удовлетворять нормативным (проектным) показателям водонепроницаемости и фильтрационной прочности.

Гидротехнические сооружения должны предохраняться от повреждений, вызываемых неблагоприятными физическими, химическими и биологическими процессами, воздействием нагрузок и воды. Повреждения должны быть своевременно устранены.

Все напорные гидротехнические сооружения, находящиеся в эксплуатации более 25 лет, независимо от их состояния должны периодически, но не реже 1 раза в 5 лет, подвергаться многофакторному исследованию с оценкой их прочности, устойчивости и эксплуатационной надежности с привлечением специализированных организаций. По результатам исследований должны быть приняты меры, обеспечивающие работоспособность сооружений.

32. В бетонных гидротехнических сооружениях должна проводиться проверка прочности бетона на участках, подверженных воздействию динамических нагрузок, фильтрующейся воды, минеральных масел, регулярному промораживанию и расположенных в зонах переменного уровня.

При снижении прочности конструкций сооружений по сравнению с установленной проектом они должны быть усилены.

33. Грунтовые плотины и дамбы должны быть предохранены от размывов и переливов воды через гребень. Крепления откосов, дренажная и ливнеотводящая сети должны поддерживаться в исправном состоянии. Грунтовые сооружения, особенно каналы в насыпях и водопроницаемых грунтах, плотины и дамбы, должны предохраняться от повреждений животными.

Бермы и кюветы каналов должны регулярно очищаться от грунта осыпей и выносов, не должно допускаться зарастание откосов и гребня земляных сооружений деревьями и кустарниками, если оно не предусмотрено проектом.

На всех гидротехнических сооружениях, а также на подводящих и отводящих каналах в необходимых местах должны быть сооружены лестницы, мостики и ограждения с целью обеспечения техники безопасности.

34. Должна быть обеспечена надежная работа уплотнений деформационных швов.

35. Размещение грузов и устройство каких-либо сооружений, в том числе причалов, автомобильных и железных дорог, на бермах и откосах каналов, плотин, дамб и у подпорных стенок в пределах расчетной призмы обрушения запрещается. Опасная зона обрушения должна быть отмечена на местности отличительными знаками.

36. На участках откосов грунтовых плотин и дамб при высоком уровне фильтрационных вод в низовом клине во избежание промерзания и разрушения должен быть устроен дренаж или утепление.

37. Дренажные системы для отвода профильтровавшейся воды должны быть в исправном состоянии; они должны быть снабжены водомерными устройствами.

Вода из дренажных систем должна отводиться от сооружений непрерывно. При обнаружении выноса грунта фильтрующейся водой должны быть приняты меры к его прекращению.

38. Суглинистые ядра и экраны грунтовых плотин должны предохраняться от морозного пучения и промерзания, а дренажные устройства и переходные фильтры — от промерзания.

Крупнообломочный материал упорных призм, подвергающийся сезонному замораживанию и оттаиванию, должен отвечать нормативным (проектным) требованиям по морозостойкости и через каждые 10 — 15 лет эксплуатации должен испытываться на механическую и сдвиговую прочность.

39. При эксплуатации подземных зданий гидроэлектростанций необходимо обеспечивать: постоянную рабочую готовность насосов откачки воды, поступающей в результате фильтрации или из-за непредвиденных прорывов из водопроводящих трактов; исправность вентиляционных установок, аварийного освещения, запасных выходов.

40. Максимальная скорость движения воды в каналах должна поддерживаться в пределах, не допускающих размыва откосов и дна канала, а минимальная — в пределах препятствующих заилению, а также отложению наносов. Максимальные и минимальные скорости воды должны быть установлены с учетом местных условий и указаны в местной инструкции.

41. Наполнение и опорожнение водохранилищ, бассейнов, каналов и напорных водоводов, а также изменение уровней воды должны производиться постепенно, со скоростями, исключающими появление недопустимо больших давлений за облицовкой сооружения, оползание откосов, возникновение вакуума и ударных явлений в водоводах. Допустимые скорости опорожнения и наполнения должны быть указаны в местной инструкции.

При пропуске высоких половодий (паводков) превышение нормального подпорного уровня (далее — НПУ) верхних бьефов гидроузлов допускается только при полностью открытых затворах всех водосбросных и водопропускных отверстий и при обязательном использовании всех гидротурбин. При уменьшении притока воды отметка уровня водохранилища должна снижаться до НПУ в кратчайшие технически возможные сроки.

42. При эксплуатации напорных водоводов должна быть:

обеспечена нормальная работа опор, уплотнений деформационных швов;

надежная работа компенсационных устройств;

исключена повышенная вибрация оболочки;

обеспечена защита от коррозии и абразивного износа;

исключено раскрытие поверхностных трещин в бетоне сталебетонных и сталежелезобетонных водоводов более 0,3 мм;

обеспечена доступность для осмотра и обслуживания;

обеспечен организованный отвод протечек из компенсаторов и фильтрационный вод в районе анкерных и промежуточных опор (на опорах должны быть нанесены порядковые номера, компенсаторы должны иметь площадки для обслуживания);

обеспечена защита здания ГЭС от затопления в случае повреждения (разрыва) водовода.

Автоматически действующие защитные устройства, предусмотренные на случай разрыва трубопровода, должны находиться в состоянии постоянной готовности к действию.

43. При останове гидроагрегатов в морозный период должны быть приняты меры к предотвращению опасного для эксплуатации образования льда на внутренних стенках водоводов.

44. Аэрационные устройства напорных водоводов должны быть надежно утеплены и при необходимости оборудованы системой обогрева. Систематически в сроки, указанные местной инструкцией, должна проводиться проверка состояния аэрационных устройств.

45. Производство взрывных работ в районе сооружений электростанций допускается при условии обеспечения безопасности сооружений и оборудования.

Производство взрывных работ вблизи гидротехнических сооружений сторонними организациями допускается по согласованию с главным инженером электростанции и «Саноатгеоконтехназорат».

46. Энергообъекты должны письменно ставить в известность соответствующие органы власти о границах зоны, затапливаемой при пропуске через сооружения гидроузлов расчетных расходов воды, а также зон затопления водохранилищ многолетнего регулирования.

В местную инструкцию по эксплуатации гидроузла должны быть внесены требования по регулярному надзору за территорией, и состоянием сооружений в определенных проектом охранных зонах гидроузла в верхнем и нижнем бьефах.

47. На каждой электростанции в местной инструкции должен быть изложен план мероприятий при возникновении на гидротехнических сооружениях аварийных ситуаций. В этом плане должны быть определены: обязанности персонала, способы устранения аварийных ситуаций, запасы материалов, средства связи и оповещения, транспортные средства, пути передвижения и т. п.

На случаи возможных отказов или аварий гидротехнических сооружений должны быть заранее разработаны: необходимая проектная документация по их раннему предотвращению (с учетом расчетных материалов по воздействию волн прорыва из водохранилищ) и соответствующие инструкции по их ликвидации.

48. Повреждения гидротехнических сооружений, создающие опасность для людей, оборудования и других сооружений, должны устраняться немедленно.

49. Противоаварийные устройства, водоотливные и водоспасательные средства должны быть исправными и постоянно находиться в состоянии готовности к действию.

50. Для предотвращения аварийных ситуаций от селевых выносов на притоках рек и в оврагах при необходимости должны проводиться горномелиоративные работы.

Подходные участки к селепроводам, пересекающим каналы, и сами селепроводы должны по мере необходимости очищаться.

51. Участки скальных откосов и бортов каньонов, на которых возможны камнепады, опасные для обслуживающего персонала, сооружений и оборудования электростанций, должны регулярно обследоваться и очищаться от камней.

Камнезащитные сооружения (камнезадерживающие сетки, камнеловки) должны содержаться в исправном состоянии и своевременно разгружаться от накопившихся камней.

52. Капитальный ремонт гидротехнических сооружений должен проводиться в зависимости от их состояния без создания, по возможности, помех в работе электростанции.

Надзор за состоянием гидротехнических сооружений

53. Надзор за безопасностью гидротехнических сооружений должен осуществляться в соответствии с Законом Республики Узбекистан «О безопасности гидротехнических сооружений», «Положением о системе отраслевого надзора за безопасностью гидротехнических сооружений электростанций», «Положением о централизованном обследовании и оценке технического состояния гидротехнического сооружения в Республике Узбекистан».

За организацию надзора за гидротехническими сооружениями, за своевременное выявление аварийных ситуаций, разработку и выполнение мероприятий по их устранению ответственность несут: в период строительства до приемки в эксплуатацию полностью законченного гидроузла — строительная организация (генеральный подрядчик), в период эксплуатации — собственник гидроузла (эксплуатирующее предприятие).

54. При сдаче гидротехнических сооружений в эксплуатацию собственнику (заказчику) передаются:

контрольно-измерительная аппаратура (далее — КИА) и все данные наблюдений по ней в строительный период — строительной организацией;

данные анализа результатов натурных наблюдений, инструкции по организации наблюдений, методы обработки и анализа натурных данных с указанием предельно допустимых по условиям устойчивости и прочности сооружений показаний КИА —проектной организацией.

55. Объем наблюдений и состав КИА, устанавливаемой на гидротехнических сооружениях, должны определяться проектом.

В период эксплуатации состав КИА и объем наблюдений могут быть изменены в зависимости от состояния гидросооружений и изменения технических требований к контролю (например, изменения класса капитальности, уточнения сейсмичности и т. п.). Эти изменения должны согласовываться с проектными или специализированными организациями.

На электростанции должны быть ведомость и схема размещения всей КИА с указанием даты установки каждого прибора, схема высотной опорной сети и фундаментальных реперов и ведомости начальных отсчетов, состояние КИА должно проверяться в сроки, указанные в местной инструкции.

Для повышения оперативности и достоверности контроля ответственные напорные гидротехнические сооружения следует оснащать автоматизированными системами диагностического контроля (далее — АСДК). Для таких сооружений проекты оснащения их КИА должны быть разработаны с учетом ее использования в АСДК с привлечением специализированных организаций.

56. В сроки, установленные местной инструкцией, и в предусмотренном ею объеме на всех гидротехнических сооружениях должны вестись наблюдения за:

осадками и смещениями сооружений и их оснований;

деформациями сооружений и облицовок, трещинами в них, состоянием деформационных и строительных швов, креплений откосов грунтовых плотин, дамб, каналов и выемок, состоянием напорных водоводов;

режимом уровней бьефов гидроузла, фильтрационным режимом в основании и теле грунтовых, бетонных сооружений и береговых примыканий, работой дренажных и противофильтрационных устройств, режимом грунтовых вод в зоне сооружений;

воздействием потока на сооружение, в частности, за размывом водобоя и рисбермы, дна и берегов;

истиранием и коррозией облицовок, просадками, оползневыми явлениями, заилением и зарастанием каналов и бассейнов;

переработкой берегов водоемов;

воздействием льда на сооружения и их обледенением.

При необходимости должны быть организованы наблюдения за вибрацией сооружений, сейсмическими нагрузками на них, прочностью и водонепроницаемостью бетона, напряженным состоянием и температурным режимом конструкций, коррозией металла и бетона, состоянием сварных швов металлоконструкций, выделением газа на отдельных участках гидротехнических сооружений и др. При существенных изменениях условий эксплуатации гидротехнических сооружений должны проводиться дополнительные наблюдения по специальным программам.

В местных инструкциях для каждого напорного гидротехнического сооружения должны быть указаны предельно допустимые показатели его безопасного состояния, с которыми должны сравниваться результаты наблюдений по КИА.

Первоначальные (проектные) предельно допустимые показатели состояния гидротехнических сооружений должны систематически уточняться по мере накопления данных натурных наблюдений.

57. На бетонных гидротехнических сооружениях первого класса в зависимости от их конструкции и условий эксплуатации следует проводить специальные натурные наблюдения за:

напряженным и термонапряженным состоянием плотины и ее основания;

разуплотнением скального основания в зоне контакта с подошвой плотины;

напряжениями в арматуре;

изменением состояния плотины при сейсмических и других динамических воздействиях.

58. При эксплуатации подземных зданий электростанций должен проводиться контроль за:

напряженным состоянием анкерного и сводового креплений вмещающего массива;

деформациями смещения стен и свода камеры;

фильтрационным и температурным режимами массива;

протечками воды в помещения.

59. На гидротехнических сооружениях первого класса, расположенных в районах с сейсмичностью 7 баллов и выше, и на сооружениях второго класса, расположенных в районах с сейсмичностью 8 баллов и выше, должны проводиться следующие виды специальных наблюдений и испытаний:

инженерно-сейсмометрический мониторинг за работой сооружений и береговых примыканий;

инженерно-сейсмологический мониторинг наблюдения в зоне ложа водохранилища вблизи створа сооружений и на прилегающих территориях;

тестовые испытания по определению динамических характеристик этих сооружений (динамическое тестирование) с составлением динамических паспортов — при сдаче в эксплуатацию, а затем — через каждые 5 лет.

Для проведения инженерно-сейсмометрических наблюдений гидротехнические сооружения должны быть оборудованы автоматизированными приборами и комплексами, позволяющими регистрировать кинематические характеристики сооружений и береговых примыканий во время землетрясений при сильных движениях земной поверхности, а также оперативно обрабатывать полученную информацию.

Для проведения инженерно-сейсмологических наблюдений вблизи гидротехнических сооружений и на берегах водохранилищ по проекту, разработанному специализированной организацией, должны быть размещены автономные регистрирующие сейсмические станции. Комплексы инженерно-сейсмометрических и инженерно-сейсмологических наблюдений каждого объекта должны быть связаны с единой службой сейсмологических наблюдений Республики Узбекистан.

Монтаж, эксплуатация и проведение инженерно-сейсмометрических, инженерно-сейсмологических наблюдений и динамического тестирования должны осуществляться в соответствии с проектом данного сооружения специализированной организацией.

60. На головном и станционном узлах гидротехнических сооружений должны быть установлены базисные и рабочие реперы. Оси основных гидротехнических сооружений должны быть надежно обозначены на местности знаками с надписями и связаны с базисными реперами. Анкерные и промежуточные опоры напорных водоводов должны иметь марки, определяющие положение опор в плане и по высоте.

Водонапорные и ограждающие плотины и дамбы, каналы, туннели, дамбы золошлакоотвалов должны иметь знаки, отмечающие попикетно длину сооружения, начало, конец и радиусы закруглений, а также места расположения скрытых под землей или под водой устройств.

61. Контрольно-измерительная аппаратура должна быть защищена от повреждений и промерзаний и иметь четкую маркировку. Откачка воды из пьезометров без достаточного обоснования запрещается.

Пульты или места измерений по КИА должны быть оборудованы с учетом требований техники безопасности, иметь свободные подходы, освещение, а в отдельных случаях и телефонную внутреннюю связь.

62. Ежегодно до наступления весеннего половодья, а в отдельных случаях также и летне-осеннего паводка на электростанциях должны назначаться паводковые комиссии. Комиссия должна произвести осмотр и проверку подготовки к половодью (паводку) всех гидротехнических сооружений, их механического оборудования, подъемных устройств, руководить пропуском половодья (паводка) и после его прохождения снова осмотреть сооружения.

63. Осмотр подводных частей сооружений и туннелей должен производиться впервые после 2 лет эксплуатации и далее — 1 раз в 5 лет.

После пропуска паводков, близких к расчетным, следует производить обследование водобоя, рисбермы и примыкающего участка русла с использованием доступных электростанции средств.

Механическое оборудование гидротехнических сооружений

64. Механическое оборудование гидротехнических сооружений (затворы и защитные заграждения с их механизмами), средства его дистанционного или автоматического управления и сигнализации, а также подъемные и транспортные устройства общего назначения должны быть в исправности и находиться в состоянии готовности к работе. Непосредственно перед весенним половодьем затворы водосбросных сооружений, используемые при пропуске половодья, должны быть освобождены от наледей и ледяного припая, чтобы обеспечить возможность маневрирования ими.

Инструментальное обследование состояния основных затворов должно проводиться по мере необходимости. Для затворов, находящихся в эксплуатации 25 и более лет, периодичность обследования не должна превышать 5 лет.

65. Механическое оборудование гидротехнических сооружений должно периодически осматриваться и проверяться в соответствии с утвержденным графиком.

66. Основные затворы должны быть оборудованы указателями высоты открытия. Индивидуальные подъемные механизмы и закладные части затворов должны иметь привязку к базисным реперам.

67. При маневрировании затворами их движение должно происходить беспрепятственно, без рывков и вибрации, при правильном положении ходовых и отсутствии деформации опорных частей.

Должны быть обеспечены водонепроницаемость затворов, правильная посадка их на порог и плотное прилегание к опорному контуру. Затворы не должны иметь, перекосов и недопустимых деформаций при работе под напором.

Длительное нахождение затворов в положениях, при которых появляется повышенная вибрация затворов или конструкций гидротехнических сооружений, запрещается.

68. Полное закрытие затворов, установленных на напорных водоводах, может проводиться лишь при исправном состоянии аэрационных устройств.

69. В необходимых случаях должны быть обеспечены утепление или обогрев пазов, опорных устройств и пролетных строений затворов, сороудерживающих решеток, предназначенных для работы в зимних условиях.

70. Сороудерживаюшие конструкции (решетки, сетки, запани) должны регулярно очищаться от сора.

Для каждой электростанции должны быть установлены предельные по условиям прочности и экономичности значения перепада уровней на сороудерживающих решетках.

71. Механическое оборудование и металлические части гидротехнических сооружений должны защищаться от коррозии и обрастания дрейсеной.

§ 2. Водное хозяйство электростанций, гидрологическое и метеорологическое обеспечение.

Управление водным режимом

72. При эксплуатации гидроэлектростанций должно быть обеспечено наиболее полное использование водных ресурсов и установленной мощности гидроагрегатов при оптимальном для энергосистемы участии гидроэлектростанции в покрытии графика нагрузки.

Одновременно должны быть учтены потребности неэнергетических отраслей народного хозяйства (водного транспорта, орошения, рыбного хозяйства, водоснабжения) и условия охраны природы.

Для электростанций, имеющих водохранилища, регулирующие сток воды, должны быть составлены, согласованы с заинтересованными организациями и утверждены ГАК «Узбекэнерго» основные правила использования водных ресурсов водохранилища и правила эксплуатации водохранилища.

73. Для гидроэлектростанции с водохранилищем комплексного пользования должен быть составлен годовой водохозяйственный план, устанавливающий помесячные объемы использования воды различными водопользователями. Водохозяйственный план должен уточняться на каждый квартал и месяц с учетом прогноза стока воды.

При наличии в энергосистеме нескольких гидроэлектростанций или каскадов регулирование стока должно проводиться так, чтобы получить максимальный суммарный энергетический (топливный, мощностной) эффект с учетом удовлетворения потребностей других водопользователей.

74. Режим сработки водохранилища перед половодьем и его последующего наполнения должен обеспечивать:

наполнение водохранилища в период половодья до нормального подпорного уровня;

отклонение от этого правила допустимо только в случае особых требований водохозяйственного комплекса и для водохранилищ многолетнего регулирования;

благоприятные условия для сброса через сооружения избытка воды, пропуска наносов, и также льда, если это предусмотрено проектом;

необходимые согласованные условия для нормального ведения рыбного хозяйства, орошения и водоснабжения;

наибольший энергетический (топливный, мощностной) эффект в энергосистеме при соблюдении ограничений, согласованных с неэнергетическими водопользователями;

регулирование сбросных расходов с учетом требований безопасности и надежности работы гидротехнических сооружений и борьбы с наводнениями.

Взаимно согласованные требования неэнергетических водопользователей, ограничивающие режимы сработки и наполнения водохранилища, должны быть включены в основные правила использования водных ресурсов водохранилища и правила эксплуатации водохранилища.

75. При сдаче электростанции в эксплуатацию проектной организацией должны быть переданы собственнику (заказчику): согласованные с заинтересованными организациями основные правила использования водных ресурсов водохранилища и правила эксплуатации водохранилища; гидравлические характеристики каждого из водопропускных (водосбросных) сооружений.

По мере накопления эксплуатационных данных эти правила и характеристики должны уточняться и дополняться.

Пропуск воды через водосбросные сооружения должен осуществляться в соответствии с местной инструкцией и не должен приводить к повреждению сооружений, а также к размыву дна за ними, который мог бы повлиять на устойчивость сооружений.

76. Изменение расхода воды через водосбросные сооружения должно производиться постепенно во избежание образования в бьефах больших волн. Скорость изменения расхода воды должна определяться исходя из местных условий с учетом требований безопасности населения и хозяйства в нижнем бьефе гидроузла. О намечаемых резких изменениях расхода воды должны быть заранее предупреждены местные органы Узгидромета и местные управления по чрезвычайным ситуациям.

Скорость изменения расхода воды через гидротурбины, как правило, не регламентируется и предупреждение об изменении расхода не дается, если иное не предусмотрено условиями эксплуатации гидроэлектростанции.

77. На гидроэлектростанциях, где для пропуска расчетных максимальных расходов воды проектом предусмотрено использование водопропускного сооружения, принадлежащего другому ведомству, должна быть составлена согласованная с этим ведомством инструкция, определяющая условия и порядок включения в работу этого сооружения.

Эксплуатация гидросооружений в морозный период

78. До наступления минусовой температуры наружного воздуха и появления льда должны быть проверены и отремонтированы шугосбросы и шугоотстойники, очищены от сора и топляков водоприемные устройства и водоподводящие каналы, решетки и пазы затворов, а также подготовлены к работе устройства для обогрева решеток и пазов затворов, проверены шугосигнализаторы и микротермометры.

