0,5 Щ(общ).
В случае несоблюдения требуемых значений pH и соотношений
щелочностей в котловую воду должен вводиться едкий натр, в том числе и
в пусковых режимах.
4.8.26. 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.
4.8.27. 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 службами
АО-энерго с учетом местных условий.
4.8.28. Качество воды, применяемой для впрыскивания при
регулировании температуры перегретого пара, должно быть таким, чтобы
качество перегретого пара соответствовало нормам.
4.8.29. В случае ухудшения качества пара при работе прямоточных
котлов давлением 255 кгс/кв. см (25 МПа):
при увеличении удельной электрической проводимости до 0,5
мкСм/см, содержания соединений натрия до 10 мкг/куб. дм 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/куб. дм причина
ухудшения должна быть устранена не более чем за 24 ч;
при неустранении 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/куб. дм или снижении pH ниже 5,5 турбина должна
быть остановлена в течение не более 24 ч по решению технического
руководителя 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 pH 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
технического руководителя электростанции с уведомлением диспетчера
энергосистемы.
4.8.30. 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 технического руководителя электростанции с уведомлением
диспетчера энергосистемы.
До устранения причин нарушения качества питательной воды
увеличиваются 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/кв. см (13,8 МПа) допускается увеличение
избытка фосфатов до 12 мг/куб. дм.
В случае снижения в котловой воде значения pH ниже 7,5 и
невозможности повышения его путем дозирования едкого натра или за счет
устранения причин нарушения котел должен быть остановлен немедленно.
4.8.31. Качество конденсата турбин после конденсатных насосов
первой ступени электростанций с прямоточными котлами давлением 140 -
255 кгс/кв. см (13,8 - 25 МПа) должно отвечать следующим нормам, не
более:
общая жесткость 0,5 мкг-экв/куб. дм; при очистке 100% конденсата,
выходящего из конденсатосборника турбины, допускается временное
повышение указанной нормы на срок не более 4 сут. при условии
соблюдения норм качества питательной воды; удельная электрическая
проводимость 0,5 мкСм/см; содержание растворенного кислорода после
конденсатных насосов 20 мкг/куб. дм.
4.8.32. Качество конденсата турбин электростанций с котлами с
естественной циркуляцией должно отвечать следующим нормам, не более:
----------------------------------------------------------------------
| Номинальное давление за котлом, | | | |
| кгс/кв. см (МПа) | 40(3,9) | 100(9,8) | 140(13,8) |
|-----------------------------------|---------|----------|-----------|
| Общая жесткость, мкг-экв/куб. дм, | | | |
| не более, для котлов: | | | |
| на жидком топливе | 5 | 1 | 1 |
|-----------------------------------|---------|----------|-----------|
| на других видах топливах | 10 | 3 | 1. |
----------------------------------------------------------------------
Содержание растворенного кислорода после конденсатных насосов
должно быть не более 20 мкг/куб. дм.
4.8.33. Качество обессоленной воды для подпитки прямоточных
котлов должно удовлетворять следующим нормам, не более:
----------------------------------------------------------------------
| Общая жесткость, мкг-экв/куб. дм | 0,2 |
|-----------------------------------------------------|--------------|
| Содержание кремниевой кислоты, мкг/куб. дм | 20 |
|-----------------------------------------------------|--------------|
| Содержание соединений натрия, мкг/куб. дм | 15 |
|-----------------------------------------------------|--------------|
| Удельная электрическая проводимость, мкСм/см | 0,5. |
----------------------------------------------------------------------
Качество обессоленной воды для подпитки котлов с естественной
циркуляцией давлением 140 кгс/кв. см (13,8 МПа) должно удовлетворять
следующим нормам, не более:
----------------------------------------------------------------------
| Общая жесткость, мкг-экв/куб. дм | 1 |
|-----------------------------------------------------|--------------|
| Содержание кремниевой кислоты, мкг/куб. дм | 100 |
|-----------------------------------------------------|--------------|
| Содержание соединений натрия, мкг/куб. дм | 80 |
|-----------------------------------------------------|--------------|
| Удельная электрическая проводимость, мкСм/см | 2,0. |
----------------------------------------------------------------------
В отдельных случаях нормы качества обессоленной воды могут быть
скорректированы АО-энерго в зависимости от местных условий (качества
исходной воды, схемы водоподготовительной установки, типа используемых
ионитов, доли обессоленной воды в балансе питательной) при условии
соблюдения норм качества питательной воды.
Качество добавочной воды для подпитки барабанных котлов давлением
100 кгс/кв. см (9,8 МПа) и ниже, а также качество внутристанционных
составляющих питательной воды прямоточных и барабанных котлов
(конденсаты регенеративных, сетевых и других подогревателей, вод
дренажных баков, баков нижних точек, баков запаса конденсата и других
потоков) должно быть таким, чтобы обеспечивалось соблюдение норм
качества питательной воды. При загрязненности внутристанционных
составляющих питательной воды, вызывающей нарушение норм, они до
возвращения в цикл должны быть подвергнуты очистке или сброшены.
4.8.34. При снижении щелочности исходной воды
H-Na-катионированием или добавлением кислоты остаточная общая
щелочность химически очищенной воды должна быть в пределах 0,2 - 0,8
мг-экв/куб. дм.