79. Вдоль сооружений, не рассчитанных на давление сплошного ледяного поля, должна быть устроена полынья, поддерживаемая в свободном от льда состоянии в течение зимы, или применены другие надежные способы для уменьшения нагрузки от льда.

80. Для борьбы с шугой в верхних бьефах и водохранилищах на реках с устойчивым ледяным покровом должны проводиться мероприятия, способствующие быстрому образованию льда: поддержание постоянного уровня воды на возможно более высоких отметках и постоянного забора воды электростанцией при возможно меньшем расходе через гидроагрегаты и насосы. В случае необходимости допускается полный останов гидроэлектростанции.

81. На тех реках, где не образуется ледяной покров, шуга должна пропускаться через турбины гидроэлектростанций (за исключением ковшовых), а при невозможности этого — помимо турбин через шугосбросы с минимальной затратой воды. Порядок сброса шуги должен быть определен местной инструкцией. При больших водохранилищах шуга должна накапливаться в верхнем бьефе.

82. Режим работы каналов гидроэлектростанций в период шугохода должен обеспечивать непрерывное течение воды без образования заноров, перекрывающих полностью живое сечение каналов.

В зависимости от местных условий режим канала должен либо обеспечивать транзит шуги вдоль трассы, либо одновременно допускать ее частичное аккумулирование. Допускается накапливание шуги в отстойниках (с последующим промывом) и в бассейнах суточного регулирования.

При подготовке каналов к эксплуатации в шуготранзитном режиме должны быть удалены устройства, замедляющие течение (решетки, запани и т. п.).

83. Перед ледоставом и в период ледостава должны быть организованы систематические (не реже 1 раза в сутки) измерения температуры воды на участках водозаборов для обнаружения признаков ее переохлаждения. Порядок включения системы обогрева и устройств для очистки решеток от льда должен быть определен местной инструкцией.

84. Если принятые меры (обогрев, очистка) не предотвращают забивания решеток шугой и появления опасных перепадов напора на них, должен производиться поочередный останов турбин (или насосов) для очистки решеток. Допускается пропуск шуги через гидротурбины с частичным или полным удалением решеток при техническом обосновании в каждом случае. При этом должны быть приняты меры, обеспечивающие бесперебойную работу системы технического водоснабжения.

85. Пропуск льда через створ гидротехнических сооружений должен производиться при максимальном использовании ледопропускного фронта с обеспечением достаточного слоя воды над порогом ледосбросных отверстий.

В период ледохода при угрозе образования заторов льда и опасных для сооружений ударов больших ледяных масс должны быть организованы временные посты наблюдений и приняты меры к ликвидации заторов и размельчению ледяных полей путем проведения взрывных и ледокольных работ.

Эксплуатация водохранилищ

86. Для интенсивно заиляемого водохранилища, бассейна и канала должна быть составлена местная инструкция по борьбе с наносами.

При необходимости к составлению инструкции должны быть привлечены специализированные организации.

87. На интенсивно заиляемых водохранилищах при пропуске паводков должны поддерживаться наинизшие возможные уровни в пределах проектной призмы регулирования, если это не наносит ущерба другим водопотребителям. Наполнение таких водохранилищ должно осуществляться в возможно более поздний срок на спаде паводка.

88. Для уменьшения заиления водохранилищ, бьефов, бассейнов, каналов необходимо:

поддерживать такие режимы их работы, которые создают возможность максимального транзита поступающего твердого стока, каналы в период поступления в них воды повышенной мутности должны работать в близком к постоянному режиме с возможно большим расходом воды;

промывать бьефы, водохранилища, пороги водоприемников, осветлять воду в отстойниках, применять берегоукрепительные и наносоудерживающие устройства или удалять наносы механическими средствами;

ежедневно срабатывать бьефы до минимально возможной отметки (для водохранилищ суточного регулирования).

89. В периоды, когда естественный расход воды в реке не используется полностью для выработки электрической энергии, избыток воды должен быть использован для смыва наносов в нижний бьеф плотины и промывки порогов водоприемных устройств.

90. В случае возможности попадания в водоприемные сооружения наносов, скопившихся перед порогом водоприемника, необходимо удалить отложения наносов путем их промывки.

При невозможности или неэффективности промывки удаление наносов может быть произведено с помощью механизмов.

Промывку водозаборных сооружений электростанций при бесплотинном водозаборе можно осуществлять устройством местных стеснений потока с тем, чтобы отложения наносов размывались под действием повышенных скоростей воды.

91. Наблюдение за состоянием интенсивно заиляемого водохранилища и удаление наносов должны быть организованы в соответствии с отраслевыми «Правилами эксплуатации заиляемых водохранилищ малой и средней емкости» и с учетом природоохранных требований.

92. Отстойники электростанций должны постоянно использоваться для осветления воды. Отключение отстойников или их отдельных камер для ремонта допускается только в период, когда вода несет незначительное количество наносов и свободна от фракций, опасных в отношении истирания турбин и другого оборудования.

93. Водохранилища обособленного пользования, находящиеся на балансе электростанций, должны поддерживаться в надлежащем техническом и санитарном состоянии силами эксплуатационного персонала электростанций.

На этих водохранилищах должны проводиться наблюдения за:

заилением и зарастанием;

переработкой берегов;

качеством воды;

температурным и ледовым режимами;

соблюдением природоохранных требований в пределах водоохранных зон этих водохранилищ.

При необходимости для организации и проведения наблюдений, анализа результатов и разработки природоохранных мероприятий следует привлекать специализированные организации.

Гидрологическое и метеорологическое обеспечение

94. В задачи гидрологического и метеорологического обеспечения электростанций должно входить:

получение гидрологических и метеорологических данных для оптимального ведения режимов работы электростанции, планирования использования водных ресурсов и организации надежной эксплуатации гидротехнических сооружений и водохранилищ;

контроль за использованием водных ресурсов на электростанциях;

получение данных для регулирования водного стока, пропуска половодий и паводков, организации ирригационных, навигационных и санитарных попусков, обеспечения водоснабжения и т. п.;

получение информации, необходимой для своевременного принятия мер к предотвращению или уменьшению ущерба от стихийных явлений.

95. Электростанции должны регулярно получать от органов Узгидромета следующие данные:

сведения по используемому водотоку (расход, уровни и температура воды, ледовые явления, наносы);

месячные и годовые водные балансы водохранилищ;

метеорологические данные (температура и влажность воздуха, осадки и испарение, сила и направление ветра, образование гололеда, штормовые и грозовые предупреждения);

гидрологические и метеорологические прогнозы, необходимые для эксплуатации электростанций.

При необходимости электростанции должны получать от органов Узгидромета сведения о физических, химических и гидробиологических показателях вод, об уровне их загрязнения, а также экстренную информацию о резких изменениях уровня загрязнения вод.

96. Объем, сроки и порядок передачи гидрологических и метеорологических прогнозов и предупреждений об опасных явлениях должны быть установлены электростанцией исходя из местных условий совместно с соответствующими органами Узгидромета.

На электростанции должны регистрироваться прогнозы и фактические гидрологические и метеорологические явления.

97. На каждой электростанции в сроки, определяемые местной инструкцией, должны быть организованы наблюдения за:

уровнями воды в бьефах водоподпорных сооружений, у водозаборных сооружений, в каналах;

расходами воды, пропускаемыми через гидротехнические сооружения и используемыми технологическим оборудованием;

ледовым режимом водотока (реки, канала, водохранилища и др.) вблизи сооружений в верхнем и нижнем бьефах;

содержанием наносов в воде и их отложениями в водохранилищах, бьефах, бассейнах, каналах;

температурой воды и воздуха;

показателями качества используемой или сбрасываемой воды (по местным условиям).

98. Среднесуточный расход воды, использованной электростанциями, должен определяться по показаниям водомеров (расходомеров); при отсутствии водомерных устройств временно, до установки указанных приборов, сток воды может учитываться по характеристикам протарированного технологического оборудования и другими возможными методами.

99. На всех водохранилищах, осуществляющих регулирование стока воды, должен быть организован ежесуточный учет притока воды к створу гидроузлов по данным территориальных органов Узгидромета.

100. Уровни верхнего и нижнего бьефов гидроэлектростанций и напор гидротурбин, а также перепады напора на решетках должны измеряться приборами с дистанционной передачей показаний на центральный пульт управления. Устройства для измерения уровня воды в бьефах и перепадов напора на решетках должны проверяться 2 раза в год и после прохождения паводка.

101. Отметки нулей водомерных устройств должны быть установлены в единой системе отметок и должны проверяться нивелировкой не реже 1 раза в 5 лет.

Вокруг реек и свай должен скалываться лед; автоматические посты в морозный период должны утепляться.

§ З. Гидротурбинные установки

102. При эксплуатации гидротурбинных установок должна быть обеспечена их бесперебойная работа с максимально возможным для заданной нагрузки и действующего напора коэффициентом полезного действия. Оборудование гидроэлектростанции должно быть в постоянной готовности к максимальной располагаемой нагрузке.

103. Находящиеся в эксплуатации гидроагрегаты и вспомогательное оборудование должны быть полностью автоматизированы. Пуск гидроагрегата в генераторный режим и режим синхронного компенсатора, останов из генераторного режима и режима синхронного компенсатора, перевод из генераторного режима в режим синхронного компенсатора и обратно должны осуществляться от одного командного импульса.

104. Гидроагрегаты должны работать при полностью открытых затворах, установленных на турбинных водоводах; предельное открытие направляющего аппарата гидротурбины должно быть не выше значения, соответствующего максимально допустимой нагрузке гидроагрегата (генератора) при данном напоре и высоте отсасывания.

Перепад на сороудерживающих решетках не должен превышать предельного значения, указанного в местной инструкции по эксплуатации.

105. Гидроагрегаты, находящиеся в резерве, должны быть в состоянии готовности к немедленному автоматическому пуску. Гидротурбины с закрытым направляющим аппаратом должны находиться под напором при полностью открытых затворах на водоприемнике и в отсасывающей трубе.

На гидроэлектростанциях с напором до 200 м предтурбинный затвор на резервном агрегате не должен закрываться, если он не выполняет оперативные функции.

106. Гидроагрегаты, работающие в режиме синхронного компенсатора, должны быть готовы к немедленному автоматическому переводу в генераторный режим.

При работе гидроагрегата в режиме синхронного компенсатора рабочее колесо турбины должно быть освобождено от воды.

На гидроэлектростанциях, имеющих предтурбинные затворы, при переводе гидроагрегата в режим синхронного компенсатора предтурбинный затвор должен быть закрыт.

107. Гидроагрегаты должны работать в режиме автоматического регулирования частоты вращения с заданным статизмом.

Перевод регулятора гидротурбин в режим работы на ограничителе открытия или на ручное управление допускается в исключительных случаях с разрешения главного инженера гидраэлектростонции с уведомлением диспетчера энергосистемы.

108. При эксплуатации автоматического регулирования гидроагрегата должны быть обеспечены:

автоматический и ручной пуск и останов гидроагрегата;

устойчивая работа гидроагрегата на всех режимах;

участие в регулировании частоты в энергосистеме с установкой статизма в пределах 4,5 — 6,0 % и мертвой зоны по частоте, задаваемой системным оператором;

плавное (без толчков и гидроударов в маслопроводах) перемещение регулирующих органов при изменении мощности гидроагрегата;

выполнение гарантий регулирования;

автоматическое изменение ограничения максимального открытия направляющего аппарата по мощности при изменении напора;

автоматическое и ручное изменение комбинаторной зависимости по напору (для поворотно-лопастных гидротурбин).

109. Гидроэлектростанции мощностью свыше 30 МВт и с количеством агрегатов более трех должны оснащаться системами группового регулирования активной мощности (далее — ГРАМ) с возможностью использования их для вторичного автоматического регулирования режима энергосистем по частоте и перетокам мощности (далее — АРЧМ).

110. Условия, разрешающие пуск агрегата, его нормальный и аварийный останов и внеплановое изменение нагрузки, должны быть изложены в местных инструкциях, утвержденных главным инженером гидроэлектростанции и находящихся на рабочих местах оперативного персонала.

Значения всех параметров, определяющих условия пуска гидроагрегата и режим его работы, должны быть установлены на основании данных заводов-изготовителей и специальных натурных испытаний.

111. Для каждого гидроагрегата должно быть определено и периодически, в установленные местными инструкциями сроки, проконтролировано минимальное время следующих процессов:

закрытия направляющего аппарата гидротурбины до зоны демпфирования при сбросе нагрузки;

открытия направляющего аппарата гидротурбины при наборе нагрузки с максимальной скоростью;

разворота и свертывания лопастей рабочего колеса поворотно-лопастных и диагональных гидротурбин;

закрытия и открытия регулирующей иглы и отклонителей струи ковшовой гидротурбины;

закрытия направляющего аппарата при срабатывании золотника аварийного закрытия;

закрытия и открытия предтурбинных затворов, а также аварийно-ремонтных затворов на водоприемнике;

закрытия холостого выпуска гидротурбины.

После каждого капитального ремонта и периодически, в соответствии с местной инструкцией, должны проверяться гарантии регулирования.

112. Во время эксплуатации гидроагрегата путем осмотра и систематических измерений с помощью стационарных и переносных приборов должен быть организован контроль за работой оборудования в объеме и с периодичностью, указанными в местных инструкциях.

113. Не допускается длительная работа гидроагрегата при повышенных уровнях вибрации: размах горизонтальной вибрации (двойная амплитуда) корпуса турбинного подшипника, а также размах горизонтальной вибрации верхней и нижней крестовин генератора, если на них расположены направляющие подшипники, в зависимости от частоты вращения ротора гидроагрегата не должен превышать следующих значений:

Размах вертикальной вибрации крышки турбины, опорного конуса или грузонесущей крестовины генератора в зависимости от частоты вибрации не должен превышать следующих значений (в зависимости от частоты вибрации):

Биение вала гидроагрегата не должно превышать значений, указанных в местной инструкции.

Измерение уровней вибрации и биения вала гидроагрегата должно производиться после каждого капитального ремонта с занесением в ремонтный формуляр.

114. Для каждого гидроагрегата в местной инструкции должны быть указаны номинальные и максимально допустимые температуры сегментов подпятника, подшипников и масла в маслованнах. Предупредительная сигнализация должна включаться при повышении температуры сегмента и масла в маслованне на 5°С выше номинальной для данного времени года.

Значения уставок температур для каждого сегмента, в котором установлен термосигнализатор, и для масла определяются эксплуатационным персоналом на основе опыта эксплуатации или испытаний и вносятся в местную инструкцию.

115. Эксплуатация подпятников вертикальных гидроагрегатов, оснащенных эластичными металлопластиковыми сегментами, должна осуществляться в соответствии с местной инструкцией, составленной с учетом действующей нормативной документации и документацией заводов-изготовителей.

116. При эксплуатации гидротурбинной установки должен быть обеспечен систематический контроль за утечками масла в системе регулирования поворотнолопастных турбин. При обнаружении утечек масла в акваторию бъефа агрегат должен быть выведен в ремонт.

117. Давление и уровень масла в масловоздушном котле маслонапорной установки (далее — МНУ) должны поддерживаться автоматически.

Насосы МНУ должны работать поочередно или по другой заданной программе. Падение давления масла в масловоздушном котле МНУ при закрытом вентиле не должно превышать 0,1—0,15 МПа (1,0—1,5 кгс/см2) за 8 часов.

118. Система технического водоснабжения гидроагрегата должна обеспечить охлаждение опорных узлов статора и ротора генератора, смазку обрезиненного турбинного подшипника и других потребителей при всех режимах работы гидроагрегата.

119. Капитальный ремонт гидроагрегатов должен производиться 1 раз в 5 — 7 лет.

Документация на капитальный ремонт и объем ремонта определяются действующими отраслевыми «Правилами организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей».

В отдельных случаях с разрешения органа управления энергосистемой допускается отклонение от установленных сроков.

§ 4. Техническое водоснабжение

120. При эксплуатации систем технического водоснабжения должны быть обеспечены:

бесперебойная подача охлаждающей воды нормативной температуры в необходимом количестве и требуемого качества;

предотвращение загрязнений конденсаторов турбин и систем технического водоснабжения;

выполнение требований охраны окружающей среды.

121. Для предотвращения образования отложений в трубках конденсаторов турбин и других теплообменных аппаратов, коррозии, обрастания систем технического водоснабжения, «цветения» воды или зарастания водохранилищ-охладителей высшей водной растительностью должны проводиться профилактические мероприятия.

Выбор мероприятий должен определиться местными условиями, а также их эффективностью, допустимостью по условиям охраны окружающей среды и экономическими соображениями.

Периодическая очистка трубок конденсаторов, циркуляционных водоводов и каналов может применяться как временная мера.

Уничтожение высшей водной растительности и борьба с «цветением» воды в водохранилищах-охладителях химическим способом допускается только с разрешения соответствующих органов.

122. В случае накипеобразующей способности охлаждающей воды эксплуатационный персонал энергообъекта должен:

а) в системе оборотного водоснабжения с градирнями и брызгальными устройствами:

проводить продувку, подкисление либо фосфатирование воды или применять комбинированные методы ее обработки (подкисление и фосфатирование; подкисление, фосфатирование и известкование и др.);

при подкислении добавочной воды серной или соляной кислотой щелочной буфер в ней поддерживать не менее 1,0 — 0,5 мг-экв/дм3; при вводе кислоты непосредственно в циркуляционную воду щелочность ее поддерживать не ниже 2,0 — 2,5 мг-экв/дм3, при применении серной кислоты следить, чтобы содержание сульфатов в циркуляционной воде не достигало уровня, вызывающего повреждение бетонных конструкций или осаждение сульфата кальция;

при фосфатировании циркуляционной воды содержание в ней фосфатов в пересчете на PО43- поддерживать в пределах 2,0 — 2,7 мг/дм3;

при применении оксилидендифосфоновой кислоты содержание ее в циркуляционной воде в зависимости от химического состава поддерживать в пределах 0,25 — 4,0 мг/дм3; в продувочной воде содержание этой кислоты ограничивать по ПДК до 0,9 мг/дм3;

б) в системе оборотного водоснабжения с водохранилищами-охладителями:

осуществлять водообмен в период лучшего качества воды в источнике подпитки;

при невозможности понижения карбонатной жесткости охлаждающей воды до требуемого значения путем водообмена (а также в системе прямоточного водоснабжения) с вводом первого энергоблока предусматривать установки по кислотным промывкам конденсаторов турбин и по очистке промывочных растворов.

123. При хлорировании охлаждающей воды для предотвращения загрязнения теплообменников органическими отложениями содержание активного хлора в воде на выходе из конденсатора должно быть в пределах 0,4-0,5 мг/дм3.

В прямоточной системе технического водоснабжения и в оборотной с водохранилищами-охладителями для предотвращения присутствия активного хлора в воде отводящих каналов хлорирование должно быть выполнено с подачей хлорного раствора в охлаждающую воду, поступающую в один-два конденсатора.

124. При обработке воды медным купоросом для уничтожения водорослей в оборотной системе с градирнями и брызгальными устройствами его содержание в охлаждающей воде должно быть в пределах 3 — 6 мг/дм3. Сброс продувочной воды из системы оборотного водоснабжения в водные объекты при обработке медным купоросом должен осуществляться в соответствии с действующими правилами охраны поверхностных вод от загрязнения сточными водами.

При обработке воды в водохранилищах-охладителях для борьбы с «цветением» содержание медного купороса должно поддерживаться в пределах 0,3—0,6 а при профилактической обработке — 0,2-0,3 мг/дм3.

125. При обрастании систем технического водоснабжения (поверхностей грубых решеток, конструктивных элементов водоочистных сеток, водоприемных и всасывающих камер и напорных водоводов) моллюском, дрейсеной или другими биоорганизмами должны применяться необрастающие покрытия, проводиться промывки трактов горячей водой, хлорирование охлаждающей воды, поступающей на вспомогательное оборудование, с поддержанием дозы активного хлора 1,5 — 2,5 мг/дм3 в течение 4 — 5 суток 1 раз в 1,5 месяца.

126. Эксплуатация гидротехнических сооружений системы технического водоснабжения, а также контроль за их состоянием должны осуществляться в соответствии с требованиями главы II, § 1 настоящих Правил.

127. Работа оборудования и гидроохладителей системы технического водоснабжения должна обеспечивать выполнение требований п. 120 настоящих Правил по эксплуатации конденсационной установки.

Одновременно должны быть учтены потребность неэнергетических отраслей народного хозяйства (водного транспорта, орошения, рыбного хозяйства, водоснабжения) и условия охраны природы.

128. При прямоточном, комбинированном и оборотном водоснабжении с водохранилищами-охладителями должна осуществляться рециркуляция теплой воды для борьбы с шугой и обогрева решеток водоприемника. Рециркуляция должна предотвращать появление шуги на водозаборе; момент ее включения должен определяться местной инструкцией.

129. Периодичность удаления воздуха из циркуляционных трактов должна быть такой, чтобы высота сифона в них не уменьшалась более чем на 0,3 м по сравнению с проектным значением.

130. Отклонение напора циркуляционного насоса из-за загрязнения систем не должно превышать 1,5 м по сравнению с проектным значением, ухудшение КПД насосов из-за увеличения зазоров между лопастями рабочего колеса и корпусом насоса и неидентичности положения лопастей рабочего колеса должно быть не более 3%.