4.8.35. При появлении в исходной воде или в тракте
водоподготовительной установки бактерий, вызывающих образование
нитритов, должна проводиться периодическая обработка трубопроводов
исходной воды и фильтрующих материалов осветительных фильтров
раствором хлорной извести.
4.8.36. Качество дистиллята испарителей, предназначенных для
восполнения потерь пара и конденсата, должно удовлетворять следующим
нормам: содержание соединений натрия - не более 100 мкг/куб. дм,
свободной угольной кислоты - не более 2 мг/куб. дм.
Дистиллят испарителей, применяемый для питания прямоточных
котлов, должен быть дополнительно очищен до приведенных выше норм
качества обессоленной воды для подпитки котлов.
4.8.37. Качество питательной воды испарителей, предназначенных
для восполнения потерь пара и конденсата, должно удовлетворять
следующим нормам:
----------------------------------------------------------------------
| Общая жесткость, мкг-экв/куб. дм, не более | 30 |
|----------------------------------------------------------|---------|
| Общая жесткость при солесодержании исходной воды более | |
| 2000 мг/куб. дм, мкг-экв/куб. дм, не более | 75 |
|----------------------------------------------------------|---------|
| Содержание кислорода, мкг/куб. дм, не более | 30 |
|----------------------------------------------------------|---------|
| Содержание свободной угольной кислоты | 0. |
----------------------------------------------------------------------
В отдельных случаях на основе опыта эксплуатации по разрешению
АО-энерго нормы качества питательной воды могут быть скорректированы.
При питании испарителей водой с общим солесодержанием более 2000
мг/куб. дм допускается фосфатирование.
Нормы качества концентрата испарителей и режим продувок должны
быть установлены на основе инструкций завода - изготовителя
испарителя, типовых инструкций по ведению водно - химического режима
или результатов теплохимических испытаний, проводимых электростанцией,
службами АО-энерго или специализированными организациями.
4.8.38. Качество конденсата, возвращаемого с производства, должно
удовлетворять следующим нормам, не более:
----------------------------------------------------------------------
| Общая жесткость, мкг-экв/куб. дм | 50 |
|-----------------------------------------------------|--------------|
| Содержание соединений железа, мкг/куб. дм | 100 |
|-----------------------------------------------------|--------------|
| Содержание соединений меди, мкг/куб. дм | 20 |
|-----------------------------------------------------|--------------|
| Содержание кремниевой кислоты, мкг/куб. дм | 120 |
|-----------------------------------------------------|--------------|
| pH | 8,5 - 9,5 |
|-----------------------------------------------------|--------------|
| Перманганатная окисляемость, мг O /куб. дм | 5 |
| 2 | |
|-----------------------------------------------------|--------------|
| Содержание нефтепродуктов, мг/куб. дм | 0,5. |
----------------------------------------------------------------------
Возвращаемый конденсат не должен содержать потенциально кислых
или щелочных соединений, вызывающих отклонение значения pH котловой
воды от установленных норм более чем на 0,5 единицы при неизменном
режиме коррекционной обработки фосфатами или фосфатами и едким натром
<*>.
--------------------------------
<*> При наличии в возвращаемом конденсате потенциально кислых или
щелочных соединений он не должен приниматься электростанцией.
Если качество возвращаемого на электростанцию конденсата не
обеспечивает норм качества питательной воды, должна быть предусмотрена
очистка его до достижения этих норм.
4.8.39. Качество воды для подпитки тепловых сетей должно
удовлетворять следующим нормам:
------------------------------------------------------------------------
| Содержание свободной угольной кислоты | 0 |
|-----------------------------------------------------|----------------|
| Значение pH для систем теплоснабжения: | |
| открытых | 8,3 - 9,0 <*> |
|-----------------------------------------------------|----------------|
| закрытых | 8,3 - 9,5 <*> |
|-----------------------------------------------------|----------------|
| Содержание растворенного кислорода, мкт/куб. дм, | |
| не более | 50 |
|-----------------------------------------------------|----------------|
| Количество взвешенных веществ, мг/куб. дм, не более | 5 |
|-----------------------------------------------------|----------------|
| Содержание нефтепродуктов, мг/куб. дм, не более | 1. |
------------------------------------------------------------------------
Карбонатный индекс Ик <**> должен быть не выше значений,
приведенных в табл. 4.3.
--------------------------------
<*> Верхний предел значения pH допускается только при глубоком
умягчении воды, нижний - с разрешения АО-энерго может корректироваться
в зависимости от интенсивности коррозионных явлений в оборудовании и
трубопроводах систем теплоснабжения. Для закрытых систем
теплоснабжения с разрешения АО-энерго верхний предел значения pH
допускается не более 10,5 при одновременном уменьшении значения
2
карбонатного индекса до 0,1 (мг-экв / куб. дм) , нижний предел может
корректироваться в зависимости от коррозионных явлений в оборудовании
и трубопроводах систем теплоснабжения.
<**> Карбонатный индекс Ик - предельное значение произведения
общей щелочности и кальциевой жесткости воды (в мг-экв/куб. дм), выше
которого протекает карбонатное накипеобразование с интенсивностью
более 0,1 г/кв. м x ч).