131. При эксплуатации охладителей циркуляционной воды должны быть обеспечены:

оптимальный режим работы из условия достижения наивыгоднейшего (экономического) вакуума паротурбинных установок;

охлаждающая эффективность согласно нормативным характеристикам.

132. Оптимальные режимы работы гидроохладителей, водозаборных и сбросных сооружений должны быть выбраны в соответствии с режимными картами, разработанными для конкретных метеорологических условий и конденсационных нагрузок электростанций.

При увеличении среднесуточной температуры охлаждающей воды после охладителя более чем на 1°С по сравнению с требуемой по нормативной характеристике должны быть приняты меры к выяснению и устранению причин недоохлаждения.

133. При появлении высшей водной растительности в зоне транзитного потока и в водоворотных зонах водохранилищ-охладителей она должна быть уничтожена биологическим либо механическим методом.

134. Осмотр основных конструкций градирен (элементов башни, противообледенительного тамбура, водоуловителя, оросителя, водораспределительного устройства и вентиляционного оборудования) и брызгальных устройств должен проводиться ежегодно в весенний и осенний периоды. Обнаруженные дефекты (проемы в обшивке башни, оросителе, неудовлетворительное состояние фиксаторов положения поворотных щитов тамбура, разбрызгивающих устройств водораспределения) должны быть устранены. Поворотные щиты тамбура при положительных температурах воздуха должны быть установлены и зафиксированы в горизонтальном положении.

Антикоррозионное покрытие металлических конструкций, а также разрушенный защитный слой железобетонных элементов должны восстанавливаться по мере необходимости. Водосборные бассейны, а также асбестоцементные листы обшивок башен градирен должны иметь надежную гидроизоляцию.

135. Водораспределительные системы градирен и брызгальных бассейнов должны промываться не реже 2 раз в год — весной и осенью. Засорившиеся сопла должны быть своевременно очищены, а вышедшие из строя — заменены. Водосборные бассейны градирен должны не реже 1 раза в 2 года очищаться от ила и мусора.

136. Применяемые при ремонте деревянные конструкции градирен должны быть антисептированы, а крепежные детали — оцинкованы.

137. Конструкции оросителей градирен должны очищаться от минеральных и органических отложений.

138. Решетки и сетки градирен и брызгальных устройств должны осматриваться 1 раз в смену и при необходимости очищаться, чтобы не допускать перепада воды на них более 0,1 м.

139. При эксплуатации градирен и брызгальных устройств в зимних условиях обледенение конструктивных элементов охладителей и прилегающей территории не допускается.

140. При наличии в системе технического водоснабжения нескольких параллельно работающих градирен и уменьшения зимой общего расхода охлаждающей воды часть градирен должна быть законсервирована с выполнением противопожарных и других необходимых мероприятий. Во избежание обледенения оросителя плотность орошения в работающих градирнях должна быть не менее 6 м3/ч на 1 м2 площади орошения, а температура воды на выходе из градирни — не ниже 10°С.

141. Во избежание обледенения расположенного вблизи оборудования, конструктивных элементов и территории зимой брызгальные устройства должны работать с пониженным напором. При уменьшении расхода воды должны быть заглушены периферийные сопла и отключены крайние распределительные трубопроводы.

Понижение напора у разбрызгивающих сопл должно быть обеспечено путем уменьшения общего расхода охлаждаемой воды на максимальное количество работающих секций, а также отвода части нагретой воды без ее охлаждения через холостые сбросы непосредственно в водосборный бассейн. Температура воды на выходе из брызгального устройства должна быть не ниже 10°С.

142. При кратковременном отключении градирни или брызгального устройства в зимний период должна быть обеспечена циркуляция теплой воды в бассейне для предотвращения образования в нем льда.

143. В случае временного вывода из эксплуатации градирен с элементами конструкций из дерева, полиэтилена и других горючих материалов окна для прохода воздуха в них должны быть закрыты, а за градирнями установлен противопожарный надзор.

144. Детальное обследование металлических каркасов вытяжных башен обшивных градирен должно проводиться не реже 1 раза в 10 лет, железобетонных оболочек — не реже 1 раза в 5 лет.

Глава III. Тепломеханическое оборудование электростанций и тепловых сетей

§ 1. Топливно-транспортное хозяйство. Общие требования

145. При эксплуатации топливно-транспортного хозяйства должны быть обеспечены:

бесперебойная работа железнодорожного транспорта энергообъекта и механизированная разгрузка железнодорожных вагонов, цистерн, и других транспортных средств в установленные сроки;

приемка топлива от поставщиков и контроль его количества и качества;

механизированное складирование и хранение установленного запаса топлива при минимальных потерях;

своевременная и бесперебойная подготовка и подача топлива в котельную или центральное пылприготовительное отделение;

предотвращение загрязнения окружающей территории угольной пылью и брызгами нефтепродуктов.

146. Качество всех видов поставляемого на электростанции топлива должно соответствовать государственным стандартам и техническим условиям на поставку.

В договорах с поставщиками в зависимости от вида топлива должны быть оговорены марка, зольность, влажность, содержание серы, температура вспышки, низшая теплотворная способность, плотность, содержание ванадия и другие показатели, по которым ведется претензионная работа, а также особые условия поставки, учитывающие специфику энергопроизводства.

147. Должен быть организован строгий учет всего топлива при поступлении на энергообъект, расходовании на технологические нужды, а также хранении на складах в соответствии с отраслевыми методическими указаниями по организации учета топлива на тепловых электростанциях. При учете поступающего топлива должно быть обеспечено:

взвешивание всего твердого топлива, поставляемого по железной дороге, автомобильным или конвейерным транспортом;

взвешивание всего поставляемого жидкого топлива или обмер;

определение количества всего сжигаемого газообразного топлива по приборам;

инвентаризация твердого и жидкого топлива;

периодический, а при наличии приборов постоянный контроль качества топлива;

предъявление претензий поставщикам при обнаружении недостачи и ненадлежащего качества топлива.

148. Прибывший состав с топливом должен быть осмотрен. При обнаружении поврежденных вагонов или цистерн, утраты топлива в пути или других обстоятельств, предусмотренных правилами, действующими на железных дорогах Республики Узбекистан, должны быть составлены соответствующие акты и предъявлены претензии железной дороге.

149. Средства измерений, используемые для учета топлива (весы, лабораторные приборы и другие измерительные устройства), подлежащие государственному контролю и надзору, должны поверяться в сроки, установленные агентством «Узстандарт».

150. Средства измерений, используемые для учета топлива и не подлежащие поверке, подлежат калибровке.

151. Движение поездов, а также подача и уборка вагонов должны быть организованы в соответствии с инструкцией о порядке обслуживания и организации движения на подъездном пути и единым технологическим процессом работы подъездных путей электростанций и станции примыкания (далее — ЕТП), составленными применительно к данной электростанции с учетом принятого в проекте порядка выгрузки вагонов и цистерн и в соответствии с указаниями нормативных документов, действующих на железных дорогах Республики Узбекистан.

152. Аппаратура контроля, автоматического и дистанционного управления, технологических защит, блокировки и сигнализации, пожаротушения, разгрузочных устройств, агрегатов и систем топливоподачи, хозяйств жидкого и газообразного топлива, а также средства диспетчерского и технологического управления должны быть в исправности и периодически по графику проверяться.

Твердое топливо

153. Эксплуатация хозяйств твердого топлива организовывается в соответствии с отраслевой типовой инструкцией по эксплуатации топливоподач тепловых электростанций.

154. Для облегчения выгрузки топлива, особенно смерзшегося, и очистки железнодорожных вагонов энергопредприятия должны иметь механические рыхлители, вагонные вибраторы и т. п. Процессы дробления крупных кусков и смерзшихся глыб топлива, а также закрытия люков полувагонов должны быть механизированы с использованием дробильно-фрезерных машин, дискозубчатых дробилок, люкоподъемников и других механизмов.

155. При эксплуатации вагоноопрокидывателей, рыхлительных установок и других устройств должна быть обеспечена их надежная работа с соблюдением действующих на железных дорогах Республики Узбекистан требований о сохранности железнодорожных вагонов.

Размораживающие устройства должны эксплуатироваться в соответствии с режимной картой.

156. Хранение топлива на складе должно быть организовано в соответствии с действующей отраслевой инструкцией по хранению углей на открытых складах электростанций.

157. Механизмы и оборудование топливных складов должны быть в рабочем состоянии, обеспечивающем их номинальную производительность.

158. Работа грузоподъемных кранов, мостовых перегружателей при наличии трещин в металлоконструкциях, неисправных тормозах, противоугонных устройствах, концевых выключателях и ограничителях перекосов запрещается.

159. Резервные механизмы и оборудование (вагоноопрокидыватели, нитки системы конвейеров, дробилки и др.) должны работать поочередно в соответствии с графиком, утвержденным главным инженером.

При переводе электростанции на сезонное сжигание газообразного или жидкого топлива одна нитка топливоподачи твердого топлива должна быть в постоянной готовности к работе.

160. Устройства для подготовки и транспортирования твердого топлива должны обеспечивать подачу в котельную дробленого и очищенного от посторонних предметов топлива.

Рабочая нитка системы топливоподачи должна эксплуатироваться при проектной производительности, рассчитанной на минимальное время загрузки бункеров (котельной)

161. Механизмы топливоподачи должны управляться автоматически либо дистанционно с центрального щита управления системы топливоподачи.

При эксплуатации должна быть обеспечена надежная работа блокировок, устройств защиты, сигнализации и аварийного останова для бесперебойной, надежной и безопасной работы системы топливоподачи (останов конвейеров при пробуксовке лент, переполнении течек, неправильном выборе схемы, при останове одного механизма и др.).

162. Работа оборудования и устройств топливоподачи при отсутствии или неисправном состоянии предупредительной сигнализации, необходимых ограждающих и тормозных устройств запрещается.

163. В галереях и эстакадах ленточных конвейеров, узлах пересыпки основного тракта и тракта подачи топлива со склада и в подземной части разгрузочных устройств температура воздуха в холодное время года должна поддерживаться не ниже 10°С, а в помещении дробильных устройств — не ниже 15°С.

Температура воздуха в надземных частях разгрузочных устройств (за исключением здания вагоноопрокидывателя и других устройств с непрерывным движением вагонов) должна поддерживаться не ниже 5°С.

На конвейерах подачи топлива на склад, где отсутствуют отопительные устройства, должна применяться морозостойкая лента.

164. Все виды угля должны подвергаться дроблению на куски размером до 25 мм. При этом остаток на сите 25 мм не должен превышать 5%. Проектом могут быть предусмотрены другие показатели крупности дробления. Для обеспечения требуемого качества дробления зазоры между молотками и отбойной плитой, колосниками и брусом молотковых дробилок должны периодически в соответствии с местной инструкцией контролироваться и регулироваться.

165. Перед подачей топлива в дробилки и мельницы должно быть осуществлено механизированное удаление из него металла, щепы и корней. На работающем конвейере металлоуловители и щепоуловители должны быть постоянно включены и сблокированы с ним.

Эксплуатация тракта топливоподачи при неработающей системе металлоулавливания на энергообъектах, имеющих системы пылеприготовления с мелющими вентиляторами, среднеходными и молотковыми мельницами, запрещается.

Система механизированного удаления уловленных посторонних предметов должна быть в постоянной эксплуатации.

166. На тракте топливоподачи должен быть обеспечен равномерный по ширине поток топлива, поступающего на конвейеры, грохоты, дробилки, щепо- и корнеуловители. Должны приниматься меры, исключающие замазывание влажным топливом грохотов, дробилок (обогрев, вибрирование, отсев мелочи).

167. Устройства, устраняющие зависание топлива в бункерах и течках (устройства обогрева стенок, пневмо- и парообрушители, вибраторы и др.), должны быть в действии или в состоянии готовности к действию.

168. Уплотнения узлов пересыпки, дробилок и других механизмов тракта топливоподачи, устройства для очистки лент и барабанов конвейеров, рабочие элементы плужковых сбрасывателей, а также аспирационные устройства и средства пылеподавления (пневмо-, гидро- и пенообеспыливания) должны быть в исправном состоянии и периодически, не реже 1 раза в неделю, проверяться. При необходимости должна быть произведена регулировка или замена уплотнений, форсунок устройств пневмо-, гидро - и пенообеспыливания.

169. Отбор и обработка проб топлива, поступающего в котельную, должны осуществляться с применением автоматических пробоотборников и проборазделочных машин.

Испытания установок по отбору и обработке проб топлива должны проводиться в каждом случае при переводе энергообъекта на сжигание другой марки топлива или при внесений принципиальных изменений в конструкцию оборудования. Кроме того, не реже 1 раза в год должна проверяться масса высекаемых порций угля.

170. На конструкциях здания, внутри помещения и на оборудовании системы топливоподачи не должно допускаться скопление пыли. Механизмы топливоподачи должны быть тщательно уплотнены и оборудованы устройствами, обеспечивающими чистоту воздуха в помещении в соответствии с санитарными нормами. Запыленность и в необходимых случаях загазованность воздуха (содержание СО) в помещениях системы топливоподачи должны контролироваться по графику, утвержденному главным инженером.

При работе аспирационных устройств должна быть обеспечена в соответствии с нормами очистка удаляемого воздуха от пыли.

Уборка помещений и оборудования производится по утвержденному графику и должна быть механизированной (смывом водой или пылесосом).

Производить гидроуборку при температуре в помещениях ниже 5°С, а также при нарушенной герметической заделке облицовки и швов внутренних помещений запрещается.

171. При соединении и ремонте конвейерных лент применение металлических деталей запрещается.

172. Техническое обслуживание и ремонт механизмов топливных складов и тракта топливоподачи должны производиться по графикам, утвержденным главным инженером.

Объем и порядок технического обслуживания должны определяться в соответствии с типовой и местной инструкциями по эксплуатации.

Жидкое топливо

173. Эксплуатация хозяйства жидкого топлива должна быть организована в соответствии с отраслевой типовой инструкцией по эксплуатации мазутных хозяйств тепловых электростанций.

При эксплуатации хозяйства жидкого топлива должна обеспечиваться бесперебойная подача подогретого и профильтрованного топлива в количестве, соответствующем нагрузке котлов и газотурбинных установок, с давлением и вязкостью, необходимыми для нормальной работы форсунок.

174. На трубопроводы жидкого топлива и их паровые спутники должны быть составлены паспорта установленной формы.

175. Мазут из сливных лотков после окончания слива цистерн должен быть спущен полностью, и лотки в местах, где отсутствуют перекрытия, закрыты крышками (решетками). Лотки, гидрозатворы, шандоры и фильтры, установленные перед приемными емкостями, должны очищаться по мере необходимости.

176. На мазутном хозяйстве должны быть следующие параметры пара: давление 8 — 13 кгс/см2 (0,8 — 1,3 МПа), температура 200 — 250°С.

177. При сливе мазута «открытым паром» общий расход пара из разогревающих устройств на цистерну вместимостью 50 — 60 м3 должен быть не более 900 кг/ч.

178. На мазутосливе (в цистернах, лотках и приемных емкостях) мазут должен подогреваться до температуры, обеспечивающей нормальную работу перекачивающих насосов.

Максимальная температура мазута в приемных емкостях и резервуарах должна быть на 15°С ниже температуры вспышки топлива, но не выше 90°С.

179. Тепловая изоляция оборудования (резервуаров, трубопроводов и др.) должна быть в исправности.

180. Внутренний осмотр резервуаров и приемных емкостей с устранением замеченных недостатков должен проводиться по графику не реже 1 раза в 5 лет. При необходимости они должны очищаться от донных отложений.

Остатки жидкого топлива, удаляемые при очистке резервуаров, лотков, приемных емкостей, фильтров, мазутоподогревателей и других устройств должны сжигаться в специально отведенных местах.

Хранение этих остатков на территории электростанции запрещается.

181. На все приемные емкости и резервуары для хранения жидкого топлива должны быть составлены градуировочные таблицы и паспорта, которые утверждаются главным инженером энергообъекта.

182. По утвержденному графику должны проводиться: наружный осмотр мазутопроводов и арматуры — не реже 1 раза в год, а в пределах котельного отделения —1 раз в квартал и выборочная ревизия арматуры — не реже 1 раза в 4 года.

183. Вязкость мазута, подаваемого в котельную, не должна превышать: для механических и паромеханических форсунок 2,5° ВУ (16 мм2/с), для паровых и ротационных форсунок 6° ВУ (44 мм2/с).

184. Фильтры топлива должны очищаться (паровой продувкой, вручную или химическим способом) при повышении их сопротивления на 50% по сравнению с начальным (в чистом состоянии) при расчетной нагрузке.

Обжиг фильтрующей сетки при очистке запрещается.

Мазутоподогреватели должны очищаться при снижении их тепловой мощности на 30 % номинальной.

185. Резервные насосы, подогреватели и фильтры должны быть исправными и в постоянной готовности к пуску.

Проверка включения и плановый переход с работающего насоса на резервный должны производиться по графику, но не реже 1 раза в месяц. Проверка срабатывания устройств автоматического ввода резерва (далее — АВР) должна производиться не реже 1 раза в квартал по программе и графику, утвержденным главным инженером энергообъекта.

186. При выводе в ремонт топливопроводов или оборудования они должны быть надежно отключены от работающего оборудования, сдренированы и при необходимости производства внутренних работ пропарены.

На отключенных участках топливопроводов паровые или другие спутники должны быть отключены.

187. Перед включением резервуара с мазутом в работу после длительного хранения в нем топлива из придонного слоя (до 0,5 м) должна быть отобрана проба мазута для анализа на влажность и приняты меры, предотвращающие попадание отстоявшейся воды и мазута большой обводненности на ТЭС (в котельную).

188. Текущий и капитальный ремонты насосов жидкого топлива должны производиться по утвержденному графику и в сроки, соответствующие требованиям завода-изготовителя: текущий ремонт не реже 1 раза в 1,5 года, капитальный — не реже 1 раза в 3 года.

189. По утвержденному графику, но не реже 1 раза в неделю должно проверяться действие сигнализации предельного повышения и понижения температуры и понижения давления топлива, подаваемого на сжигание, правильность показаний выведенных на щит управления дистанционных уровнемеров и приборов для измерения температуры топлива в резервуарах и приемных емкостях.

190. Прием, хранение и подготовка к сжиганию других видов жидкого топлива должны осуществляться в соответствии с действующими нормативно-техническими документами и местными инструкциями.

Особенности приема, хранения и подготовки к сжиганию жидкого топлива газотурбинных установок

191. При сливе, хранении и подаче на сжигание жидкого топлива не должно быть допущено его обводнения. При необходимости пропарки цистерн после слива обводненные продукты пропарки должны быть поданы в специальные емкости мазутосклада.

192. Слив топлива должен быть организован закрытым способом. Сливные устройства, их антикоррозионные покрытия, паровые спутники, арматура и т. д. должны быть в исправном состоянии, чтобы не допускать загрязнения топлива и его застывания.

Минимальная и максимальная температура жидкого топлива в резервуарах должна быть указана в местных инструкциях.

193. Топливо из резервуаров для подачи в газотурбинные установки (далее — ГТУ) должно отбираться плавающим заборным устройством с верхних слоев.

194. Пробы топлива из придонных слоев резервуаров должны отбираться при инвентаризации и перед включением резервуара в работу. При обнаружении обводненности в придонном слое более 0,5% должны быть приняты меры к предотвращению попадания обводненного топлива на сжигание. При высоте обводненного слоя выше уровня «мертвого» остатка увлажненный слой должен быть сдренирован в специальные емкости мазутосклада.

195. Внутренний осмотр резервуаров с циркуляционным способом разогрева должен производиться не реже 1 раза в 5 лет, резервуаров с паровым обогревом — ежегодно с обязательными гидравлическими испытаниями плотности внутрирезервуарных подогревателей и устранением повреждений антикоррозионного покрытия.

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

197. Вязкость подаваемого на ГТУ топлива должна быть не более: при применении механических форсунок — 2° ВУ (12 мм2/с), при использовании воздушных (паровых) форсунок — 3 ° ВУ (20 мм2/с).

198. Жидкое топливо должно быть очищено от механических примесей в соответствии с требованиями заводов-изготовителей ГТУ.

В местных инструкциях должно быть указано допустимое значение перепада давления на входе в фильтры и выходе из них, при котором они должны выводиться на очистку.

199. Периодичность контроля качества топлива и присадки при хранении и подаче топлива на сжигание, места отбора проб и определяемые показатели качества должны быть установлены местной инструкцией.

200. При сжигании в ГТУ жидких видов топлива, содержащих коррозионно-агрессивные элементы (ванадий, щелочные металлы и др.) в количестве, большем, чем допускается действующими государственными стандартами и техническими условиями, топливо должно быть обработано на электростанции в соответствии с местными инструкциями (промывка от солей натрия и калия или добавление антикоррозионной присадки).

Газообразное топливо

201. При эксплуатации газового хозяйства должны быть обеспечены:

бесперебойная подача к топочным горелкам газа требуемого давления, очищенного от посторонних примесей и конденсата, в количестве, соответствующем нагрузке котлов;

контроль количества и качества поступающего газа;

безопасная работа оборудования, а также безопасное проведение его технического обслуживания и ремонта;

своевременное и качественное техническое обслуживание и ремонт оборудования;

надзор за техническим состоянием оборудования и его безопасной эксплуатацией.

202. Эксплуатация газового хозяйства энергообъектов должна быть организована в соответствии с «Правилами безопасности в газовом хозяйстве», утвержденными «Саноатгеоконтехназорат», «Правилами пользования газом в народном хозяйстве», отраслевой «Типовой инструкцией по эксплуатации газового хозяйства ТЭС, работающих на природном газе», «Положением о ведомственном надзоре за состоянием газовых хозяйств тепловых электростанций».

203. На каждый газопровод и оборудование газораспределительного пункта (далее — ГРП) должны быть составлены паспорта, содержащие основные данные, характеризующие газопровод, помещение ГРП, оборудование и контрольно-измерительные приборы, а также сведения о выполняемом ремонте.

204. На энергообъекте должны быть составлены и утверждены главным инженером перечень газоопасных работ и инструкция, определяющая порядок подготовки и безопасность их проведения применительно к конкретным производственным условиям. Газоопасные работы должны выполняться по наряду. Лица, имеющие право выдачи нарядов на газоопасные работы, должны быть назначены приказом по энергообъекту. Перечень газоопасных работ должен не реже 1 раза в год пересматриваться и переутверждаться.

Особо опасные работы (ввод в эксплуатацию, пуск газа, присоединение газопроводов, ремонт газопроводов и оборудования «под газом», работы в ГРП с применением сварки и газовой резки) должны проводиться по наряду и специальному плану, утвержденному главным инженером энергообъекта.

В плане работ должны быть указаны строгая последовательность проведения работ, расстановка людей, ответственные лица, потребность в механизмах и приспособлениях; предусмотрены мероприятия, обеспечивающие максимальную безопасность данных работ.

205. Не допускаются колебания давления газа на выходе из ГРП, превышающие 10% рабочего. Неисправности регуляторов, вызывающие повышение или понижение рабочего давления, неполадки в работе предохранительных клапанов, а также утечки газа, должны устраняться в аварийном порядке.

206. Подача газа по обводному, газопроводу (байпасу), не имеющему автоматического регулирующего клапана, запрещается.

207. Проверка срабатывания устройств защиты, блокировок и сигнализации должна производиться в сроки, предусмотренные инструкциями заводов-изготовителей, но не реже 1 раза в месяц.

208. Газопроводы при заполнении газом должны быть продуты до вытеснения всего воздуха. Окончание продувки должно определяться анализом отбираемых проб, при этом содержание кислорода в газе не должно превышать 1%, или сгоранием газа, которое должно происходить спокойно, без хлопков.

Выпуск газовоздушной смеси при продувках газопроводов должен осуществляться в места, где исключена возможность попадания ее в здания, а также воспламенения от какого-либо источника огня.

Газопроводы при освобождении от газа должны продуваться воздухом или инертным газом до полного вытеснения газа. Окончание продувки определяется анализом. Остаточная объемная доля газа в продувочном воздухе не должна превышать 20% нижнего предела воспламенения газа.

209. По утвержденному графику должен проводиться обход трассы подземных газопроводов, находящихся на территории электростанции. При этом должны проверяться на загазованность колодцы газопровода, а также расположенные на расстоянии 15 м в обе стороны от газопровода другие колодцы (телефонные, водопроводные, теплофикационные, канализационные), коллекторы, подвалы зданий и другие помещения, в которых возможно скопление газа.

Для обслуживания подземных газопроводов должны быть составлены и выданы на руки обходчикам маршрутные карты с присвоенными им номерами. В каждой из них должны быть указаны схема трассы газопроводов и ее длина, а также колодцы подземных коммуникаций и подвалы зданий, расположенные на расстоянии до 15 м в обе стороны от газопроводов.

210. Наличие газа в подвалах, коллекторах, шахтах, колодцах и других подземных сооружениях должно проверяться газоанализатором во взрывозащищенном исполнении.

Анализ проб воздуха в подвалах зданий может производиться непосредственно в подвале газоанализаторами взрывозащищенного исполнения, а при отсутствии их — путем отбора пробы воздуха из подвала и анализа ее вне здания.

При отборе проб воздуха из коллекторов, шахт, колодцев и других подземных сооружений спускаться в них запрещается.

При нахождении в подвале, а также у колодцев, шахт, коллекторов и других подземных сооружений курить и пользоваться открытым огнем запрещается.

211. При обнаружении загазованности на трассе должны быть приняты меры к дополнительной проверке газоанализатором и проветриванию загазованных подвалов, первых этажей зданий, колодцев камер, находящихся в радиусе 50 м от обнаруженного места утечки. При обнаружении загазованности подвалов дополнительно должны быть предупреждены люди, находящиеся в здании, о недопустимости курения, пользования открытым огнем и электроприборами.

Одновременно должны быть приняты неотложные меры к выявлению и устранению утечек газа.

212. Проверка плотности соединений газопроводов, отыскание мест утечек газа на газопроводах, в колодцах и помещениях должны выполняться с использованием мыльной эмульсии. Применение огня для обнаружения утечек газа запрещается. Все обнаруженные на действующих газопроводах неплотности и неисправности должны немедленно устраняться.

213. Осмотр арматуры газопроводов должен быть организован по графику, но не реже 1 раза в год. По результатам осмотра должны быть определены вид и срок ремонта арматуры.

214. Внешний и внутренний осмотры помещений ГРП с отбором и анализом проб воздуха на загазованность на уровне 0,25 м от пола и 0,4 — 0,7 м под потолком должны производиться ежесуточно.

215. Техническое обслуживание газового оборудования должно быть организовано по 1 рафику, но не реже 1 раза в месяц. Плановый ремонт должен производиться не реже 1 раза в год с разборкой регуляторов давления, предохранительных клапанов, фильтров, если в паспорте заводов-изготовителей не указаны другие сроки.

Корпус фильтра после выемки фильтрующей кассеты должен тщательно очищаться. Разработка и очистка кассеты должны проводиться вне помещений.

Очистка фильтра должна осуществляться также по достижении допустимого значения перепада давления, которое указывается в местных инструкциях.

216. Проверка настройки и действия предохранительных устройств (запорных и сбросных), а также приборов авторегулирования должна производиться перед пуском газа, после длительного (более 2 месяцев) останова оборудования, а также при эксплуатации не реже 1 раза в 2 месяца, если в инструкции завода - изготовителя не указаны другие сроки.

217. Газопроводы должны регулярно (по графику) дренироваться через специальные штуцера, устанавливаемые в нижних точках газопровода. Конденсат должен собираться в передвижные емкости и утилизироваться.

Сброс удаленной из газопровода жидкости в канализацию запрещается.

218. Особенности эксплуатации при подаче и сжигании газогенераторного и сбросно-технологического влажного и сернистого (содержащего меркаптаны или сероводород) природного газа должны определяться проектом и местной инструкцией.

§ 2. Пылеприготовление

219. При эксплуатации пылеприготовительных установок должна быть обеспечена бесперебойная подача к горелкам котла угольной пыли, требуемой тонкости и влажности в количестве, соответствующем нагрузке котла.

Все исправные системы пылеприготовления с прямым вдуванием при нагрузке котла 100 — 60% номинальной, как правило, должны быть в работе. Режим работы систем пылеприготовления должен быть организован в соответствии с режимной картой, разработанной на основе заводских характеристик и испытаний пылеприготовительного и топочного оборудования.

220. Тепловая изоляция трубопроводов и оборудования должна поддерживаться в исправном состоянии.

221. Перед пуском вновь смонтированной или реконструированной пылеприготовительной установки, а также после ремонта или длительного нахождения в резерве (более 3 сут.) все ее оборудование должно быть осмотрено, проверена исправность контрольно-измерительных приборов (далее — КИП), устройств дистанционного управления, защиты, сигнализации, блокировок и автоматики.

Пуск и эксплуатация установок с неисправными системами сигнализации, защит и блокировок запрещаются.

222. Перед пуском вновь смонтированной или реконструированной установки независимо от вида размалываемого топлива в целях выявления возможных мест отложений пыли и их устранения должен быть проведен внутренний осмотр установки с вскрытием всех люков и лазов.

223. Открытие люков и лазов, а также внутренний осмотр установки должны выполняться с соблюдением всех мер безопасности, предусматриваемых местной инструкцией.

Контрольный внутренний осмотр установки с составлением акта должен быть проведен не позднее чем через 2000 ч работы системы пылеприготовления специальной комиссией, назначаемой руководителем энергообъекта.

224. Для предупреждения конденсации влаги и налипания пыли на элементах оборудования перед пуском должен быть обеспечен прогрев систем пылеприготовления, режим которого должен быть установлен местной инструкцией.

225. На пылеприготовительных установках должны быть включены и находиться в исправном состоянии измерительные приборы, регуляторы, устройства сигнализации, защиты и блокировок. Приборы, используемые при измерении температуры в системах контроля, автоматики, защиты, сигнализации, должны быть малоинерционными или средней инерционности с временем запаздывания не более 20 с.

226. При эксплуатации пылеприготовительных установок должен быть организован контроль за следующими процессами, показателями и оборудованием:

бесперебойным поступлением топлива в мельницы;

уровнями в бункерах сырого угля для предотвращения снижения или увеличения уровня по сравнению с предельными значениями, указанными в местной инструкции;

температурой сушильного агента и пылегазовоздушной смеси на выходе из подсушивающих и размольных установок для предотвращения ее повышения сверх значений, указанных в табл. 1 приложения № 1 к настоящим Правилам;

уровнем вибрации блоков подшипников;

температурой масла в блоке подшипников;

температурой пыли в бункере для предотвращения во всех режимах работы установки повышения ее сверх значений, указанных в табл. 1 приложения № 1 к настоящим Правилам для температур пылевоздушной смеси;

исправностью предохранительных клапанов;

состоянием изоляции и плотностью всех элементов установки (выбивание пыли должно быть немедленно устранено);

током электродвигателей оборудования пылеприготовительной установки;

давлением сушильного агента перед подсушивающим устройством или мельницей, перед и за мельничным вентилятором и мельницей-вентилятором;

сопротивлением среднеходных мельниц;

содержанием кислорода в сушильном агенте в конце установки при сушке дымовыми газами (в местах, предусмотренных правилами взрывобезопасности топливоподач и установок для приготовления пылевидного топлива);

расходом сушильного агента на системах пылеприготовления с прямым вдуванием с молотковыми и среднеходными мельницами;

тонкостью пыли, кроме установок с прямым вдуванием.

227. После пуска новых пылеприготовительных установок или их реконструкции, а также после капитального ремонта должны производиться отбор проб пыли и другие измерения для составления новой или корретировки действующей режимной карты.

228. Контроль за тонкостью пыли при эксплуатации пылеприготовительных установок с пылевым бункером должен осуществляться по пробам пыли из-под циклона с частотой отбора, устанавливаемой местной инструкцией.

В установках с прямым вдуванием тонкость пыли должна контролироваться косвенным путем по количеству сушильного агента, поступающего на мельницу, и по положению регулирующих органов сепаратора.

229. Контролъ и устранение присосов воздуха в пылеприготовительных установках должны быть организованы по графику, утвержденному главным инженером энергообъекта, но не реже 1 раза в месяц, а также после капитального или среднего ремонта.

Присосы воздуха в пылеприготовительной установке должны быть не выше значений, приведенных в табл. 2 приложения № 1 к настоящим Правилам, и выраженных в процентах от расхода сухого сушильного агента на входе в установку без учета испаренной влаги топлива.

В системах с прямым вдуванием пыли при воздушной сушке значения присосов не определяются, а плотность установки должна проверяться путем ее опрессовки.

230. В разомкнутых пылеприготовительных (сушильных) установках по графику, утвержденному главным инженером энергообъекта, должно контролироваться состояние устройств для очистки отработавшего сушильного вентилирующего агента, аэродинамические сопротивления циклонов, фильтров, скрубберов.

Не реже 2 раз в год, а также после капитального ремонта или реконструкции должна проверяться эффективность очистки от пыли отработавшего сушильного агента.

231. Подавать пыль в топку неработающего котла запрещается.

Шнеки и другие устройства для транспортирования пыли перед остановом должны быть освобождены от находящейся в них пыли.

232. Бункера сырого топлива, склонного к зависанию и самовозгоранию, должны периодически, но не реже 1 раза в 10 сут., срабатываться до минимально допустимого уровня.

При переходе на длительное сжигание газа и мазута бункера котла должны быть полностью опорожнены.

233. Систематически по графику должны осматриваться изнашивающиеся элементы пылеприготовительных установок (била, билодержатели, броня, рабочие колеса, валки, уплотнения и т. п.) и при необходимости заменяться или ремонтироваться. Должны также поддерживаться в исправности защитные устройства, устанавливаемые на быстроизнашивающихся участках (коленах пылепроводов, течках сепараторов и др.).

234. Сварочные работы в помещениях пылеприготовительных установок допускаются только на громоздких деталях неработающих установок после освобождения их от пыли при соблюдении мер, предусмотренных отраслевой инструкцией о пожарной безопасности при проведении огневых работ на энергетических объектах.

235. В помещениях пылеприготовительных установок должна соблюдаться чистота, регулярно производиться тщательная уборка, удаление пыли со стен, подоконников, перекрытий, лестниц, поверхностей оборудования и с других мест отложения пыли. При обнаружении пылений необходимо принимать меры к их немедленному устранению. Особое внимание должно обращаться на предотвращение накапливания пыли на горячих поверхностях оборудования. Уборка помещений должна быть механизированной, без взвихривания пыли. При необходимости ручной уборки пыли ее разрешается выполнять лишь после предварительного увлажнения пыли водой путем разбрызгивания. Графики и объем работ по уборке должны быть установлены местной инструкцией.

Сметать или тушить тлеющий очаг в помещении или внутри оборудования струей воды, огнетушителем либо другим способом, могущим вызвать взвихривание пыли, запрещается.

§ 3. Паровые и водогрейные котельные установки

236. При эксплуатации котлов должны быть обеспечены:

надежность и безопасность работы всего основного и вспомогательного оборудования;

возможность достижения номинальной производительности котлов, параметров и качества пара и воды;

экономичный режим работы, установленный на основе испытаний и заводских инструкций;

регулировочный диапазон нагрузок, определенный для каждого типа котла и вида сжигаемого топлива;

минимально допустимые нагрузки;

допустимые выбросы вредных веществ в атмосферу.

Для котлов подконтрольных «Саноатгеоконтехназорат» должно быть обеспечено выполнение требований действующих «Правил устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов».

237. Вновь вводимые в эксплуатацию котлы давлением 100 кгс/см2 (9,8 МПа)* и выше должны после монтажа подвергаться химической очистке совместно с основными трубопроводами и другими элементами водопарового тракта. Котлы давлением ниже 100 кгс/см2 (9,8 МПа) и водогрейные котлы перед вводом в эксплуатацию должны подвергаться щелочению.

Примечание:

*Здесь и ниже приведено номинальное значение давления пара на выходе котла в соответствии с ГОСТ 3619-89.

Непосредственно после химической очистки и щелочения должны быть приняты меры к защите очищенных поверхностей от стояночной коррозии.

238. Перед пуском котла из ремонта или длительного нахождения в резерве (более 3 сут.) должны быть проверены исправность и готовность к включению вспомогательного оборудования, КИП, средств дистанционного управления арматурой и механизмами, авторегуляторов, устройств защиты, блокировок, предупредительной сигнализации и средств оперативной связи. Выявленные неисправности должны быть устранены.

При неисправности блокировок и устройств защиты, действующих на останов котла, пуск его запрещается.

239. Пуск котла должен быть организован под руководством начальника смены или старшего машиниста, а после капитального или среднего ремонта — под руководством начальника цеха или его заместителя.

240. Перед растопкой барабанный котел должен быть заполнен деаэрированной питательной водой.

Прямоточный котел должен быть заполнен питательной водой, качество которой должно соответствовать инструкции по эксплуатации в зависимости от схемы обработки питательной воды.

241. Заполнение неостывшего барабанного котла разрешается при температуре металла верха опорожненного барабана не выше 160°С.

Если температура металла верха барабана превышает 140°С, заполнение его водой для гидроопрессовки запрещается.

242. Заполнение водой прямоточного котла, удаление из него воздуха, а также операции при промывке от загрязнений должны производиться на участке до встроенных в тракт котла задвижек при сепараторном режиме растопки или по всему тракту при прямоточном режиме растопки.

Растопочный расход воды должен быть равен 30% номинального. Другое значение растопочного расхода может быть определено лишь инструкцией завода-изготовителя или инструкцией по эксплуатации, скорректированной на основе результатов испытаний.

243. Расход сетевой воды перед растопкой водогрейного котла должен быть установлен и поддерживаться в дальнейшей работе не ниже минимально допустимого, определяемого заводом-изготовителем для каждого типа котла.

244. При растопке прямоточных котлов блочных установок давление перед встроенными в тракт котла задвижками должно поддерживаться на уровне 120 — 130 кгс/см2 (12-13 МПа) для котлов с рабочим давлением 140 кгс/см2 (13,8 МПа) и 240 — 250 кгс/см2 (24-25 МПа) для котлов на сверхкритическое давление.

Изменение этих значений или растопка на скользящем давлении допускается по согласованию с заводом-изготовителем на основе специальных испытаний.

245. Перед растопкой и после останова котла топка и газоходы, включая рециркуляционные, должны быть провентилированы дымососами, дутьевыми вентиляторами и дымососами рециркуляции при открытых шиберах газовоздушного тракта не менее 10 мин. с расходом воздуха не менее 25% номинального.

Вентиляция котлов, работающих под надувом, водогрейных котлов при отсутствии дымососов должна осуществляться дутьевыми вентиляторами и дымососами рециркуляции.

Перед растопкой котлов из неостывшего состояния при сохранившемся избыточном давлении в пароводяном тракте вентиляция должна начинаться не ранее чем за 15 мин. до розжига горелок.

246. Перед растопкой котла на газе должна быть произведена контрольная опрессовка газопроводов котла воздухом и проверена герметичность закрытия запорной арматуры перед горелками в соответствии с отраслевой «Типовой инструкцией по эксплуатации газового хозяйства ТЭС, работающих на природном газе».

247. При растопке котлов должны быть включены дымосос и дутьевой вентилятор, а котлов, работа которых рассчитана без дымососов — дутьевой вентилятор.

248. С момента начала растопки котла должен быть организован контроль за уровнем воды в барабане.

Продувка верхних водоуказательных приборов должна выполняться:

для котлов давлением 40 кгс/см2 (3,9 МПа) и ниже — при избыточном давлении в котле около 1 кгс/см 2(0,1 МПа) и перед включением в главный паропровод;

для котлов давлением более 40 кгс/см2 (3,9 МПа) — при избыточном давлении в котле 3 кгс/см2 (0,3 МПа) и при давлении 15 — 30 кгс/см2 (1,5-3 МПа).

Сниженные указатели уровня воды должны быть сверены с водоуказательными приборами в процессе растопки (с учетом поправок).

249. Растопка котла из различных тепловых состояний должна выполняться в соответствии с графиками пуска, составленными на основе инструкции завода-изготовителя и результатов испытаний пусковых режимов.

250. В процессе растопки котла из холодного состояния после капитального и среднего ремонта, но не реже 1 раза в год должно проверяться по реперам тепловое перемещение экранов, барабанов и коллекторов.

251. Если до пуска котла на нем проводились работы, связанные с разборкой фланцевых соединений и лючков, то при избыточном давлении 3 — 5 кгс/см2 (0,3-0,5 МПа) должны быть подтянуты болтовые соединения.

Подтяжка болтовых соединений при большем давлении запрещается.

252. При растопках и остановах котлов должен быть организован контроль за температурным режимом барабана. Скорость прогрева и охлаждения нижней образующей барабана и перепад температур между верхней и нижней образующими барабана не должны превышать допустимых значений;

253. Включение котла в общий паропровод должно производиться после дренирования и прогрева соединительного паропровода. Давление пара за котлом при включении должно быть равно давлению в общем паропроводе.

254. Переход на сжигание твердого топлива (начало подачи в топку пыли) на котлах, работающих на топливах с выходом летучих менее 15%, разрешается при тепловой нагрузке топки на растопочном топливе не ниже 30% номинальной. При работе на топливах с выходом летучих более 15% разрешается подача пыли при меньшей тепловой нагрузке, которая должна быть установлена местной инструкцией исходя из обеспечения устойчивого воспламенения пыли.

При пуске котла после кратковременного простоя (до 30 мин.) разрешается переход на сжигание твердого топлива с выходом летучих менее 15% при тепловой нагрузке топки не ниже 15% номинальной.

255. Режим работы котла должен строго соответствовать режимной карте, составленной на основе испытания оборудования и инструкции по эксплуатации. В случае реконструкции котла и изменения марки или качества топлива режимная карта должна быть скорректирована.

256. При работе котла должны соблюдаться тепловые режимы, обеспечивающие поддержание допустимых температур пара в каждой ступени и каждом потоке первичного и промежуточного пароперегревателей.

257. При работе котла верхний предельный уровень воды в барабане должен быть не выше, а нижний предельный уровень не ниже уровней, устанавливаемых на основе данных завода-изготовителя и испытаний оборудования.

258. Поверхности нагрева котельных установок с газовой стороны должны содержаться, в эксплуатационно чистом состоянии путем поддержания оптимальных режимов и применения механизированных систем комплексной очистки (паровые, воздушные или водяные аппараты, устройства импульсной очистки, виброочистки, дробеочистки и др.). Предназначенные для этого устройства, а также средства дистанционного и автоматического управления ими должны быть в постоянной готовности к действию.

Периодичность очистки поверхностей нагрева должна быть регламентирована графиком или местной инструкцией.