Таблица 4.3
НОРМАТИВНЫЕ ЗНАЧЕНИЯ Ик ВОДЫ ДЛЯ ПОДПИТКИ
ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ
---------------------------------------------------------------------------
| Тип оборудования | Температура | 2 |
| | нагрева сетевой | Ик (мг-экв/куб. дм) для |
| | воды, град. C | системы теплоснабжения |
| | | ------------------------ |
| | | открытой | закрытой |
|----------------------------|-----------------|------------|-------------|
| Водогрейные котлы, | 70 - 100 | 3,2 | 3,0 |
| установленные на | | | |
| электростанциях и | | | |
|----------------------------|-----------------|------------|-------------|
| в отопительных | 101 - 120 | 2,0 | 1,8 |
|----------------------------|-----------------|------------|-------------|
| котельных <*> | 121 - 130 | 1,5 | 1,2 |
|----------------------------|-----------------|------------|-------------|
| | 131 - 140 | 1,2 | 1,0 |
|----------------------------|-----------------|------------|-------------|
| | 141 - 150 | 0,8 | 0,5 |
|----------------------------|-----------------|------------|-------------|
| Сетевые подогреватели | 70 - 100 | 4,0 | 3,5 |
|----------------------------|-----------------|------------|-------------|
| | 101 - 120 | 3,0 | 2,5 |
|----------------------------|-----------------|------------|-------------|
| | 121 - 140 | 2,5 | 2,0 |
|----------------------------|-----------------|------------|-------------|
| | 141 - 150 | 2,0 | 2,0 |
|----------------------------|-----------------|------------|-------------|
| | 151 - 200 | 1,0 | 0,5 |
---------------------------------------------------------------------------
--------------------------------
<*> Качество подпиточной и сетевой воды водогрейных котлов,
установленных в промышленных котельных, принимается по ОСТ
108.030.47-81.
Качество подпиточной воды открытых систем теплоснабжения (с
непосредственным водоразбором) должно удовлетворять также требованиям
ГОСТ 2874-82 к питьевой воде. Подпиточная вода для открытых систем
теплоснабжения должна быть подвергнута коагулированию для удаления из
нее органических примесей, если цветность пробы воды при ее кипячении
в течение 20 мин. увеличивается сверх нормы, указанной в ГОСТ 2874-82.
При силикатной обработке воды для подпитки тепловых сетей с
непосредственным разбором горячей воды содержание силиката в
подпиточной воде должно быть не более 50 мг/куб. дм в пересчете на
SiO .
2
При силикатной обработке подпиточной воды предельная концентрация
кальция должна определяться с учетом суммарной концентрации не только
сульфатов (для предотвращения выпадения CaSO , но и кремниевой кислоты
4
(для предотвращения выпадения CaSiO ) для заданной температуры нагрева
3
сетевой воды с учетом ее превышения в пристенном слое труб котла на 40
град. C.
Непосредственная присадка гидразина и других токсичных веществ в
подпиточную воду тепловых сетей и сетевую воду запрещается.
4.8.40. Качество сетевой воды должно удовлетворять следующим
нормам:
----------------------------------------------------------------------
| Содержание свободной угольной кислоты | 0 |
|-----------------------------------------------|--------------------|
| Значение pH для систем теплоснабжения: | |
| открытых | 8,3 - 9,0 <*> |
|-----------------------------------------------|--------------------|
| закрытых | 8,3 - 9,5 <*> |
|-----------------------------------------------|--------------------|
| Содержание соединений железа, | |
| мкг/куб. дм, не более, для систем | |
| теплоснабжения: | |
| открытых | 0,3 <**> |
|-----------------------------------------------|--------------------|
| закрытых | 0,5 <**> |
|-----------------------------------------------|--------------------|
| Содержание растворенного кислорода, | |
| мкг/куб. дм, не более | 20 |
|-----------------------------------------------|--------------------|
| Количество взвешенных веществ, | |
| мг/куб. дм, не более | 5 |
|-----------------------------------------------|--------------------|
| Содержание нефтепродуктов, мг/куб. дм, | |
| не более, для систем теплоснабжения: | |
| открытых | 0,3 |
|-----------------------------------------------|--------------------|
| закрытых | 1. |
----------------------------------------------------------------------
--------------------------------
<*> Верхний предел допускается только при глубоком умягчении
воды. Для закрытых систем водоснабжения с разрешения АО-энерго верхний
предел значения pH допускается не более 10,5 при одновременном
2
уменьшении значения карбонатного индекса до 0,1 (мг-экв/куб. дм) ,
нижний предел может корректироваться в зависимости от коррозионных
явлений в оборудовании и трубопроводах систем теплоснабжения.
<**> По согласованию с санитарными органами допускается 0,5
мг/куб. дм.
В начале отопительного сезона и в послеремонтный период
допускается превышение норм в течение 4 нед. для закрытых систем
теплоснабжения и 2 нед. для открытых систем по содержанию соединений
железа - до 1,0 мг/куб. дм, растворенного кислорода - до 30 и
взвешенных веществ - до 15 мг/куб. дм. Карбонатный индекс Ик должен
быть не выше значений, приведенных в табл. 4.4.