259. При эксплуатации котлов, как правило, должны быть включены все работающие тягодутьевые машины. Длительная работа при отключении части тягодутьевых машин допускается при условии обеспечения равномерного газовоздушного и теплового режима по сторонам котла. При этом должна быть обеспечена равномерность распределения воздуха между горелками и исключен переток воздуха (газа) через остановленный вентилятор (дымосос).

260. На паровых котлах, сжигающих в качестве основного топлива мазут с содержанием серы более 0,5%, в регулировочном диапазоне нагрузок его сжигание должно осуществляться, как правило, при коэффициентах избытка воздуха на выходе из топки менее 1,03. При этом обязательно выполнение установленного комплекса мероприятий по переводу котлов на этот режим (подготовка топлива, применение соответствующих конструкций горелочных устройств и форсунок, уплотнение топки, оснащение котла дополнительными приборами контроля и средствами автоматизации процесса горения).

261. Мазутные форсунки перед установкой на место должны быть испытаны на водяном стенде в целях проверки их производительности, качества распыливания и угла раскрытия факела. Разница в номинальной производительности отдельных форсунок в комплекте, устанавливаемом на мазутный котел, должна быть не более 1,5%. Каждый котел должен быть обеспечен запасным комплектом форсунок.

Применение нетарированных форсунок запрещается.

262. Работа мазутных форсунок, в том числе растопочных, без организованного подвода к ним воздуха запрещается.

При эксплуатации форсунок и паромазутопроводов котельной должны быть выполнены условия, исключающие попадание мазута в паропровод.

263. При эксплуатации котлов температура воздуха, °С, поступающего в воздухоподогреватель, должна быть не ниже следующих значений:

Температура предварительного подогрева воздуха при сжигании сернистого мазута должна быть выбрана такой, чтобы температура уходящих газов в регулировочном диапазоне нагрузок котла была не ниже 150°С.

В случае сжигания мазута с предельно малыми коэффициентами избытка воздуха на выходе из топки (менее 1,03) или применения эффективных антикоррозионных средств (присадок, материалов, покрытий) температура воздуха перед воздухоподогревателями может быть снижена по сравнению с указанными значениями и установлена на основании опыта эксплуатации.

Растопка котла на сернистом мазуте должна производиться с предварительно включенной системой подогрева воздуха (калориферы, система рециркуляции горячего воздуха). Температура воздуха перед воздухоподогревателем в начальный период растопки на мазутном котле должна быть, как правило, не ниже 90°С.

264. Все котлы, сжигающие твердое топливо в пылевидном состоянии с потерями тепла от механической неполноты сгорания, превышающими 0,5%, должны быть оборудованы постоянно действующими установками для отбора проб летучей золы в целях контроля за указанными потерями. Периодичность отбора проб уноса должна быть установлена местной инструкцией, но не реже 1 раза в смену при сжигании угля марки А и тощих углей марки СС, Т, ТС и не реже 1 раза в сутки при других видах топлива.

265. Обмуровка котлов должна быть в исправном состоянии. При температуре окружающего воздуха 25°С температура на поверхности обмуровки должна быть не более 45°С.

266. Топка и весь газовый тракт котлов должны быть плотными. Присосы воздуха в топку и в газовый тракт до выхода из пароперегревателя для паровых газомазутных котлов паропроизводительностью до 420 т/ч должны быть не более 5%, для котлов паропроизводительностью выше 420 т/ч — 3%, для пылеугольных котлов — соответственно 8 и 5%.

Присосы воздуха в топку и газовый тракт до выхода из конвективных поверхностей нагрева для водогрейных котлов должны быть не более 5%. Тонки и газоходы с цельносварными экранами должны быть бесприсосными. Присосы в газовый тракт на участке от входа в экономайзер (для пылеугольных водогрейных котлов — от входа в воздухоподогреватель) до выхода из дымососа должны быть (без учета золоулавливающих установок) при трубчатом воздухоподогревателе не более 10%, при регенеративном — не более 25%.

Присосы в топку и газовый тракт водогрейных газомазутных котлов должны быть не более 5%, пылеугольных (без.учета золоулавливающих установок) — не более 10%».

Присосы воздуха в электрофильтры должны быть не более 10%, в золоулавливающие установки других типов — не более 5%.

Нормы присосов даны в процентах теоретически необходимого количества воздуха для номинальной нагрузки котлов.

267. Плотность ограждающих поверхностей котла и газоходов должна контролироваться путем осмотра и определения присосов воздуха 1 раз в месяц. Присосы в топку должны определяться не реже 1 раза в год, а также до и после среднего и капитального ремонтов. Неплотности топки и газоходов котла должны быть устранены.

268. Эксплуатационные испытания котла для составления режимной карты и корректировки инструкции по эксплуатации должны проводиться при вводе его в эксплуатацию, после внесения конструктивных изменений, при переходе на другой вид или марку топлива, а также для выяснения причин отклонения параметров от заданных.

Котлы должны быть оборудованы необходимыми приспособлениями для проведения эксплуатационных испытаний.

269. При выводе котла в резерв или ремонт должны быть приняты меры для консервации поверхностей нагрева котла и калориферов в соответствии с действующими указаниями по консервации теплоэнергетического оборудования.

270. Внутренние отложения из поверхностей нагрева котлов должны быть удалены при водных отмывках во время растопок и остановов или при химических очистках.

Периодичность химических очисток должна быть определена местными инструкциями по результатам количественного анализа внутренних отложений.

271. Подпитывать остановленный котел с дренированием воды в целях ускорения охлаждения барабана запрещается.

272. Спуск воды из остановленного котла с естественной циркуляцией разрешается после понижения давления в нем до атмосферного, а при наличии вальцовочных соединений — при температуре воды не выше 80°С. Из остановленного прямоточного котла разрешается спускать воду при давлении выше атмосферного, верхний предел этого давления должен быть установлен местной инструкцией в зависимости от системы дренажей и расширителей.

При останове котлов блочных электростанций должно производиться обеспаривание промежуточного пароперегревателя в конденсатор турбины.

273. При останове котла в резерв после вентиляции топки и газоходов не более 15 мин. тягодутьевые машины должны быть остановлены; все отключающие шиберы на газовоздуховодах, лазы и лючки, а также направляющие аппараты тягодутьевых машин должны быть плотно закрыты.

274. В зимний период на котле, находящемся в резерве или ремонте, должно быть установлено наблюдение за температурой воздуха.

При температуре воздуха в котельной или наружной при открытой компоновке ниже 0°С должны быть приняты меры к поддержанию положительных температур воздуха в топке и газоходах, в укрытиях у барабана, в районах продувочных и дренажных устройств, калориферов, импульсных линий и датчиков КИП, также должен быть организован подогрев воды в котлах или циркуляция ее через экранную систему.

275. Режим расхолаживания котлов после останова при выводе их в ремонт должен быть определен инструкциями по эксплуатации. Расхолаживание котлов с естественной циркуляцией тягодутьевыми машинами разрешается при обеспечении допустимой разности температур металла между верхней и нижней образующими барабана. Допускаются режимы с поддержанием и без поддержания уровня воды в барабане.

Расхолаживание прямоточных котлов можно осуществлять непосредственно после останова.

276. Надзор дежурного персонала за остановленным котлом должен быть организован до полного снижения в нем давления и снятия напряжения с электродвигателей; контроль за температурой газа и воздуха в районе воздухоподогревателя и уходящих газов может быть прекращен не ранее чем через 24 ч после останова.

277. При работе котлов на твердом или газообразном топливе, когда мазут является резервным или растопочным топливом, схемы мазутохозяйства и мазутопроводов должны быть в состоянии, обеспечивающем немедленную подачу мазута к котлам.

278. При разрыве мазутопровода или газопровода в пределах котельной или сильных утечках мазута (газа) должны быть приняты все меры для прекращения истечения топлива через поврежденные участки вплоть до отключения мазутонасосной и закрытия запорной арматуры на ГРП, а также для предупреждения пожара или взрыва.

279. Котел должен быть немедленно остановлен и отключен без согласования с руководством цеха в случаях:

а) недопустимого повышения или понижения уровня воды в барабане или выхода из строя всех приборов контроля уровня воды в барабане;

б) быстрого снижения уровня воды в барабане, несмотря на усиленное питание котла;

в) выхода из строя всех расходомеров питательной воды прямоточного парового и водогрейного котлов (если при этом возникают нарушения режима, требующие подрегулировки питания) или прекращения питания любого из потоков прямоточного котла более чем на 30 с;

г) прекращения действия всех питательных устройств (насосов);

д) недопустимого повышения давления в пароводяном тракте;

е) прекращения действия более 50% предохранительных клапанов или других заменяющих их предохранительных устройств;

ж) недопустимого повышения или понижения давления в тракте прямоточного котла до встроенных задвижек; недопустимого понижения давления в тракте водогрейного котла более чем на 10 с;

з) разрыва труб пароводяного тракта или обнаружения трещин, вспучин в основных элементах котла (барабане, коллекторах, выносных циклонах, паро- и водоперепускных, а также водоопускных трубах), в паропроводах, питательных трубопроводах и пароводяной арматуре;

и) погасания факела в топке;

к) недопустимого понижения давления газа или мазута за регулирующим клапаном (при работе котла на одном из этих видов топлива);

л) одновременного понижения давления газа и мазута (при совместном их сжигании) за регулирующими клапанами ниже пределов, установленных местной инструкцией;

м) отключения всех дымососов (для котлов с уравновешенной тягой) или дутьевых вентиляторов либо всех регенеративных воздухоподогревателей;

н) взрыва в топке, взрыва или загорания горючих отложений в газоходах и золоулавливающей установке, разогрева докрасна несущих балок каркаса или колонн котла, при обвале обмуровки, а также других повреждениях, угрожающих персоналу или оборудованию;

о) прекращения расхода пара через промежуточный пароперегреватель;

п) снижения расхода воды через водогрейный котел ниже минимально допустимого более чем на 10 с;

р) повышения температуры воды на выходе из водогрейного котла выше допустимой;

с) пожара, угрожающего персоналу, оборудованию или цепям дистанционного управления отключающей арматуры, входящей в схему защиты котла;

т) исчезновения напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления или на всех контрольно-измерительных приборах;

у) разрыва мазутопровода или газопровода в пределах котла.

280. Котел должен быть остановлен по распоряжению главного инженера электростанции с уведомлением диспетчера энергосистемы в случаях:

а) обнаружения свищей в трубах поверхностей нагрева, паро- и водоперепускных, а также водоопускных трубах котлов, паропроводах, коллекторах, в питательных трубопроводах, а также течей и парений в арматуре, фланцевых и вальцовочных соединениях;

б) недопустимого превышения температуры металла поверхностей нагрева, если понизить температуру изменением режима работы котла не удается;

в) выхода из строя всех дистанционных указателей уровня воды в барабане котла;

г) резкого ухудшения качества питательной воды по сравнению с установленными нормами;

д) прекращения работы золоулавливающих установок на пылеугольном котле;

е) неисправности отдельных защит или устройств дистанционного и автоматического управления и контрольно-измерительных приборов.

§ 4. Паротурбинные установки

281. При эксплуатации паротурбинных установок должны быть обеспечены:

надежность работы основного и вспомогательного оборудования;

готовность принятия номинальных электрической и тепловой нагрузок и их изменения до технического минимума;

нормативные показатели экономичности основного и вспомогательного оборудования.

282. Система автоматического регулирования турбины должна удовлетворять следующим требованиям:

устойчиво выдерживать заданные электрическую и тепловую нагрузки и обеспечивать возможность их плавного изменения;

устойчиво поддерживать частоту вращения ротора турбины на холостом ходу и плавно ее изменять (в пределах рабочего диапазона механизма управления турбиной) при номинальных и пусковых параметрах пара;

удерживать частоту вращения ротора турбины ниже уровня настройки срабатывания автомата безопасности при мгновенном сбросе до нуля электрической нагрузки (в том числе при отключении генератора от сети), соответствующей максимальному расходу пара при номинальных его параметрах и максимальных пропусках пара в часть низкого давления турбины.

283. Параметры работы системы регулирования паровых турбин должны соответствовать ГОСТ 24278-89 и техническим условиям на поставку турбин.

Для всего парка эксплуатируемых турбин, выпущенных ранее указанного стандарта, а также турбин иностранных фирм значения этих параметров должны соответствовать значениям, указанным ниже:

Примечание:

*Для турбин типа Р степень неравномерности допускается 4,5—6,5%.

**Для турбин выпуска до 1950 г. степень нечувствительности допускается до 0,5%.

Степень неравномерности регулирования давления пара в регулируемых отборах и противодавления должна удовлетворять требованиям потребителя, согласованным с заводом-изготовителем турбин, и не допускать срабатывания предохранительных клапанов (устройств).

284. Все проверки и испытания системы регулирования защиты турбины от повышения частоты вращения должны выполняться в соответствии с требованиями инструкций заводов-изготовителей турбин и отраслевых «Методических указаний по проверке и испытаниям автоматических систем регулирования и защит паровых турбин».

285. Автомат безопасности должен срабатывать при повышении частоты вращения ротора турбины на 10 — 12% сверх номинальной или до значения, указанного заводом-изготовителем. При срабатывании автомата безопасности должны закрываться:

стопорные, регулирующие (стопорно-регулирующие) клапаны свежего пара и пара промперегрева;

стопорные (отсечные), регулирующие и обратные клапаны, а также регулирующие диафрагмы и заслонки отборов пара;

отсечные клапаны на паропроводах связи со сторонними источниками пара.

286. Система защиты турбины от повышения частоты вращения (включая все ее элементы), если нет специальных указаний завода-изготовителя, должна быть испытана увеличением частоты вращения в следующих случаях:

а) после монтажа турбины;

б) после капитального ремонта турбины;

в) перед испытанием системы регулирования сбросом нагрузки с отключением генератора от сети;

г) после разборки автомата безопасности;

д) после длительного (более 30 суток) простоя турбины;

е) после разборки системы регулирования или отдельных ее узлов;

ж) при плановых проверках (не реже 1 раза в 4 месяца).

В случаях «е» и «ж» допускается испытание защиты без увеличения частоты вращения, но с обязательной проверкой всех цепей защиты (с воздействием на исполнительные органы);

з) при возникновении кругового огня на контактных кольцах ротора турбогенератора или коллектора возбудителя.

Испытания защиты турбины увеличением частоты вращения должны производиться под руководством начальника цеха или его заместителя.

287. Стопорные и регулирующие клапаны свежего пара и пара после промперегрева должны быть плотными.

Плотность стопорных и регулирующих клапанов свежего пара, а также пара промперегрева должна проверяться раздельным испытанием каждой группы.

Критерием плотности служит частота вращения ротора турбины, которая устанавливается после полного закрытия проверяемых клапанов при полном (номинальном) или частичном давлении пара перед этими клапанами. Допускаемое значение частоты вращения определяется инструкцией завода-изготовителя или действующими отраслевыми «Методическими указаниями по проверке и испытаниям автоматических систем регулирования и защит паровых турбин», а для турбин, критерии проверки которых не оговорены в инструкциях завода-изготовителя или Методических указаниях, не должно быть выше 50% номинальной при номинальных параметрах перед проверяемыми клапанами и номинальном давлении отработавшего пара.

При одновременном закрытии всех стопорных и регулирующих клапанов и номинальных параметрах свежего пара и противодавления (вакуума) пропуск пара через них не должен вызывать вращения ротора турбины.

Проверка плотности клапанов должна проводиться после монтажа турбины, перед испытанием автомата безопасности повышением частоты вращения, перед остановом турбины в капитальный ремонт, при пуске после него, но не реже 1 раза в год.

При выявлении в процессе эксплуатации турбины признаков снижения плотности клапанов (при пуске или останове турбины) должна быть проведена внеочередная проверка их плотности.

288. Стопорные и регулирующие клапаны свежего пара и пара промперегрева, стопорные (отсечные) и регулирующие клапаны (диафрагмы) отборов пара, отсечные клапаны на паропроводах связи со сторонними источниками пара должны расхаживаться: на полный ход — перед пуском турбины и в случаях, предусмотренных местной инструкцией или инструкцией завода-изготовителя; на часть хода — ежесуточно во время работы турбины.

При расхаживании клапанов на полный ход должны быть проконтролированы плавность их хода и посадка.

289. Плотность обратных клапанов регулируемых отборов и срабатывание предохранительных клапанов этих отборов должны проверяться не реже 1 раза в год и перед испытанием турбины на сброс нагрузки.

Обратные клапаны регулируемых отопительных отборов пара, не имеющих связи с отборами других турбин, редукционно охладительных установок (далее — РОУ) и другими источниками пара, проверке на плотность можно не подвергать, если нет специальных указаний завода-изготовителя.

Посадка обратных клапанов всех отборов должна быть проверена перед каждым пуском и при останове турбины, а при нормальной работе периодически по графику, определяемому главным инженером электростанции, но не реже 1 раза в 4 месяца.

При неисправности обратного клапана работа турбины с соответствующим отбором пара запрещается.

290. Проверка времени закрытия стопорных (защитных, отсечных) клапанов, а также снятие характеристик системы регулирования на остановленной турбине и при ее работе на холостом ходу для проверки их соответствия требованиям п. 484 настоящих Правил и данным завода-изготовителя должны выполняться:

после монтажа турбины;

непосредственно до и после капитального ремонта турбины или ремонта основных узлов системы регулирования или парораспределения.

Снятие характеристик системы регулирования при работе турбины под нагрузкой, необходимых для построения статической характеристики, должны выполняться:

после монтажа турбины;

после капитального ремонта турбины или ремонта основных узлов системы регулировали или парораспределения.

291. Испытания системы регулирования турбины мгновенным сбросом нагрузки, соответствующей максимальному расходу пара, должны выполняться:

при приемке турбин в эксплуатацию после монтажа;

после реконструкции, изменяющей динамическую характеристику турбоагрегата или статическую и динамическую характеристики системы регулирования.

Испытания системы регулирования серийных турбин, оснащенных электрогидравлическими преобразователями (далее — ЭГП), могут быть произведены путем парового сброса нагрузки (мгновенным закрытием только регулирующих клапанов) без отключения генератора от сети.

На головных образцах турбин и на первых образцах турбин, подвергшихся реконструкции (с изменением динамической характеристики агрегата или характеристик регулирования), и на всех турбинах, не оснащенных ЭГП, испытания должны проводиться со сбросом электрической нагрузки путем отключения генератора от сети.

292. При выявлении отклонений фактических характеристик регулирования и защиты от нормативных значений, увеличении времени закрытия клапанов сверх указанного заводом-изготовителем или в местной инструкции или ухудшения их плотности должны быть определены и устранены причины этих отклонений.

293. Эксплуатация турбин с введенным в работу ограничителем мощности допускается как временное мероприятие только по условиям механического состояния турбоустановки с разрешения органов управления энергосистемой. При этом нагрузка турбины должна быть ниже уставки ограничителя не менее чем на 5%.

294. При эксплуатации систем маслоснабжения турбоустановки должны быть обеспечены:

надежность работы агрегатов на всех режимах;

пожаробезопасность;

поддержание нормальных качества масла и температурного режима;

предотвращение протечек масла и попадания его в охлаждающую систему и окружающую среду.

295. Резервные и аварийные масляные насосы и устройства их автоматического включения должны проверяться в работе 2 раза в месяц при работе турбоагрегата, а также перед каждым его пуском и остановом.

Для турбин, у которых рабочий маслонасос системы смазки имеет индивидуальный электропривод, проверка автоматического включения резерва перед остановом не проводится.

296. У турбин, оснащенных системами предотвращения развития горения масла на турбоагрегате, электрическая схема системы должна проверяться перед пуском турбины из холодного состояния.

297. Запорная арматура, устанавливаемая на линиях системы смазки, регулирования и уплотнений генератора, ошибочное переключение которой может привести к останову или повреждению оборудования, должна быть опломбирована в рабочем положении.

298. При эксплуатации конденсационной установки должна быть обеспечена экономичная и надежная работа турбины во всех режимах эксплуатации с соблюдением нормативных температурных напоров в конденсаторе и норм качества конденсата.

299. При эксплуатации конденсационной установки должны проводиться:

профилактические мероприятия по предотвращению загрязнений конденсатора (обработка охлаждающей воды химическими и физическими методами, применение шарикоочистных установок и т. п.);

периодические чистки конденсаторов при повышении давления отработавшего пара по сравнению с нормативными значениями на 0,005 кгс/см2(0,5 кПа) из-за загрязнений поверхностей охлаждения;

контроль за чистотой поверхности охлаждения и трубных досок конденсатора;

контроль за расходом охлаждающей воды (непосредственным измерением расхода или по тепловому балансу конденсаторов), оптимизация расхода охлаждающей воды в соответствии с ее температурой и паровой нагрузкой конденсатора;

проверка плотности вакуумной системы и ее уплотнение, присосы воздуха (кг/ч) в диапазоне изменения паровой нагрузки конденсатора 40 — 100% должны быть не выше значений, определяемых по формуле.

GB = 8 + 0,065N, где:

N — номинальная электрическая мощность турбоустановки на конденсационном режиме, МВт;

проверка водяной плотности конденсатора путем систематического контроля солесодержания конденсата;

проверка содержания кислорода в конденсате после конденсатных насосов.

Методы контроля за работой конденсационной установки, его периодичность определяются местной инструкцией в зависимости от конкретных условий эксплуатации.

300. При эксплуатации оборудования системы регенерации должны быть обеспечены:

нормативные значения температуры питательной воды (конденсата) за каждым подогревателем и конечный ее подогрев;

надежность теплообменных аппаратов во всех режимах работы турбоустановки.