Таблица 4.4
НОРМАТИВНЫЕ ЗНАЧЕНИЯ Ик СЕТЕВОЙ ВОДЫ <*>
---------------------------------------------------------------------
| Оборудование | Температура | 2 |
| | нагрева сетевой | Ик(мг-экв/куб. дм) |
| | воды, град. C | |
|---------------------------|-----------------|---------------------|
| Водогрейные котлы, | 70 - 100 | 3,2 |
|---------------------------|-----------------|---------------------|
| установленные на | 101 - 120 | 2,0 |
|---------------------------|-----------------|---------------------|
| электростанциях и в | 121 - 130 | 1,5 |
|---------------------------|-----------------|---------------------|
| отопительных котельных | 131 - 140 | 1,2 |
|---------------------------|-----------------|---------------------|
| | 141 - 150 | 0,8 |
|---------------------------|-----------------|---------------------|
| Сетевые подогреватели | 70 - 100 | 4,0 |
|---------------------------|-----------------|---------------------|
| | 101 - 120 | 3,0 |
|---------------------------|-----------------|---------------------|
| | 121 - 140 | 2,5 |
|---------------------------|-----------------|---------------------|
| | 141 - 150 | 2,0 |
|---------------------------|-----------------|---------------------|
| | 151 - 200 | 1,0 |
---------------------------------------------------------------------
--------------------------------
<*> При подпитке теплосети натрий - катионированной водой
2
значение Ик не должно превышать 0,5 (мг-экв/куб. дм ) для температур
2
нагрева сетевой воды 121 - 150 град. C и 1,0 (мг-экв/куб. дм ) для
температур 70 - 120 град. C.
При открытых системах теплоснабжения по согласованию с органами
санитарно - эпидемиологической службы допускается отступление от ГОСТ
2874-82 по показателям цветности до 70 град. и содержанию железа до
1,2 мг/куб. дм на срок до 14 дн. в период сезонных включений
эксплуатируемых систем теплоснабжения, присоединения новых, а также
после их ремонта.
По окончании отопительного сезона или при останове водогрейные
котлы и теплосети должны быть законсервированы.
4.8.41. На электростанциях, работающих на органическом топливе,
внутристанционные потери пара и конденсата (без учета потерь при
работе форсунок, продувках и обдувках котлов, водных отмывках,
обслуживании установок для очистки конденсата, деаэрации добавочной
воды теплосети, разгрузке мазута) при номинальной производительности
работающих котлов должны быть не более, % общего расхода питательной
воды:
--------------------------------------------------------------------
| На конденсационных электростанциях | 1,0 |
|--------------------------------------------------|---------------|
| На ТЭЦ с чисто отопительной нагрузкой | 1,2 |
|--------------------------------------------------|---------------|
| На ТЭЦ с производственной или производственной | |
| и отопительной нагрузками | 1,6. |
--------------------------------------------------------------------
При фактическом расходе питательной воды, меньшем номинального,
нормы внутристанционных потерь соответственно увеличиваются, но не
более чем в 1,5 раза.
При расчете общих потерь расходы воды и пара на технологические
нужды принимаются в соответствии с нормами и с учетом возможного
повторного использования воды в цикле электростанции.
Для каждой электростанции общие нормы потерь пара и конденсата
должно ежегодно утверждать АО-энерго, руководствуясь приведенными выше
значениями и "Методическими указаниями по расчету потерь пара и
конденсата".
4.9. Трубопроводы и арматура
4.9.1. Администрация энергообъекта специальным распоряжением
обязана назначить из числа инженерно - технических работников
(начальников цехов и служб), прошедших проверку знаний "Правил
устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей
воды", настоящих ПТЭ и другой отраслевой нормативной документации
(инструкций, противоаварийных циркуляров и т.п.), лиц, ответственных
за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопроводов.
4.9.2. На энергообъекте должны быть перечни трубопроводов,
подлежащих регистрации в местных органах Госгортехнадзора России, а
также регистрируемых энергообъектом. В перечнях должны быть указаны
лица, ответственные за безопасную эксплуатацию трубопроводов. На
каждый трубопровод должен быть заведен паспорт по форме,
рекомендованной "Правилами устройства и безопасной эксплуатации
трубопроводов пара и горячей воды".
4.9.3. После капитального и среднего ремонта, а также ремонта,
связанного с вырезкой и переваркой участков трубопровода, заменой
арматуры, наладкой опор и заменой тепловой изоляции, перед включением
оборудования в работу должны быть проверены:
отсутствие временных монтажных и ремонтных стяжек, конструкций и
приспособлений, лесов;
исправность неподвижных и скользящих опор и пружинных креплений,
лестниц и площадок обслуживания трубопроводов и арматуры;
размер затяжки пружин подвесок и опор в холодном состоянии;
исправность индикаторов тепловых перемещений;
возможность свободного перемещения трубопроводов при их прогреве
и других эксплуатационных режимах;
состояние дренажей и воздушников, предохранительных устройств;
размер уклонов горизонтальных участков трубопроводов и соответствие их
требованиям нормативно - технической документации; легкость хода
подвижных частей арматуры;
соответствие сигнализации крайних положений запорной арматуры
(открыто - закрыто) на щитах управления ее фактическому положению;
исправность тепловой изоляции;
наличие полного комплекта ремонтной документации (схемы,
формуляры, сварочная документация, протоколы металлографических
исследований, акты приемки после ремонта и т.д.).