Степень нагрева питательной воды (конденсата), температурные напоры, переохлаждение конденсата греющего пара в подогревателях системы регенерации должны проверяться до и после капитального ремонта турбоустановки, после ремонта подогревателей и периодически по графику (не реже 1 раза в месяц).

301. Эксплуатация подогревателя высокого давления (далее — ПВД) запрещается при:

отсутствии или неисправности элементов его защиты;

неисправности клапана регулятора уровня.

Эксплуатация группы ПВД, объединенных аварийным обводом, запрещается при:

отсутствии или неисправности элементов защиты хотя бы на одном ПВД;

неисправности клапана регулятора уровня любого ПВД;

отключении по пару любого ПВД.

Подача питательной воды в ПВД без включения защиты запрещается.

Подогреватель высокого давления или группа ПВД должны быть немедленно отключены при неисправности защиты или клапана регулятора уровня (далее — КРУ). При неисправном состоянии каких-либо других, кроме КРУ, элементов системы автоматического регулирования уровня и невозможности быстрого устранения дефекта на работающем оборудовании подогреватель (или группа ПВД) должен быть выведен из работы в срок, определяемый главным инженером энергообъекта.

302. Резервные питательные насосы, а также другие насосные агрегаты, находящиеся в автоматическом резерве, должны быть исправными и в постоянной готовности к пуску — с открытыми задвижками на входном и выходном трубопроводах.

Проверка их включения и плановый переход с работающего насоса на резервный должны проводиться по графику, но не реже 1 раза в месяц.

303. Перед пуском турбины из среднего или капитального ремонта или холодного состояния должна быть проверена исправность и готовность к включению основного и вспомогательного оборудования, блокировок, средств технологической защиты, дистанционного и автоматического управления, контрольно-измерительных приборов, средств информации и оперативной связи. Выявленные при этом неисправности должны быть устранены.

При пусках агрегата из других тепловых состояний средства защиты и блокировки должны проверяться в соответствии с местными инструкциями.

Руководить пуском турбины должен начальник смены цеха или старший машинист, а после ее капитального или среднего ремонта — начальник цеха или его заместитель.

304. Пуск турбины запрещается в случаях:

отклонения показателей теплового и механического состояний турбины от допустимых значений;

неисправности хотя бы одной из защит, действующих на останов турбины;

наличия дефектов системы регулирования и парораспределения, которые могут привести к разгону турбины;

неисправности одного из масляных насосов смазки, регулирования, уплотнений генератора и устройств их автоматического включения;

отклонения качества масла от норм на эксплуатационные масла или понижения температуры масла ниже установленного заводом-изготовителем предела;

отклонения качества свежего пара по химическому составу от норм.

305. Без включения валоповоротного устройства подача пара на уплотнения турбины, сброс горячей воды и пара в конденсатор, подача пара для прогрева турбины запрещаются. Условия подачи пара в турбину, не имеющую валоповоротного устройства, определяются местной инструкцией.

Сброс в конденсатор рабочей среды из котла или паропроводов и подача пара в турбину для ее пуска должны осуществляться при давлениях пара в конденсаторе, указанных в инструкциях или других документах заводов-изготовителей турбин, но не выше 0,6 кгс/см2 (60 кПа).

306. При эксплуатации турбоагрегатов средние квадратические значения виброскорости подшипниковых опор должны быть не выше 4,5 мм/с.

При превышении нормативного значения вибрации должны быть приняты меры к ее снижению в срок не более 30 суток.

При вибрации свыше 7,1 мм/с эксплуатировать турбоагрегаты более 7 сут. запрещается, а при вибрации 11,2 мм/с турбина должна быть отключена действием защиты или вручную (ГОСТ 25364-97).

Турбина должна быть немедленно остановлена, если при установившемся режиме происходит одновременное внезапное изменение вибрации оборотной частоты двух опор одного ротора, или смежных опор, или двух компонентов вибрации одной опоры на 1 мм/с и более от любого начального уровня.

Турбина должна быть разгружена и остановлена, если в течение 1 — 3 суток произойдет плавное возрастание любого компонента вибрации одной из опор подшипников на 2 мм/с.

Эксплуатация турбоагрегата при низкочастотной вибрации недопустима. При появлении низкочастотной вибрации, превышающей 1 мм/с, должны быть приняты меры к ее устранению.

Вибрацию турбоагрегатов мощностью 50 МВт и более следует измерять и регистрировать с помощью стационарной аппаратуры непрерывного контроля вибрации подшипниковых опор, соответствующей требованиям ГОСТ 27164-86.

Временно, до оснащения необходимой аппаратурой, разрешается контроль вибрации по размаху виброперемещения. При этом длительная эксплуатация допускается при размахе колебаний до 30 мкм при частоте вращения 3000. об/мин и до 50 мкм при частоте вращения 1500 об/мин.; изменение вибрации на 1-2 мм/с эквивалентно изменению размаха колебаний на 10 — 20 мкм при частоте вращения 3000 об/мин. и 20 — 40 мкм при частоте вращения 1500 об/мин.

До установки стационарной аппаратуры непрерывного контроля вибрации турбоагрегатов мощностью менее 50 МВт допускается использовать переносные приборы, метрологические характеристики которых удовлетворяют требованиям ГОСТ 27164-86. Периодичность контроля должна устанавливаться местной инструкцией в зависимости от вибрационного состояния турбоагрегата, но не реже 1 раза в месяц.

307. Для контроля за состоянием проточной части турбины и заносом ее солями не реже 1 раза в месяц должны проверяться значения давлений пара в контрольных ступенях турбины при близких к номинальным расходах пара через контролируемые отсеки.

Повышение давления в контрольных ступенях по сравнению с номинальным при данном расходе пара должно быть не более 10%. При этом давление не должно превышать предельных значений, установленных заводом-изготовителем.

При достижении в контрольных ступенях предельных значений давления из-за солевого заноса должна быть проведена промывка или очистка проточной части турбины. Способ промывки или очистки должен быть выбран исходя из состава и характера отложений и местных условий.

308. В процессе эксплуатации экономичность турбоустановки должна постоянно контролироваться путем систематического анализа показателей, характеризующих работу оборудования.

Для выявления причин снижения экономичности турбоустановки, оценки эффективности ремонта должны проводиться эксплуатационные (экспресс) испытания оборудования.

При отклонении показателей работы турбинного оборудования от нормативных должны быть устранены дефекты оборудования и недостатки эксплуатации.

Головные образцы турбин и турбины, на которых выполнена реконструкция или проведена модернизация, должны подвергаться балансовым испытаниям.

309. Турбина должна быть немедленно отключена персоналом путем воздействия на выключатель (кнопку аварийного отключения) при отсутствии или отказе в работе соответствующих защит в случаях:

а) повышения частоты вращения ротора сверх уставки срабатывания автомата безопасности;

б) недопустимого осевого сдвига ротора;

в) недопустимого изменения положения роторов относительно цилиндров;

г) недопустимого понижения давления масла (огнестойкой жидкости) в системе смазки;

д) недопустимого снижения уровня масла в масляном баке;

е) недопустимого повышения температуры масла на сливе из любого подшипника, подшипников уплотнений вала генератора, любой колодки упорного подшипника турбоагрегата;

ж) воспламенения масла на турбоагрегате;

з) недопустимого понижения перепада давлений «масло-водород» в системе уплотнений вала турбогенератора;

и) недопустимого снижения уровня масла в демпферном баке системы маслоснабжения уплотнений вала турбогенератора;

к)отключения всех масляных насосов системы водородного охлаждения турбогенератора (для безияжекторных схем маслоснабжения уплотнений);

л) отключения турбогенератора из-за внутреннего повреждения;

м) недопустимого повышения давления в конденсаторе;

н) недопустимого перепада давления на последней ступени у турбин с противодавлением;

о) внезапного повышении вибрации турбоагрегата;

п) появления металлических звуков и необычных шумов внутри турбины или турбогенератора;

р) появления искр или дыма из подшипников и концевых уплотнений турбины или турбогенератора;

с) недопустимого понижения температуры свежего пара или пара после промперегрева;

т) появления гидравлических ударов в паропроводах свежего пара, промперегрева или в турбине;

у) обнаружения разрыва или сквозной трещины на неотключаемых участках маслопроводов и трубопроводов пароводяного тракта, узлах парораспределения;

ф) прекращения протока охлаждающей воды через статор турбогенератора;

х) недопустимого снижения расхода охлаждающей воды на гарохладителе;

ц) исчезновения напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления или на всех контрольно-измерительных приборах.

Необходимость срыва вакуума при отключении турбины должна быть определена местной инструкцией в соответствии с указаниями завода-изготовителя.

В местной инструкции должны быть даны четкие указания о недопустимых отклонениях значений контролируемых величин по агрегату.

310. Турбина должна быть разгружена и остановлена в период, определяемый главным инженером электростанции (с уведомлением диспетчера энергосистемы), в следующих случаях:

а) заедания стопорных клапанов свежего пара или пара после промперегрева;

б) заедания регулирующих клапанов или обрыва их штоков; заедания поворотных диафрагм или обратных клапанов отборов;

в) неисправностей в системе регулирования;

г) нарушения нормальной работы вспомогательного оборудования, схемы и коммуникаций установки, если устранение причин нарушения невозможно без останова турбины;

д) увеличения вибрации опор выше 7,1 мм/с;

е) выявления неисправности технологических защит, действующих на останов оборудования;

ж) обнаружения течей масла из подшипников, трубопроводов и арматуры, создающих опасность возникновения пожара;

з) обнаружения свищей на неотключаемых для ремонта участках трубопроводов пароводяного тракта;

и) отклонения качества свежего пара по химическому составу от норм;

к) обнаружения недопустимой концентрации водорода в картерах подшипников, токопроводах, маслобаке, а также превышающей норму утечки водорода из корпуса турбогенератора.

311. Для каждой турбины должна быть определена длительность выбега ротора при останове с нормальным давлением отработавшего пара и при останове со срывом вакуума. При изменении этой длительности должны быть выявлены и устранены причины отклонения. Длительность выбега должна быть проконтролирована при всех остановах турбоагрегата.

312. При выводе турбины в резерв на срок 7 суток и более должны быть приняты меры к консервации оборудования турбоустановки.

Метод консервации выбирается исходя из местных условий главным инженером электростанции.

313. Эксплуатация турбин со схемами и в режимах, не предусмотренных техническими условиями на поставку, допускается с разрешения завода-изготовителя и руководства энергосистемы.

314. Проведение реконструкции и модернизации турбинного оборудования на электростанциях должно быть согласовано с заводом-изготовителем.

При проведении реконструкции и модернизации турбинного оборудования на электростанциях должны быть предусмотрены максимальная степень автоматизации управления и высокие показатели ремонтопригодности.

§ 5. Блочные установки тепловых электростанций

315. При эксплуатации блочных установок должны выполняться требования п.п. 437, 482, 754 и 816 настоящих Правил и обеспечиваться их участие в регулировании частоты и мощности при нормальных (в соответствии с диспетчерским графиком) и аварийных режимах энергосистемы.

316. Для покрытия диспетчерского графика нагрузки должны быть обеспечены изменения нагрузки энергоблока в регулировочном диапазоне и при необходимости до технического минимума, остановы в резерв и режимы пуска энергоблока из различных тепловых состояний.

317. Теплофикационные энергоблоки, работающие с полным расходом циркуляционной воды через конденсатор, могут быть привлечены к покрытию диспетчерского графика электрических нагрузок с сохранением заданного количества отпускаемого тепла. Теплофикационные энергоблоки, работающие на встроенном пучке конденсатора или с отсечкой цилиндра низкого давления (далее — ЦНД), как правило, не должны привлекаться к покрытию переменной части графика электрических нагрузок. В отдельных случаях допускается разгрузка указанных энергоблоков с переводом тепловой нагрузки на пиковые или резервные источники. Количество теплофикационных энергоблоков, не привлекаемых к покрытию переменного графика нагрузок, должно быть определено диспетчером энергосистемы. Наиболее экономичное оборудование (энергоблоки сверхкритического давления (далее — СКД) и, особенно, парогазовые установки (далее — ПГУ) диспетчер энергосистемы должен привлекать к покрытию переменного графика нагрузок лишь при исчерпании возможностей менее экономичного оборудования.

318. Нижний предел регулировочного диапазона энергоблока должен быть установлен исходя из условия сохранения неизменного состава работающего оборудования и работы системы автоматического регулирования во всем диапазоне нагрузок без вмешательства персонала. При эксплуатации энергоблоков должна быть обеспечена возможность их работы на техническом минимуме нагрузки, для достижения которого допускается изменение состава работающего оборудования и отключение отдельных автоматических регуляторов.

Нижний предел регулировочного диапазона и технический минимум нагрузки должны быть указаны в местной инструкции и доведены до сведения диспетчерской службы.

319. При нагрузке энергоблока, соответствующей нижнему пределу регулировочного диапазона или техническому минимуму, понижение температур свежего пара и пара после промперегрева должно быть не больше заданного заводами-изготовителями оборудования.

320. Предельная скорость изменения нагрузки энергоблока в регулировочном диапазоне должна быть установлена на основании норм предельно допустимых скоростей изменения нагрузки при работе энергоблоков 160—800 МВт в регулировочном диапазоне.

321. Энергоблоки, спроектированные для работы с постоянным давлением свежего пара, допускается эксплуатировать в режиме скользящего давления с полным открытием части регулирующих клапанов цилиндра высокого давления (далее — ЦВД) турбины после проведения специальных испытаний и согласования режимов с заводами-изготовителями котлов*. При этом в местные инструкции должны быть внесены соответствующие дополнения.

Примечание:

*Данный режим не распространяется на энергоблоки, которые по решению КДЦ «Энергия» должны эксплуатироваться на номинальном давлении.

322. В теплофикационных энергоблоках, оснащенных блочными обессоливающими установками (далее — БОУ), конденсат греющего пара сетевых подогревателей должен направляться через БОУ только в случаях нарушения плотности трубной системы этих подогревателей.

323. Остановы энергоблоков в резерв на ночное время должны производиться без расхолаживания оборудования. На всех энергоблоках подлежит обеспариванию система промежуточного перегрева пара, а на энергоблоках с прямоточными котлами, оснащенными встроенной задвижкой (ВЗ) и встроенным сепаратором, также и пароперегревательный тракт за ВЗ. На барабанных котлах, а также на прямоточных котлах с полнопроходным сепаратором (далее — ППС) должны быть реализованы технологические приемы, исключающие выброс конденсата из пароперегревательных поверхностей нагрева в горячие паросборные коллекторы.

324. Оборудование, пусковые и электрические схемы, арматура, тепловая изоляция, растопочное и водное хозяйство энергоблоков и электростанций должны быть в состоянии, позволяющем обеспечить одновременный пуск не менее двух энергоблоков электростанции после любой продолжительности простоя.

325. Пуск энергоблока запрещается в случаях:

а) наличия условий, запрещающих пуск основного оборудования в соответствии с настоящими Правилами;

б) неисправности любой из технологических защит, действующих на останов оборудования энергоблока;

в) неисправности устройств дистанционного управления оперативными регулирующими органами, а также арматурой, используемой при ликвидации аварийных ситуаций;

г) неготовности к включению блочной обессоливающей установки;

д) повреждения опор и пружинных подвесок трубопроводов.

326. Теплофикационные энергоблоки, работающие с отсечкой ЦНД или на встроенном пучке конденсатора, не должны привлекаться к противоаварийному регулированию.

327. Работа энергоблоков с включенными регуляторами давления пара перед турбиной, воздействующими на регулирующие клапаны турбины (регуляторами «до себя»), если они не входят в состав систем регулирования частоты и мощности в энергосистеме, запрещается. В исключительных случаях, при неисправности или неустойчивости работы оборудования, допускается с разрешения начальника Управления эксплуатации электростанций (далее — УЭЭ) и с уведомлением системного оператора (НДЦ «Узбекэнерго») временная работа с включенными регуляторами «до себя».

328. При отсутствии (отказе) системы автоматического регулирования частоты и мощности энергоблоков в случае наброса (сброса) нагрузки турбин из-за изменения частоты персонал должен немедленно приступить к изменению нагрузки котлов в пределах регулировочного диапазона в целях восстановления исходного давления свежего пара. Если изменения нагрузки могут привести к перегрузкам линий электропередачи, угрожающим нарушением устойчивости энергосистемы, то в местных инструкциях должны быть указаны согласованные с системным оператором (НДЦ «Узбекэнерго») изменения частоты, при которых должны начинаться указанные действия персонала.

329. Энергоблок должен быть немедленно остановлен действием защит или персоналом в случаях:

а) останова котла моноблока или обоих котлов дубль-блока;

б) отключения турбины, связанного с ее повреждениями или опасными нарушениями режима работы, указанными в п. 309 настоящих Правил (кроме случаев недопустимого понижения температуры свежего пара или после промперегрева);

в) отключения генератора или трансформатора энергоблока из-за внутреннего повреждения;

г) отключения всех питательных насосов;

д) образования сквозных трещин или разрыва питательного трубопровода, паропровода, корпуса деаэратора;

е) исчезновения напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления или на всех измерительных приборах контроля энергоблока;

ж) пожара, угрожающего персоналу, оборудованию или цепям дистанционного управления отключающей арматуры, входящей в схемы защиты оборудования энергоблока.

330. Эксплуатация блоков должна быть организована в соответствии с местными инструкциями по основному и вспомогательному оборудованию, а также инструкцией по пуску и останову блока. Перечень местных инструкций должен быть утвержден главным инженером электростанции.

Местная инструкция по пуску и останову блока должна содержать:

пооперационные указания по проведению режимов;

графики-задания изменения основных показателей всех режимов пусков и остановов (параметров пара, нагрузки блока, частоты вращения ротора турбины, расхода топлива и т. д.) с указанием продолжительности проведения основных операций;

указания о порядке включения (отключения) технологической защиты (далее —ТЗ) и автоматических регуляторов;

критерии надежности оборудования;

данные об объеме контроля теплового и механического состояния оборудования;

данные о минимальном составе используемых при пуске автоматических регуляторов;

указания об исключении открытия арматуры пусковых схем, не предназначенной для использования в условиях нормальной эксплуатации.

331. Местные инструкции должны быть разработаны с учетом особенностей конкретного блока на основании типовых инструкций или инструкций и технических условий заводов-изготовителей оборудования.

332. Пуском и остановом энергоблока должен руководить старший машинист энергоблока или начальник смены, а после капитального и среднего ремонта — начальник котлотурбинного цеха или его заместитель.

333. Изменения проектных пусковых схем на действующих энергоблоках допускаются:

для целевых испытаний новых схемных решений и режимов пуска, согласованных с заводами-изготовителями оборудования;

при модернизации пусковых схем в целях их приближения к типовой пусковой схеме.

Объем и порядок модернизации и изменения пусковых схем энергоблоков должны быть согласованы с органами управления энергосистемой.

§ 6. Газотурбинные установки (автономные и работающие в составе ПГУ)

334. При эксплуатации газотурбинных установок (далее — ГТУ) должны быть обеспечены:

надежность и экономичность работы основного и вспомогательного оборудования при соблюдении диспетчерского графика нагрузки;

возможность работы с номинальными параметрами, соответствующими техническим условиям на ГТУ;

чистота проточной части компрессоров, турбин и теплообменных аппаратов;

отсутствие утечек воздуха и газа, а также течей топлива, масла и воды;

поддержание основного и вспомогательного оборудования в состоянии, обеспечивающем выполнение требований по защите окружающей среды (уменьшение до допустимых норм загрязнения воздуха и воды, шума в машзале, на территории электростанции и прилегающей к ней территории).

335. Система регулирования ГТУ должна удовлетворять следующим требованиям:

устойчиво поддерживать заданную электрическую нагрузку;

удерживать ГТУ на холостом ходу при номинальной частоте вращения ротора;

обеспечивать надежную работу ГТУ на режимах пуска и останова, а также останов агрегата в аварийных ситуациях;

удерживать частоту вращения ротора, не вызывающую срабатывания автомата безопасности, при мгновенном сбросе максимальной нагрузки до нуля (для ГТУ со свободной силовой турбиной значение нагрузки указывается в технических условиях);

поддерживать температуру газов перед турбиной (турбинами) на требуемом уровне, не допуская ее повышения до предельного значения, при котором срабатывает аварийная защита;

иметь нечувствительность системы ограничения температуры газов не более 10°С;

обеспечивать беспомпажную работу компрессоров;

иметь степень статической неравномерности регулирования частоты вращения генераторного вала в пределах 4-5% номинальной;

возможное повышение степени неравномерности для улучшения условий эксплуатации ГТУ конкретных типоразмеров должно быть указано в технических условиях;

минимальная местная степень статической неравномерности должна быть не ниже 2%;

иметь степень нечувствительности при любой нагрузке не более 0,2% номинальной частоты вращения.

Возможность и продолжительность работы ГТУ с отклонениями от нормальной частоты вращения должна быть регламентирована техническими условиями на ГТУ.

336. Импульс по температуре, используемый в системах регулирования и защиты, должен быть выработан малоинерционными датчиками (термоэлектрическими пирометрами или другими измерительными устройствами с динамической коррекцией в случае необходимости), установленными в характерных сечениях тракта и обеспечивающими представительное определение температуры.

337. Устройства защиты от недопустимого повышения температуры газов после каждой ступени сгорания должны быть настроены на срабатывание при температуре, указанной в технических условиях на ГТУ.

338. Автоматы безопасности должны быть отрегулированы на срабатывание при повышении частоты вращения роторов на 10—12% выше номинальной или до значения, указанного в технических условиях на ГТУ.