4.9.4. Администрацией энергообъекта на основании "Типовой
инструкции по эксплуатации трубопроводов тепловых электростанций: РД
34.39.503-89" должны быть разработаны и утверждены местные инструкции,
учитывающие конкретные условия эксплуатации трубопроводов на данном
энергообъекте.
При эксплуатации трубопроводов и арматуры в соответствии с
действующими инструкциями должны контролироваться:
размеры тепловых перемещений трубопроводов и их соответствие
расчетным значениям по показаниям индикаторов;
отсутствие защемлений и повышенной вибрации трубопроводов;
плотность предохранительных устройств, арматуры и фланцевых
соединений;
температурный режим работы металла при пусках и остановах;
степень затяжки пружин подвесок и опор в рабочем и холодном
состоянии - не реже 1 раза в 2 года;
герметичность сальниковых уплотнений арматуры;
соответствие показаний указателей положения (УП) регулирующей
арматуры на щитах управления ее фактическому положению;
наличие смазки подшипников, узлов приводных механизмов, винтовых
пар шпиндель - резьбовая втулка, в редукторах электроприводов
арматуры.
4.9.5. При заполнении средой неостывших паропроводов должен
осуществляться контроль разности температур стенок трубопровода и
рабочей среды, которая должна быть выдержана в пределах расчетных
значений.
4.9.6. Система дренажей должна обеспечивать полное удаление влаги
при прогреве, остывании и опорожнении трубопроводов, для чего
последние должны иметь уклон горизонтальных участков не менее 0,004
(по ходу движения среды), сохраняющийся до температуры,
соответствующей насыщению при рабочем давлении среды. При замене
деталей и элементов трубопроводов необходимо сохранить проектное
положение оси трубопровода.
При прокладке дренажных линий должно быть учтено направление
тепловых перемещений во избежание защемления трубопроводов.
При объединении дренажных линий нескольких трубопроводов на
каждом из них должна быть установлена запорная арматура.
4.9.7. При компоновке трубопроводов и арматуры должна быть
обеспечена возможность обслуживания и ремонта арматуры. В местах
установки арматуры и индикаторов тепловых перемещений паропроводов
должны быть установлены площадки обслуживания.
4.9.8. На арматуре должны быть нанесены названия и номера
согласно технологическим схемам трубопроводов, а также указатели
направления вращения штурвала.
Регулирующие клапаны должны быть снабжены указателями степени
открытия регулирующего органа, а запорная арматура - указателями
"Открыто" и "Закрыто".
4.9.9. Ремонт трубопроводов, арматуры и элементов дистанционного
управления арматурой, установка и снятие заглушек, отделяющих
ремонтируемый участок трубопровода, должны выполняться только по
наряду - допуску.
4.9.10. Арматура, ремонтировавшаяся в условиях мастерской, должна
быть испытана на герметичность затвора, сальниковых, сильфонных и
фланцевых уплотнений давлением, равным 1,25 рабочего.
Арматура, ремонтировавшаяся без вырезки из трубопровода, должна
быть испытана на плотность рабочим давлением среды при пуске
оборудования.
4.9.11. Тепловая изоляция трубопроводов и арматуры должна быть в
исправном состоянии. Температура на ее поверхности при температуре
окружающего воздуха 25 град. C должна быть не более 45 град. C.
Тепловая изоляция фланцевых соединений, арматуры и участков
трубопроводов, подвергающихся периодическому контролю (сварные
соединения, бобышки для измерения ползучести и т.п.), должна быть
съемной.
Тепловая изоляция трубопроводов, расположенных на открытом
воздухе и вблизи масляных баков, маслопроводов, мазутопроводов, должна
иметь металлическое или другое покрытие для предохранения ее от
пропитывания влагой или горючими нефтепродуктами. Трубопроводы,
расположенные вблизи кабельных линий, также должны иметь металлическое
покрытое.
Объекты с температурой рабочей среды ниже температуры окружающего
воздуха должны быть защищены от коррозии, иметь гидрои теплоизоляцию.
Для тепловой изоляции должны применяться материалы, не вызывающие
коррозии металла трубопроводов.
4.9.12. Изоляция трубопроводов, не имеющих защитного покрытия,
должна быть окрашена. При наличии защитного покрытия на его
поверхность должны быть нанесены маркировочные кольца.
Окраска и надписи на трубопроводах должны соответствовать
правилам Госгортехнадзора России.
4.9.13. При обнаружении свищей, трещин в питательных
трубопроводах, паропроводах свежего пара и промежуточного перегрева, а
также в их арматуре аварийный участок должен быть немедленно отключен.
Если при отключении невозможно резервировать аварийный участок,
то оборудование, связанное с этим участком, должно быть остановлено.
4.9.14. Арматура должна использоваться строго в соответствии с ее
функциональным назначением. Использование запорной арматуры в качестве
регулирующей запрещается.
4.10. Золоулавливание и золоудаление. Золоулавливающие установки
Золоулавливающие установки
4.10.1. При работе котла на твердом топливе должна быть
обеспечена бесперебойная работа золоулавливающей установки.
Эксплуатация котла с неработающей золоулавливающей установкой
запрещается. В случае появления сигнала о достижении верхнего
предельного уровня золы в двух и более бункерах разных полей
электрофильтра, прекращении орошения каплеуловителя мокрой
золоулавливающей установки или прекращении удаления из него пульпы
необходимо принять меры к выявлению и устранению причин неполадок.
Использовать бункеры золоулавливающих установок для накопления
уловленной золы запрещается. Она должна удаляться из бункеров
непрерывно.
4.10.2. При растопке котла на газе или мазуте высокое напряжение
на электрофильтры не должно подаваться, механизмы встряхивания должны
быть включены в работу, должен быть обеспечен подогрев бункеров и
изоляторных коробок. После перевода котла на сжигание твердого топлива
должны быть включены в работу виброрыхлители или аэрирующие устройства
бункеров, время подачи высокого напряжения на электрофильтры должно
быть указано в местной инструкции.
4.10.3. В подбункерных помещениях электрофильтров температура
воздуха должна поддерживаться не ниже 12 град. C.
Температура стенок бункеров и течек золоулавливающих установок
должна поддерживаться на 15 град. C выше температуры конденсации
водяных паров, содержащихся в дымовых газах.
На электростанциях с открытой компоновкой электрофильтров в
районах с расчетной температурой отопления минус 15 град. C и ниже
электрофильтры перед пуском должны предварительно прогреваться горячим
воздухом до температуры выше точки росы дымовых газов растопочного
топлива.
Орошение мокрых золоулавливающих установок, а также подача воды в
золосмывные аппараты электрофильтров и батарейных циклонов, воздуха в
аппараты систем пневмозолоудаления и включение системы контроля работы
электрофильтров и наличия золы в бункерах должны быть осуществлены до
растопки котла.
4.10.4. При повышении температуры дымовых газов за
электрофильтрами выше температуры газов перед ними необходимо снять
высокое напряжение со всех полей. В случае обнаружения очагов
возгорания в электрофильтре следует остановить котел и приступить к
устранению аварийного состояния.
4.10.5. Режим эксплуатации золоулавливающих установок должен
определяться следующими показателями:
для электрофильтров - оптимальными параметрами электропитания при
заданной температуре дымовых газов и оптимальным режимом встряхивания
электродов;
для мокрых золоулавливающих установок - оптимальным расходом
орошающей воды и температурой газа после аппаратов не менее чем на 15
град. C выше точки росы дымовых газов (по водяным парам); для
батарейных циклонов - оптимальным аэродинамическим сопротивлением
аппаратов.
4.10.6. При эксплуатации мокрых золоулавливающих установок должны
быть предусмотрены меры, предотвращающие брызгоунос. В случае
установки электрофильтров за мокрыми золоулавливающими установками
наличие следов брызгоуноса за последними не допускается.
4.10.7. Состояние золоулавливающих установок должно
контролироваться в соответствии с типовыми инструкциями по их
эксплуатации.
4.10.8. При останове котла на срок более 3 сут. золоулавливающие
установки должны быть осмотрены и очищены от отложений.
4.10.9. Испытания золоулавливающих установок должны быть
выполнены при вводе их в эксплуатацию из монтажа, после капитального
ремонта или реконструкции специализированными аттестованными
организациями.
Для проведения испытаний золоулавливающие установки должны иметь
измерительные участки на газоходах и быть оборудованы штуцерами,
лючками и другими приспособлениями, а также стационарными площадками с
освещением для обслуживания используемых при испытаниях приборов.
4.10.10. Золоулавливающие установки не реже 1 раза в год должны
подвергаться испытаниям по экспресс - методу в целях проверки их
эксплуатационной эффективности и при необходимости разработки
мероприятий по улучшению работы.
Системы золошлакоудаления и золоотвалы
4.10.11. При эксплуатации систем золошлакоудаления и золоотвалов
должны быть обеспечены:
своевременное, бесперебойное и экономичное удаление и
складирование золы и шлака в золоотвалы, на склады сухой золы, а также
отгрузка их потребителям;
надежность оборудования, устройств и сооружений внутреннего и
внешнего золошлакоудаления;
рациональное использование рабочей емкости золоотвалов и складов
сухой золы;
предотвращение загрязнения золой и сточными водами воздушного и
водного бассейнов, а также окружающей территории.
4.10.12. Эксплуатация систем гидро- и пневмозолоудаления должна
быть организована в режимах, обеспечивающих:
оптимальные расходы воды, воздуха и электроэнергии;
минимальный износ золошлакопроводов;
исключение замораживания внешних пульпопроводов и водоводов,
заиления золосмывных аппаратов, каналов и пульпоприемных бункеров,
образования отложений золы в бункерах, течках и золопроводах
пневмозолоудаления.
Для ликвидации пересыщения воды труднорастворимыми соединениями и
осаждения взвешенных твердых частиц (осветления) должны быть
предусмотрены необходимые площадь и глубина отстойного бассейна.
4.10.13. При эксплуатации систем гидрозолоудаления должны быть
обеспечены плотность трактов и оборудования, исправность облицовки и
перекрытий каналов, золошлакопроводов, устройств для оперативного
переключения оборудования.
В системах пневмозолоудаления должна быть предусмотрена очистка
сжатого воздуха от масла, влаги и пыли, а также предотвращено
попадание влаги в золопроводы, промежуточные бункера и емкости складов
золы.