339. При эксплуатации ГТУ должны быть выполнены мероприятия, обеспечивающие снижение запыленности засасываемого в компрессор воздуха (засев свободных площадок травами, устройство газонов, асфальтирование дорог, сооружение средств полива и т. п.) и исключающие возможность попадания собственных или посторонних выбросов в воздухозаборное устройство.

340. Система очистки воздуха должна обеспечивать компрессор ГТУ воздухом при остаточной среднегодовой запыленности не более 0,3 мг/м3, в этом воздухе концентрация пыли с размером частиц более 20 мкм должна быть не выше 0,03 мг/м3. Допускается (в периоды повышенной запыленности) кратковременная, не более 100 ч в год, концентрация пыли до 5 мг/м3 с частицами размером не более 30 мкм. Состояние воздушных фильтров при эксплуатации должно регулярно контролироваться. Не допускается вынос из них масла или других материалов во всасывающий тракт ГТУ. Не реже 2 раз в месяц воздушные фильтры должны быть осмотрены и очищены от пыли и шлама (если ГТУ работает в базовом режиме, то при ее ближайшем плановом останове).

341. Система фильтрации воздуха должна быть оборудована байпасными клапанами двустороннего действия, открывающимися автоматически при превышении допустимого перепада давлений на фильтрах или появления избыточного давления в камере фильтров.

342. Обледенение воздушных фильтров и проточной части компрессоров не допускается. При необходимости воздухозаборные тракты ГТУ должны быть оборудованы устройствами, предотвращающими обледенение.

343. Стопорные и регулирующие топливные клапаны ГТУ должны быть плотными. Клапаны должны расхаживаться на полный ход перед каждым пуском, а также ежедневно на часть хода при непрерывной работе, если это предусмотрено инструкцией.

Проверка плотности топливных клапанов ГТУ должна производиться после капитального и среднего (регламентного) ремонта с визуальным контролем, а также перед каждым пуском ГТУ с контролем отсутствия давления топлива перед регулирующими клапанами по манометрам и по величине зазоров между роликами и кулаками регулирующих клапанов.

344. Маховики задвижек и клапанов, установленных на маслопроводах до и после маслоохладителей, на линиях всасывания и напора резервных и аварийных маслонасосов и на линиях аварийного слива масла из маслобаков ГТУ, до и после выносных фильтров, в схеме уплотнений вала генератора, должны быть опломбированы в рабочем положении.

345. Генераторы ГТУ при переходе в режим электродвигателя должны быть немедленно отключены, для чего должна быть установлена защита от обратной мощности генератора. Это требование не распространяется на ГТУ со свободными силовыми турбинами.

346. Пуск и синхронизация ГТУ из любого теплового состояния должны осуществляться автоматически. Частотный пуск вновь устанавливаемых одновальных ГТУ должен осуществляться тиристорным пусковым устройством, если не требуется автономности пуска.

Плановый останов ГТУ должен производиться автоматически по заданной программе.

347. Пуском ГТУ должен руководить начальник цеха, а после капитального и среднего ремонта, проведения регламентных работ — главный инженер электростанции.

348. Перед пуском ГТУ после ремонта или простоя в резерве свыше 3 сут. должны быть проверены исправность и готовность к включению средств технологической защиты и автоматики, блокировок вспомогательного оборудования, масляной системы, резервных и аварийных маслонасосов, контрольно-измерительных приборов и средств оперативной связи. Выявленные при этом неисправности должны быть устранены.

349. Пуск ГТУ запрещается в случаях:

неисправности или отключения какой-либо из защит;

наличия дефектов системы регулирования, которые могут привести к превышению допустимой температуры газов или разгону турбины;

неисправности одного из масляных насосов или системы их автоматического включения;

отклонения от норм качества топлива или масла, а также при температуре или давлении топлива (масла) ниже или выше установленных пределов;

отклонения контрольных показателей теплового или механического состояния ГТУ от допустимого.

Пуск ГТУ после аварийного останова или сбоя при предыдущем пуске, если причины этих отказов не устранены, запрещается.

350. Перед зажиганием топлива в камерах сгорания тракты ГТУ должны быть провентилированы не менее 2 мин. при работе на жидком и 5 мин. при работе на газообразном топливе при вращении ротора пусковым устройством.

После каждой неудачной попытки пуска ГТУ зажигание топлива без предварительной вентиляции трактов не менее 4 мин при. работе на жидком и 10 мин при. работе на газообразном топливе запрещается. Конкретная продолжительность вентиляции в зависимости от компоновки тракта, вида топлива и типа ГТУ должна быть указана в инструкции по эксплуатации.

351. Пуск должен быть немедленно прекращен действием защит или персоналом в случаях:

а) нарушения установленной последовательности пусковых операций;

б) повышения температуры газов выше допустимой по графику пуска;

в) повышения нагрузки пускового устройства выше допустимой;

г) не предусмотренного инструкцией снижения частоты вращения разворачиваемого вала после отключения пускового устройства;

д) помпажных явлений в компрессорах ГТУ.

352. Газотурбинная установка должна быть немедленно отключена действием защит или персоналом в случаях:

а) недопустимого повышения температуры газов перед турбиной (турбинами);

б) повышения частоты вращения ротора сверх допустимого предела;

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

г) недопустимого осевого сдвига, недопустимых относительных перемещений роторов компрессоров и турбин;

д) недопустимого понижения 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;

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

ж) возрастания вибрации подшипниковых опор выше допустимых значений, указанных в п. 363 настоящих Правил;

з) появления искр или дыма из подшипников или концевых уплотнений турбомашин или генератора;

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

к) взрыва (хлопка) в камерах сгорания или газоходах;

л) погасания факела в камерах сгорания, недопустимого понижения давления жидкого или газообразного топлива;

м) исчезновения напряжения на устройствах регулирования и автоматизации или на всех контрольно-измерительных приборах;

н) отключения турбогенератора вследствие внутреннего повреждения;

о) возникновения помпажа компрессоров или недопустимого приближения к границе помпажа;

п) недопустимого изменения давления воздуха за компрессорами.

Одновременно с отключением ГТУ действием защиты или персоналом должен быть отключен турбогенератор.

353. Газотурбинная установка должна быть разгружена и остановлена по решению главного инженера электростанции в случаях:

а) нарушения нормального режима эксплуатации или нормальной работы вспомогательного оборудования, при появлении сигналов предупредительной сигнализации, если устранение причин нарушения невозможно без останова;

б) заедания стопорных, регулирующих и противопомпажных клапанов;

в) обледенения воздухозаборного устройства, если не удается устранить обледенение при работе ГТУ под нагрузкой;

г) недопустимого повышения температуры наружных поверхностей корпусов турбин, камер сгорания, переходных трубопроводов, если понизить эту температуру изменением режима работы ГТУ не удается;

д) недопустимого увеличения неравномерности измеряемых температур газов;

е) недопустимого повышения температуры воздуха перед компрессорами высокого давления, а также в случаях нарушения нормального водоснабжения;

ж) при неисправности отдельных защит или оперативных контрольно-измерительных приборов.

354. При загорании отложений в регенераторах или подогревателях сетевой воды, если не происходит опасного изменения параметров ГТУ, установка должна быть оставлена в работе для обеспечения охлаждения теплообменных поверхностей.

При загорании отложении на остановленной ГТУ должны быть включены противопожарные установки.

355. После отключения ГТУ должна быть обеспечена эффективная вентиляция трактов и там, где это предусмотрено, произведена продувка топливных коллекторов и форсунок (горелок) воздухом или инертным газом. По окончании вентиляции должны быть перекрыты всасывающий и (или) выхлопной тракты. Продолжительность и периодичность вентиляции и прокруток роторов при остывании ГТУ должны быть указаны в инструкции по эксплуатации.

356. На электростанциях должны быть установлены регламент технического обслуживания ГТУ, технология и периодичность выполнения регламентных работ.

357. Регламент технического обслуживания должен предусматривать:

визуальную диагностику проточной части без разборки турбомашин и аппаратов в местах, указанных в инструкции по эксплуатации, с применением специальных оптических или волоконно-оптических приборов, если это предусмотрено заводской инструкцией;

периодические удаления отложений из проточной части ГТУ без разборки турбомашин и аппаратов с применением растворов технических моющих средств и мягких абразивов;

проверку работы системы защиты и автоматического управления ГТУ, включая контрольные автоматические пуски ГТУ с проверкой соответствия основных параметров воздуха и газов, давления топлива и нагрузки пускового устройства расчетному графику пуска;

осмотр и проверку герметичности, производительности топливных форсунок и угла распыливания топлива на выходе из них;

проверку резервных и аварийных масляных насосов и устройств автоматического включения;

проверку плотности трактов, клапанов, шиберов и арматуры;

осмотр и проверку топливных насосов и насосов системы технического водоснабжения;

осмотр и очистку масляных, топливных и водяных фильтров;

проверку и восстановление эффективности шумоглушения внутри машзала, на территории электростанции и прилегающей к ней территории;

проверку эффективности оборудования, ограничивающего концентрацию в уходящих газах загрязняющих атмосферу выбросов.

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

соответствия мощности ГТУ расчетной и нормативной;

степени загрязнения и запасов устойчивости компрессоров;

эффективности теплообменных аппаратов;

неравномерности измеряемых температур газов на входе в турбину или выходе из нее;

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

вибрации турбин, компрессоров, турбогенераторов и возбудителей;

соответствия экономичности расчетной и нормативной.

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

359. Все проверки и испытания системы регулирования и защиты ГТУ от повышения частоты вращения должны выполняться в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей.

360. Проверка действия защит от превышения температуры газов в турбинах должна проводиться не реже 1 раза в 4 месяца.

361. Проверка работы системы регулирования ГТУ мгновенным сбросом нагрузки путем отключения турбогенератора от сети должна проводиться:

при приемке ГТУ в эксплуатацию после монтажа;

после реконструкции изменяющей динамическую характеристику ГТУ или статистическую и динамическую характеристики системы регулирования;

при выявлении существенных изменений статических и динамических характеристик регулирования в процессе эксплуатации или при ремонте (после устранения обнаруженных недостатков).

362. Периодически работающие ГТУ должны быть в постоянной готовности к пуску. Если их включения в работу не требуется, исправность оборудования и систем таких ГТУ должна проверяться 1 раз в смену, а контрольные автоматические пуски с нагружением агрегата должны производиться не реже 1 раза в месяц.

363. При эксплуатации ГТУ средние квадратические значения виброскорости подшипниковых опор турбин, компрессоров, турбогенератора и возбудителя должны быть не выше 4,5 мм/с.

При превышении нормативного значения вибрации должны быть приняты меры к ее снижению в срок не более 30 суток.

При вибрации свыше 7,1 мм/с эксплуатировать ГТУ более 7 суток запрещается, а при вибрации 11,2 мм/с турбина должна быть отключена действием защиты или вручную.

Газотурбинная установка должна быть немедленно остановлена, если при установившемся режиме происходит одновременное внезапное изменение вибрации оборотной частоты двух опор одного ротора, или смежных опор, или двух компонентов вибрации одной опоры на 1 мм/с и более от любого начального уровня.

Газотурбинная установка должна быть разгружена и остановлена, если в течение 1—3 суток произойдет плавное возрастание любого компонента вибрации одной из опор подшипников на 2 мм/с.

Вибрационное состояние авиационных и судовых газотурбинных двигателей, работающих в составе энергетических установок, должно быть определено по техническим условиям на поставку. Однако, при этом двигатели не должны вызывать вибрации связанного с ними оборудования сверх указанного выше уровня.

364. Для каждого вала ГТУ должны быть установлены длительность нормального выбега ротора и номинальное значение силы электрического тока электродвигателя валоповоротного устройства.

Длительность выбега роторов и сила тока должны измеряться и регистрироваться в суточной ведомости при всех остановах ГТУ.

При отклонении времени выбега или силы электрического тока от нормальных, а также при возникновении посторонних шумов должна быть выявлена причина отклонения и приняты меры к ее устранению.

365. 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 технических условиях на ГТУ.

366. Периодичность среднего и капитального ремонта должна быть установлена согласно техническим условиям в зависимости от режимов и продолжительности работы ГТУ, количества пусков и используемого топлива с учетом фактического состояния оборудования.

§ 7. Системы управления технологическими процессами

367. Системы управления технологическими процессами, в том числе и АСУ ТП, во время эксплуатации должны обеспечивать:

контроль за состоянием энергетического оборудования;

автоматическое регулирование технологических параметров;

автоматическую защиту технологического оборудования;

автоматическое управление оборудованием по заданным алгоритмам;

технологическую и аварийную сигнализацию;

дистанционное управление регулирующей и запорной арматурой.

Средства измерений, средства и программно-технические комплексы контроля и представления информации, автоматического регулирования, технологической защиты, сигнализации и блокировки логического и дистанционного управления, технической диагностики при включенном технологическом оборудовании должны постоянно находиться в работе (в проектном объеме) и обеспечивать выполнение заданных функций и качества работы.

368. Персонал, обслуживающий системы управления, должен обеспечить: поддержание этих систем в исправном состоянии, готовность их к работе, своевременность проведения технического обслуживания и ремонта, выполнение мероприятий по повышению надежности и эффективности использования, наличие запасных приборов и материалов.

Персонал, обслуживающий технологическое оборудование, должен своевременно вводить в работу и эффективно использовать системы управления.

Ответственность за сохранность и чистоту внешних частей устройств систем управления должен нести оперативный персонал цехов, районов, участков энергообъектов, в которых установлены устройства управления.

369. Системы управления технологическими процессами должны быть выполнены в объеме, установленном нормативно-техническими документами, с применением технических средств, обеспечивающих минимум трудозатрат на обслуживание, ремонт и наладку.

Для тех энергообъектов, на которые не распространяются действующие нормативно-технические документы, объем оснащения системами управления должен определяться ГАК «Узбекэнерго».

370. Электропитание системы управления должно быть осуществлено по группам потребителей: технологические защиты и их датчики, устройства дистанционного управления и блокировки, приборы технологического контроля и их датчики, устройства аварийной и предупредительной сигнализации, системы обнаружения и тушения пожара, средства авторегулирования, средства вычислительной техники и их датчики. Потребители всех групп, кроме средств вычислительной техники, должны быть разделены на подгруппы по технологическому принципу: для котельного и турбинного отделений.

Распределение по подгруппам, группам должно осуществляться через самостоятельные аппараты защиты, обеспечивающие селективное отключение поврежденных участков и ремонт элементов сети электропитания без останова основного оборудования.

Для блочных установок источниками оперативного тока напряжением 220/380 В должны быть шины распределительного устройства собственных нужд 0,4 кВ своего или соседнего энергоблока, от которого не резервируются шины распределительного устройства собственных нужд (далее — РУСН) 0,4 кВ данного энергоблока, инверторы агрегатов бесперебойного питания, шины щита постоянного тока.

Действие сигнализации должно быть обеспечено при полной потере питания как любой группы потребителей, так и одного из вводов.

Исправность средств автоматического включения резервного электрического питания устройств управления и исправности устройств сигнализации наличия напряжения питания должны проверяться по графику, утвержденному главным инженером энергообъекта.

371. Температура окружающего воздуха, влажность, вибрация, радиация, напряженность внешних электрических и магнитных полей, импульсные перенапряжения, радио- и импульсные помехи и интенсивность электростатических разрядов, а также запыленность в местах установки технических средств системы управления АСУ ТП не должны превышать значений, допускаемых стандартами и техническими условиями.

В местах расположения технических средств в помещениях технологических цехов температура в нормальных условиях должна находиться в пределах +10 ÷ +50°С, относительная влажность не более 90%. В аварийных режимах, характеризующихся образованием течей технологического оборудования, температура и относительная влажность допускаются соответственно 75°С и 100%.

В помещениях щитов управления, где расположены технические средства системы контроля и управления АСУ ТП, температура и относительная влажность должны быть не выше соответственно 25°С и 40 — 80%. В аварийных режимах, обусловленных неисправностью систем кондиционирования воздуха, указанные параметры могут быть соответственно 35°С и 90%.

Система кондиционирования воздуха должна содержаться в состоянии, обеспечивающем надежное функционирование технических средств систем управления.

372. Щиты шкафного типа должны быть заземлены, тщательно уплотнены, иметь постоянное освещение, штепсельные розетки на 12 и 220 В. Дверцы щитов должны запираться. Штепсельные розетки должны быть подключены к сети освещения помещений.

Телефонная связь между местными приборами, сборками задвижек, панелями неоперативного контура блочных щитов, панелями аппаратуры защиты и сборками первичных преобразователей и средства их связи с оперативным щитом управления должны быть в исправном состоянии.

373. На аппаратуре, установленной на панелях, пультах и по месту, на первичных преобразователях, запорной арматуре и сборках зажимов должны быть сделаны четкие надписи о назначении.

Щиты, переходные коробки, исполнительные механизмы, все зажимы и подходящие к ним кабели, провода и жилы кабелей, а также трубные соединительные (импульсные) линии должны иметь маркировку.

374. У заборных устройств, первичных преобразователей и исполнительных механизмов должны быть площадки для обслуживания.

375. Прокладки силовых и измерительных кабельных линий к средствам, управления должны соответствовать противопожарным требованиям и ПУЭ.

Объем и периодичность проверки изоляции силовых и измерительных кабельных линий должны соответствовать настоящим Правилам (раздел II, гл. IV, § 8 и 9).

Совмещение в одном кабеле цепей измерения с силовыми и управляющими цепями запрещается, за исключением случаев, оговоренных ПУЭ.

376. Уплотнения мест прохода кабелей и импульсных линий через стены, разделяющие помещения, и уплотнения вводов кабелей и импульсных линий в щиты и панели должны обеспечивать плотность или герметичность в соответствии с противопожарными требованиями. Проверка состояния уплотнений должна производиться после капитального ремонта и по мере необходимости.

377. Импульсные линии должны быть плотными. После капитального ремонта оборудования все импульсные линии должны продуваться. Линии, в которые возможно попадание воздуха или шлама, кроме того, должны продуваться с периодичностью, установленной местной инструкцией.

Первичные запорные органы на отборных устройствах при эксплуатации должны обеспечивать возможность отключения импульсных линий при работе оборудования. Ремонт первичных запорных органов и все операции с ними (открытие, закрытие) должен осуществлять персонал, обслуживающий технологическое оборудование.

378. Регулирующие и запорные органы, используемые в системах управления и оснащенные серводвигателем, в процессе эксплуатации должны удовлетворять техническим требованиям по плотности, расходным характеристикам и люфтам. При закрытии плотность должна обеспечиваться воздействием системы дистанционного или автоматического управления без «дозакрытия» вручную.

Ремонт регулирующих и запорных органов, сочленений их с исполнительными механизмами, ремонт электроприводов и установка их на место должны выполняться персоналом, ремонтирующим технологическое оборудование, а приемка — персоналом, обслуживающим системы управления.

379. Техническое обслуживание, текущий и капитальный ремонт средств управления должны быть организованы по графикам, утвержденным главным инженером энергообъекта и составленным на основании заводских инструкций или действующих нормативов на сроки и состав технического обслуживания и ремонта. Ремонт технических средств, входящих в информационные и вычислительные комплексы с ЭВМ, должен осуществляться, как правило, на специализированных предприятиях по заводской технологии.

В случае выполнения ремонта специализированным предприятием ответственность за сдачу средств в ремонт и приемку их из ремонта должен нести персонал цеха тепловой автоматики и измерений (далее — ТАИ) энергообъекта.

380. Ввод в эксплуатацию технологических защит после монтажа или реконструкции должен выполняться по распоряжению главного инженера энергообъекта.

381. Технологические защиты, введенные в постоянную эксплуатацию, должны быть включены в течение всего времени работы оборудования, на котором они установлены.

Вывод из работы исправных технологических защит запрещается.

Защиты должны быть выведены из работы в следующих случаях:

при работе оборудования в переходных режимах, когда необходимость отключения защиты определена инструкцией по эксплуатации основного оборудования;

при очевидной неисправности защиты отключение должно быть произведено по распоряжению начальника смены электростанции с обязательным уведомлением главного инженера и оформлено записью в оперативной документации;

для периодической проверки согласно графику, утвержденному главным инженером энергообъекта.

382. Исполнительные операции защит и устройств автоматического включения резерва технологического оборудования должны быть проверены персоналом соответствующего технологического цеха и персоналом, обслуживающим эти средства, перед пуском оборудования после его простоя более 3 суток или если во время останова на срок менее 3 суток производились ремонтные работы в цепях защит. При недопустимости проверки исполнительных операций в связи с тепловым состоянием агрегата проверка защиты должна быть осуществлена без воздействия на исполнительные органы.

Опробование защит с воздействием на оборудование производится после окончания всех работ на оборудовании, участвующем в работе защит.

383. Средства технологических защит (первичные измерительные преобразователи, измерительные приборы, сборки зажимов, ключи и переключатели, запорная арматура импульсных линий и др.) должны иметь внешние отличительные признаки (красный цвет и др.).

На панелях защит с обеих сторон и установленной на них аппаратуре должны быть надписи, указывающие их назначение.

На шкалах приборов должны быть отметки уставок срабатывания защит.

384. Алгоритмы работы защит, включая значения уставок, выдержек времени срабатывания, должны быть определены заводом-изготовителем оборудования. В случае реконструкции оборудования или отсутствия данных заводов-изготовителей уставки и выдержки времени должны быть установлены на основании результатов испытаний.