4.10.14. Эксплуатация оборотных (замкнутых) гидравлических систем
золошлакоудаления должна быть организована в бессточном режиме,
предусматривающем: поддержание баланса воды в среднем за год;
преимущественное использование осветленной воды в технических
целях (обмывка поверхностей нагрева котлов, золоулавливающих
установок, гидроуборка зольных помещений, уплотнение подшипников
багерных насосов, орошение сухих участков золоотвалов для
пылеподавления, охлаждение газов путем впрыска воды, приготовление
бетонных растворов и т.д.) и направление образующихся стоков в систему
гидрозолоудаления (ГЗУ).
Сброс осветленной воды из золоотвалов в реки и природные водоемы
допускается только по согласованию с региональными природоохранными
органами.
4.10.15. Сбросы посторонних вод в оборотную систему ГЗУ
допускаются при условии, что общее количество добавляемой воды не
превысит фактические ее потери из системы в течение календарного года.
В качестве добавочной воды должны быть использованы наиболее
загрязненные промышленные стоки с направлением их в устройства,
перекачивающие пульпу.
4.10.16. При нехватке осветленной воды подпитка оборотной системы
ГЗУ технической водой допускается путем перевода на техническую воду
изолированной группы насосов.
Смешение в насосах и трубопроводах технической и осветленной воды
запрещается, за исключением систем с нейтральной или кислой реакцией
осветленной воды.
4.10.17. В шлаковых ваннах механизированной системы шлакоудаления
должен быть уровень воды, обеспечивающий остывание шлака и исключающий
подсос воздуха в топку.
4.10.18. Состояние смывных и побудительных сопл системы ГЗУ
должно систематически контролироваться, и при увеличении их
внутреннего диаметра более чем на 10% по сравнению с расчетным сопла
должны заменяться.
4.10.19. Контрольно - измерительные приборы, устройства
технологических защит, блокировок и сигнализации систем гидро- и
пневмозолоудаления должны быть в исправности и периодически
проверяться.
4.10.20. Выводимые в резерв или в ремонт тракты гидро- или
пневмозолоудаления должны быть опорожнены и при необходимости промыты
водой или продуты воздухом.
4.10.21. При отрицательной температуре наружного воздуха
выводимые из работы пульпопроводы и трубопроводы осветленной воды
системы ГЗУ должны быть своевременно сдренированы для предотвращения
их замораживания.
4.10.22. Должен быть организован систематический (по графику)
контроль за износом золошлакопроводов и своевременный поворот труб.
Очистка трубопроводов от минеральных отложений должна быть произведена
при повышении гидравлического сопротивления трубопроводов на 20% (при
неизменном расходе воды, пульпы).
4.10.23. При повышенном абразивном износе элементов систем
удаления и складирования золошлаков (пульпопроводы, золопроводы, сопла
и др.) должны быть приняты меры для защиты этих элементов от износа
(применение камнелитых изделий, абразивостойких металлов и т.п.).
4.10.24. При необходимости должны быть проверены уклоны
пульпопроводов и надземных трубопроводов осветленной воды, произведена
рихтовка труб или установка дополнительных дренажей.
4.10.25. Ремонт и замена оборудования должны быть организованы по
графику, составленному на основе опыта эксплуатации систем золо- и
шлакоудаления. Указанный график должен быть скорректирован при
изменении работы систем золошлакоудаления (изменение вида топлива,
подключение дополнительных котлов и т.п.).
4.10.26. Заполнение золоотвалов водой и золошлаками, а также
выдача золошлаков из золоотвалов должны осуществляться по проекту.
Эксплуатация и контроль за состоянием дамб золоотвалов должны
быть организованы в соответствии с требованиями настоящих Правил (гл.
3.1).
4.10.27. Не менее чем за 3 года до окончания заполнения
существующего золоотвала электростанцией должно быть обеспечено
наличие проекта создания новой емкости.
4.10.28. На границах золоотвалов, бассейнов и каналов осветленной
воды, а также на дорогах, в зоне расположения внешней системы
золоудаления должны быть установлены предупреждающие и запрещающие
знаки.
4.10.29. Для контроля за заполнением золоотвалов 1 раз в год
должны производиться нивелировка поверхности расположенных выше уровня
воды золошлаковых отложений и промеры глубин отстойного пруда по
фиксированным створам.
Предельно допустимый уровень заполнения золоотвалов должен быть
отмечен рейками (реперами).
4.10.30. Наращивание ограждающих дамб без проектов запрещается.
При наращивании дамб из золошлакового материала и мягких грунтов
(суглинков, супесей) работы должны выполняться в теплое время года.
4.10.31. Устройства (лестницы, мостики, ограждения и др.),
обеспечивающие уход за сооружениями и безопасность персонала, должны
быть в исправном состоянии.
4.10.32. На каждой электростанции должны ежегодно составляться и
выполняться планы мероприятий по обеспечению надежной работы системы
удаления и складирования золы и шлака. В планы должны быть включены:
графики осмотров и ремонта оборудования, пульпопроводов осветленной
воды, график наращивания дамб, очистки трубопроводов от отложений,
мероприятия по предотвращению пыления, рекультивации отработанных
золоотвалов и др.
4.11. Станционные теплофикационные установки
4.11.1. Режим работы теплофикационной установки (давление в
подающем и обратном трубопроводах и температура в подающем
трубопроводе) должен быть организован в соответствии с заданием
диспетчера тепловой сети.