Устройства для изменения уставок должны быть опломбированы (кроме регистрирующих приборов). Пломбы разрешается снимать только работникам, обслуживающим средства защиты, с записью об этом в оперативном журнале. Снятие пломб разрешается только при отключенных средствах защиты.

385. Технологические защиты, действующие на отключение оборудования, должны быть снабжены средствами, фиксирующими первопричину их срабатывания.

Средства, фиксирующие первопричину срабатывания защиты, включая регистраторы событий, должны быть в эксплуатации в течение всего времени работы защищаемого оборудования.

Все случаи срабатывания защит, а также их отказов должны быть учтены, а причины и виды неисправностей проанализированы.

386. Регуляторы, введенные в эксплуатацию, должны быть в состоянии, обеспечивающем поддержание технологических параметров, регламентированных нормативно-техническими документами.

Отключение исправных автоматических регуляторов допускается только в случаях, указанных в инструкциях по эксплуатации.

387. Технологическое оборудование должно соответствовать требованиям настоящих Правил и техническим условиям заводов-изготовителей автоматизированного оборудования.

388. По каждому контуру регулирования, введенному в эксплуатацию, на электростанции должны быть данные, необходимые для восстановления его настройки после ремонта или замены вышедшей из строя аппаратуры.

389. Ввод в эксплуатацию средств логического управления после наладки или корректировки технологических алгоритмов управления должен производиться по распоряжению главного инженера энергообъекта.

390. Средства логического управления, введенные в эксплуатацию, должны быть в состоянии, обеспечивающем выполнение соответствующих технологических программ (алгоритмов). Проверка работоспособности средств логического управления производится после проведенных ремонтных работ как во внешних цепях, так и в шкафах. Она должна выполняться персоналом технологического цеха и цеха, обслуживающего систему управления, с воздействием на исполнительные органы. При недопустимости проверки исполнительных операций проверку работоспособности средств логического управления должен производить персонал, обслуживающий средства управления, перед пуском оборудования после его простоя более 3 суток.

Если во время останова технологического оборудования на срок менее 3 суток в цепях средств логического управления производились ремонтные и наладочные работы и если аналогичные работы производились ранее в шкафах центральной части, проверка работоспособности средств логического управления должна выполняться персоналом технологического цеха и персоналом, обслуживающим средства управления, как правило, с воздействием на исполнительные органы на остановленном оборудовании. При недопустимости проверки исполнительных операций в связи с тепловым состоянием оборудования проверка средств логического управления должна осуществляться без воздействия на исполнительные органы.

Объем и порядок проведения проверок работоспособности должны быть регламентированы инструкцией, утвержденной главным инженером энергообъекта.

391. На работающем оборудовании производство ремонтных и наладочных работ в исполнительных (внешних) цепях средств логического управления запрещается.

Проведение наладочных работ в шкафах средств логического управления разрешается при условии отключения от них исполнительных цепей. Подсоединение исполнительных цепей к средствам логического управления разрешается только на остановленном оборудовании.

392. Все изменения технологических алгоритмов средств логического управления, введенных в эксплуатацию, должны быть утверждены главным инженером энергообъекта.

393. В случае, если предусмотренные проектом регуляторы, средства логического управления, функции АСУ ТП не введены в эксплуатацию за срок, установленный для освоения технологического оборудования, должны быть оформлены обоснованные технические решения с указанием причин отказа от внедрения и задание проектной организации на доработку проекта. Технические решения должны быть согласованы с проектной организацией и утверждены ГАК «Узбекэнерго».

§ 8. Водоподготовка и водно-химический режим тепловых электростанций и тепловых сетей

Общие требования

394. Режим эксплуатации водоподготовительных установок и водно-химический режим должны обеспечить работу электростанций и тепловых сетей без повреждений и снижения экономичности, вызванных коррозией внутренних поверхностей водоподготовительного, теплоэнергетического и сетевого оборудования, а также образованием накипи и отложений на теплопередающих поверхностях, отложений в проточной части турбин, шлама в оборудовании и трубопроводах электростанций и тепловых сетей.

395. Организацию и контроль за водно-химическим режимом работы оборудования электростанций и организаций, эксплуатирующих тепловые сети, должен осуществлять персонал химического цеха (лаборатории или соответствующего подразделения).

Включение в работу и отключение любого оборудования, могущее вызывать ухудшение качества воды и пара, должны быть согласованы с химическим цехом (лабораторией или соответствующим подразделением).

Внутренние осмотры оборудования, отбор проб отложений, вырезку образцов труб, составление актов осмотра, а также расследование аварий и неполадок, связанных с водно-химическим режимом, должен выполнять персонал соответствующего технологического цеха с участием персонала химического цеха (лаборатории или соответствующего подразделения).

Любые изменения проектных схем и конструкций оборудования, которые могут влиять на работу водоподготовительных установок и установок для очистки конденсатов, а также на воднохимический режим электростанции (тепловых сетей), должны быть согласованы с организацией, выполняющей функции центральной химической службы энергосистемы (далее — центральная химическая служба).

396. Применение новых методов водоподготовки и воднохимических режимов должно быть согласовано с ГАК «Узбекэнерго».

Водоподготовка и коррекционная обработка воды

397. Водоподготовительные установки со всем вспомогательным оборудованием, включая склады реагентов, должны быть смонтированы и сданы для пусковой наладки за 2 месяца до начала предпусковой очистки теплоэнергетического оборудования.

Установки для очистки конденсата турбин и загрязненных конденсатов, а также установки коррекционной обработки воды должны быть смонтированы и сданы для пусковой наладки за 2 месяца до пуска энергоблока (котла) и включены в работу при его пуске.

Общестанционные баки запаса обессоленной воды и конденсата должны быть смонтированы с нанесением на них антикоррозионных покрытий к началу предпусковой очистки оборудования первого энергоблока (котла) электростанции.

398. Устройства механизации и автоматизации технологических процессов водоподготовки, очистки конденсата, а также коррекционной обработки воды и приборы автоматического химического контроля должны быть включены в работу при пуске соответствующих установок и агрегатов.

399. Эксплуатация оборудования, трубопроводов и арматуры водоподготовительных установок и установок очистки конденсата, а также строительных конструкций, поверхности которых соприкасаются с коррозионно-активной средой, допускается при условии выполнения на этих поверхностях антикоррозионного покрытия или изготовления их из коррозионно-стойких материалов.

400. Капитальный ремонт оборудования водоподготовительных установок, установок для очистки конденсатов и коррекционной обработки воды должен производиться 1 раз в 3 года, текущий ремонт — по мере необходимости, измерение уровней фильтрующих материалов — 2 раза в год.

401. На энергоблоках сверхкритического давления разрешается применение следующих водно-химических режимов: гидразинно-аммиачного, нейтрально-кислородного, кислородно-аммиачного, гидразинного при соблюдении условий, предусмотренных нормативно-техническими документами.

402. На котлах с естественной циркуляцией должно быть организовано фосфатирование котловой воды с подачей фосфатного раствора в барабан котла. При необходимости должно корректироваться значение рН котловой воды раствором едкого натра. На котлах давлением 40—100 кгс/см2 (3,9-9,8МПа) разрешается применение трилонной обработки котловой воды взамен фосфатирования.

403. На котлах давлением до 70 кгс/см2 (7 МПа) при необходимости более глубокого удаления кислорода из питательной воды в дополнение к термической деаэрации можно проводить обработку питательной воды сульфитом натрия или гидразином.

На котлах давлением 70 кгс/см2 (7 МПа) и выше обработка конденсата или питательной воды должна производиться только гидразином, кроме котлов с кислородными водно-химическими режимами и котлов с отпуском пара на предприятия пищевой, микробиологической, фармацевтической и другой промышленности в случае запрета санитарных органов на наличие гидразина в паре.

Поддержание необходимых значений рН питательной воды должно осуществляться вводом аммиака.

Химический контроль

404. Химический контроль на электростанции должен обеспечивать:

своевременное выявление нарушений режимов работы водо-подготовительного, теплоэнергетического и теплосетевого оборудования, приводящих к коррозии, накипеобразованию и отложениям;

определение качества или состава воды, пара, конденсата, отложений, реагентов, консервирующих и промывочных растворов, топлива, шлака, золы, газов, масел и сточных вод;

проверку загазованности производственных помещений, баков, колодцев, каналов и других объектов;

определение количества вредных выбросов электростанции в атмосферу инструментальными замерами.

405. Эксплуатация электростанции может быть разрешена только после оснащения экспресс-лаборатории и центральной лаборатории устройствами и приборами для осуществления в полном объеме указанного выше химического контроля.

406. На всех контролируемых участках пароводяного тракта должны быть установлены отборники проб воды и пара с холодильниками для охлаждения проб до 20 — 40°С.

Пробоотборные линии и поверхности охлаждения холодильников должны быть выполнены из нержавеющей стали.

На ТЭС с энергоблоками мощностью 200 МВт и более и на ТЭЦ с агрегатами мощностью 50 МВт и более линии отбора проб должны быть выведены в специальное, имеющее вентиляцию помещение, примыкающее к экспресс-лаборатории.

407. В дополнение к внутреннему осмотру оборудования должны быть организованы вырезки образцов труб, а также отбор отложений из проточной части турбин, подогревателей и др.

Места и периодичность вырезки образцов труб должны определяться в соответствии с действующими отраслевыми «Методическими указаниями по контролю состояния основного оборудования тепловых электрических станций определению количества и химического состава отложений». На основании внутреннего осмотра оборудования и оценки количества и химического состава отложений должен быть составлен акт о состоянии внутренней поверхности оборудования, о необходимости проведения эксплуатационной химической очистки и принятия других мер, препятствующих коррозии и образованию отложений.

Нормы качества пара и воды

408. Качество пара прямоточных котлов должно удовлетворять следующим нормам* :

Примечание:

*Нормы качества пара и воды здесь и ниже по содержанию соединений натрия, железа и меди даны в пересчете соответственно на Na, Fe, Си, аммиака и его соединений — и пересчете на NH3, кремниевой кислоты — в пересчете на Si02, фосфатов - в пересчете на Р043-; удельная электрическая проводимость приведена для Н-катионированной или дегазированной пробы в пересчете на 25°С, значение рН — также в пересчете на 25°С.

409. Качество питательной воды прямоточных котлов должно удовлетворять следующим нормам:

Примечание:

*При установке в конденсатно-питательном тракте всех теплообменников с трубками из нержавеющей стали или других коррозионно-стойких материалов — не более 2 мкг/дм3

410. При пуске энергоблока с прямоточным котлом технология вывода загрязнений из пароводяного тракта должна быть принята в соответствии с действующей типовой инструкцией по ведению водно-химического режима энергоблоков сверхкритического давления в зависимости от продолжительности предшествующего простоя энергоблока, а также с учетом длительности предыдущей кампании и объема ремонтных работ на поверхностях нагрева котла.

411. При пуске энергоблока с прямоточным котлом после доведения нагрузки до заданной диспетчерским графиком или при подключении второго котла дубль-блока в течение первых 2 суток допускается превышение не более чем на 50% удельной электрической проводимости пара, а также содержания в нем соединения натрия и кремниевой кислоты, а в питательной воде — удельной электрической проводимости, общей жесткости, содержания соединений натрия, кремниевой кислоты, железа и меди. При этом в первые сутки содержание соединений железа и кремниевой кислоты допускается до 50 мкг/дм3 по каждому из этих составляющих.

При пуске энергоблока с прямоточным котлом после капитального и среднего ремонта превышение норм не более чем на 50% допускается в течение 4 суток. При этом в первые сутки содержание соединений железа и кремниевой кислоты допускается до 100 мкг/дм3 по каждому из этих составляющих.

412. Среднее по всем точкам отбора качество насыщенного пара котлов с естественной циркуляцией, а также качество перегретого пара после всех устройств для регулирования его температуры должно удовлетворять следующим нормам:

Содержание кремниевой кислоты для котлов давлением 70 кгс/см2 (7 МПа) и выше на ТЭС должно быть не более 15, на ТЭЦ— не более 25 мкг/дм3.

Значение рН для котлов всех давлений должно быть не менее 7,5.

Удельная электрическая проводимость должна быть:

для котлов давлением 100 кгс/см2 (9,8 МПа) не более 0,5 мкСм/см для дегазированной Н-катионированной пробы или 1,5 мкСм/см2 для Н-катионированной пробы;

для котлов давлением 140 кгс/см2 (13,8 МПа) не более 0,3 мкСм/см для дегазированной Н-катионированной пробы или 1 мкСм/см для Н-катионированной пробы.

413. Качество питательной воды котлов с естественной циркуляцией должно удовлетворять следующим нормам:

Примечание:

*При восполнении потерь пара и конденсата химически очищенной водой допускается повышение значения рН до 10,5

Содержание соединений натрия для котлов 140 кгс/см2 (13,8 МПа) должно быть не более 50 мкг/дм3. Допускается с разрешения центральной химической службы корректировка норм содержания натрия в питательной воде на ТЭЦ с производственным отбором пара в случае, если на ней не установлены газоплотные или другие котлы с повышенными локальными тепловыми нагрузками экранов и регулирование перегрева пара осуществляется впрыском собственного конденсата.

Удельная электрическая проводимость Н-катионированной пробы для котлов давлением 140 кгс/см2 (13,8 МПа) должна быть не более 1,5 мкСм/см. Допускается с разрешения центральной химической службы соответствующая корректировка нормы удельной электрической проводимости в случаях корректировки нормы содержания натрия в питательной воде.

Содержание гидразина (при обработке воды гидразином) должно составлять от 20 до 60 мкг/дм3; в период пуска и останова котла допускается содержание гидразина до 3000 мкг/дм3.

Содержание аммиака и его соединений должно быть не более 1000 мкг/дм3; в отдельных случаях с разрешения центральной химической службы допускается увеличение содержания аммиака до значений, обеспечивающих поддержание необходимого значения рН пара, но не приводящих к превышению норм содержания в питательной воде соединений меди.

Содержание свободного сульфита (при сульфитировании) должно быть не более 2 мг/дм3.

Суммарное содержание нитритов и нитратов для котлов давлением 140 кгс/см2 (13,8 МПа) должно быть не более 20 мкг/дм; для котлов давлением 100 кгс/см2 (9,8 МПа) и менее допустимое содержание нитритов и нитратов должно быть установлено центральной химической службой на основе имеющегося опыта эксплуатации исходя из условий обеспечения безаварийной и экономичной работы оборудования, при этом для котлов давлением 70 кгс/см2 (7,0 МПа) и менее содержание нитратов не нормируется.

414. Качество питательной воды котлов с естественной циркуляцией давлением менее 40 кгс/см2 (3,9 МПа) должно соответствовать ГОСТ 20995-75. Для электростанций, на которых установлены котлы с давлением пара, отличающимся от стандартизированных значений, нормы качества пара и питательной воды должны быть скорректированы ГАК «Узбекэнерго».

415. Нормы качества котловой воды, режимы непрерывной и периодической продувок должны быть установлены на основе инструкций завода-изготовителя котла, типовых инструкций по ведению водно-химического режима или результатов теплохимических испытаний, проводимых электростанцией, УП «Узэнергосозлаш» или специализированными организациями. Необходимость проведения теплохимических испытаний котла определяется центральной химической службой.

416. Избыток фосфатов в котловой воде должен составлять:

для котлов давлением 140 кгс/см2 (13,8 МПа) по чистому отсеку 0,5—2 мг/дм3, по солевому отсеку — не более 12 мг/дм3;

для котлов давлением 100 кгс/см2 (9,8 МПа) и ниже по чистому отсеку 2 — 6 мг/дм3, по солевому отсеку — не более 30 мг/дм3.

Для котлов без ступенчатого испарения избыток фосфатов должен (как и остальные показатели) соответствовать норме для чистого отсека в зависимости от давления в котле.

417. Значение рН котловой воды чистого отсека должно составлять:

для котлов давлением 140. кгс/см2 (13,8 МПа) — 9,0—9,5;

для котлов давлением 100 кгс/см2 (9,8 МПа) и ниже — не менее 9,3.

Значение рН котловой воды солевого отсека должно составлять:

для котлов давлением 140 кгс/см2 (13,8 МПа) — не более 10,5;

для котлов давлением 100 кгс/см2 (9,8 МПа) — не более 11,2;

для котлов давлением 40 кгс/см2 (3,9 МПа) — не более 11,8.

Для котлов давлением 100 кгс/см2 (9,8 МПа), питаемых химически очищенной водой, с разрешения центральной химической службы допускается значение рН продувочной воды не более 11,5.

Для котлов давлением 140 кгс/см2 (13,8 МПа) в котловой воде должно соблюдаться соотношение Щфф = (0,2—0.5) Щобщ в чистом отсеке и Щфф = (0,5—0,7) Щобщ, в солевом отсеке.

Для котлов давлением 100 кгс/см2 (9,8 МПа) и ниже в котловой воде солевого и чистого отсеков должно выполняться условие — Щ фф ≥ 0,5 Щ общ.

В случае несоблюдения требуемых значений рН и соотношений щелочностей в котловую воду должен вводиться едкий натр, в том числе и в пусковых режимах.

418. Для котлов с барабанами, имеющими заклепочные соединения, относительная щелочность котловой воды не должна превышать 20%; со сварными барабанами и креплением труб вальцовкой или вальцовкой с уплотнительной подваркой — 50 %.

Для котлов, имеющих сварные барабаны и приваренные к ним трубы, относительная щелочность воды не нормируется.

419. Расход воды при непрерывной продувке котла должен измеряться расходомером и поддерживаться в следующих пределах:

для установившегося режима при восполнении потерь обессоленной водой или дистиллятом испарителей — не более 1 и не менее 0,5% производительности котла, а при восполнении потерь химически очищенной водой — не более 3 и не менее 0,5%; при пуске котла из монтажа, ремонта или резерва допускается увеличение непрерывной продувки до 2—5%; длительность работы котла с увеличенной продувкой должна быть установлена химическим цехом (лабораторией или соответствующим подразделением);

при высокой минерализации исходной воды, большом невозврате конденсата от потребителей и в других подобных случаях допускается увеличение размера продувки до 5%.

Периодические продувки котлов из нижних точек должны осуществляться при каждом пуске и останове котла, а также во время работы котлов по графику, разработанному электростанцией или центральной химической службой с учетом местных условий.

420. Качество воды, применяемой для впрыскивания при регулировании температуры перегретого пара, должно быть таким, чтобы качество перегретого пара соответствовало нормам.

421. В случае ухудшения качества пара при работе прямоточных котлов давлением 255 кгс/см2 (25 МПа):

при увеличении удельной электрической проводимости до 0,5мкСМ/см, содержания соединений натрия до 10 мкг/дм3 причина нарушения должна быть устранена не позже чем за 72 ч;

при увеличении удельной электрической проводимости от 0,5 до 1,0 мкСм/см, содержания соединений натрия от 10 до 15 мкг/дм причина ухудшения должна быть устранена не более чем за 24 ч;

при не устранении указанных выше нарушений в течение соответственно 72 и 24 ч, а также при увеличении удельной электрической проводимости более 1 мкСм/см, содержании соединений натрия более 15 мкг/дм3 или снижении рН ниже 5,5 турбина должна быть остановлена в течение не более 24 ч по решению главного инженера электростанции с уведомлением диспетчера энергосистемы.

В случае ухудшения качества пара котлов с естественной циркуляцией: при превышении норм содержания соединений натрия, кремниевой кислоты, удельной электрической проводимости не более чем в 2 раза причина ухудшения должна быть устранена в течение 72 ч;

при превышении норм содержания соединений натрия, кремниевой кислоты, удельной электрической проводимости от 2 до 4 раз причина ухудшения должна быть устранена в течение 24 ч;

при неустранении указанных выше нарушений в течение соответственно 72 и 24 ч, а также при превышении норм содержания соединений натрия, кремниевой кислоты, удельной электрической проводимости более, чем в 4 раза или снижении рН ниже 5,5 турбина на блочных электростанциях или котел на электростанциях с поперечными связями должны быть остановлены не позднее чем через 24 ч по решению главного инженера электростанции с уведомлением диспетчера энергосистемы.

422. В случае ухудшения качества питательной воды котлов с естественной циркуляцией:

при превышении норм содержания общей жесткости, соединений кремниевой кислоты, натрия не более чем в 2 раза причина ухудшения должна быть устранена в течение 72 ч;

при превышении норм содержания общей жесткости от 2 до 5 раз, содержания соединений кремниевой кислоты, натрия более чем в 2 раза причина ухудшения должна быть устранена в течение 24 ч;

при неустранении указанных выше нарушений в течение соответственно 72 и 24 ч или при увеличении содержания общей жесткости более чем в 5 раз котел должен быть остановлен не позднее чем через 4 ч по решению главного инженера электростанции с уведомлением диспетчера энергосистемы.

До устранения причин нарушения качества питательной воды увеличивается непрерывная и периодическая продувки при более частом контроле за качеством пара, а при превышении норм по содержанию общей жесткости проводится и усиленное фосфатирование котловой воды. При этом для котлов 140 кгс/см (13,8 МПа) допускается увеличение избытка фосфатов до 12 мг/дм3.

В случае снижения в котловой воде значения рН ниже 7,5 и невозможности повышения его путем дозирования едкого натра или за счет устранения причин нарушения котел должен быть остановлен немедленно.

423. Качество конденсата турбин после конденсатных насосов первой ступени электростанций с прямоточными котлами давлением 140-255 кгс/см2 (13,8-25 МПа) должно отвечать следующим нормам, не более:

https://neolex.uz/ru/laws/law-1783559