Температура воды в подающей линии водяной тепловой сети в
соответствии с утвержденным для системы теплоснабжения температурным
графиком должна быть задана по усредненной температуре наружного
воздуха за промежуток времени в пределах 12 - 24 ч, определяемый
диспетчером тепловой сети в зависимости от длины сетей, климатических
условий и других факторов.
Отклонения от заданного режима за головной задвижкой
электростанции должны быть не более:
по температуре воды, поступающей в тепловую сеть, +/- 3%; по
давлению в подающем трубопроводе +/- 5%; по давлению в обратном
трубопроводе +/- 0,2 кгс/кв. см (+/- 20 кПа). Среднесуточная
температура обратной воды из тепловой сети может превышать заданную
графиком не более чем на 3%. Понижение температуры обратной воды по
сравнению с графиком не лимитируется.
При превышении расчетного расхода сетевой воды диспетчер тепловой
сети должен принять меры к восстановлению расчетного расхода.
Отклонения давления и температуры пара на коллекторах
электростанции должны быть не более +/- 5% заданных параметров.
4.11.2. Для каждого сетевого подогревателя и группы
подогревателей на основе проектных данных и результатов испытаний
должны быть установлены:
расчетная тепловая производительность и соответствующие ей
параметры греющего пара и сетевой воды;
температурный напор и максимальная температура подогрева сетевой
воды;
предельное допустимое давление с водяной и паровой сторон;
расчетный расход сетевой воды и соответствующие ему потери
напора.
Кроме того, на основе данных испытаний должны быть установлены
потери напора в водогрейных котлах, трубопроводах и вспомогательном
оборудовании теплофикационной установки при расчетном расходе сетевой
воды.
Испытания должны проводиться на вновь смонтированных
теплофикационных установках и периодически (1 раз в 3 - 4 года) в
процессе эксплуатации.
4.11.3. Регулирование температуры воды на выходе из сетевых
подогревателей, на выводах тепловой сети, а также на станциях
подмешивания, расположенных в тепловой сети, должно быть равномерным
со скоростью, не превышающей 30 град. C в час.
4.11.4. При работе сетевых подогревателей должны быть обеспечены:
контроль за уровнем конденсата и работой устройств
автоматического поддержания уровня;
отвод неконденсирующихся газов из парового пространства;
контроль за температурным напором;
контроль за нагревом сетевой воды;
контроль за гидравлической плотностью по качеству конденсата
греющего пара.
Трубная система теплообменных аппаратов должна периодически
очищаться по мере загрязнения, но не реже 1 раза в год (перед
отопительным сезоном).
4.11.5. Устройства для автоматического включения резерва должны
быть в постоянной готовности к действию и периодически проверяться по
графику, утвержденному техническим руководителем энергообъекта.
4.11.6. Установка для подпитки тепловых сетей должна обеспечивать
их подпитку химически очищенной деаэрированной водой в рабочем режиме
и аварийную подпитку водой из систем хозяйственно-питьевого или
производственного водопроводов в размерах, установленных "Нормами
технологического проектирования электрических станций".
4.11.7. Каждый случай подачи воды для подпитки тепловой сети, не
отвечающей требованиям п. 4.8.39 настоящих Правил, осуществляется с
разрешения технического руководителя электростанции и должен быть
отмечен в оперативном журнале с указанием количества поданной воды и
источника водоснабжения.
В соединениях трубопроводов подпитывающего устройства с
трубопроводами технической, циркуляционной или водопроводной воды
должен быть предусмотрен контрольный клапан между двумя закрытыми и
пломбированными задвижками. При нормальной работе тепловых сетей
контрольный клапан должен быть открыт.
4.11.8. Подпиточно - сбросные устройства должны поддерживать
заданное давление на всасывающей стороне сетевых насосов при рабочем
режиме тепловых сетей и останове сетевых насосов. Должна быть
предусмотрена защита обратных трубопроводов от внезапного повышения
давления.
4.11.9. Баки - аккумуляторы и емкости запаса должны заполняться
только химически очищенной деаэрированной водой температурой не выше
95 град. C. Пропускная способность вестовой трубы должна
соответствовать максимальной скорости заполнения и опорожнения бака.
Предельный уровень заполнения баков - аккумуляторов и емкостей
запаса, запроектированных без тепловой изоляции, при выполнении
изоляции должен быть снижен на высоту, эквивалентную по массе тепловой
изоляции.
Если в качестве бака - аккумулятора и емкости запаса применен бак
для нефтепродуктов, рассчитанный на плотность продукта 0,9 т/куб. м,
уровень заполнения бака должен быть уменьшен на 10%.
4.11.10. Антикоррозионная защита баков должна быть выполнена в
соответствии с "Руководящими указаниями по защите баков -
аккумуляторов от коррозии и воды в них от аэрации". Эксплуатация баков
- аккумуляторов без усиливающих наружных конструкций, предотвращающих
лавинообразное разрушение бака, и без антикоррозионной защиты
внутренней поверхности запрещается.
Оценка состояния баков - аккумуляторов и емкостей запаса,
определение их пригодности к дальнейшей эксплуатации должны
производиться ежегодно в период отключения установок горячего
водоснабжения путем визуального осмотра конструкции и основания баков,
компенсирующих устройств трубопроводов, а также вестовых труб с
составлением акта, утверждаемого техническим руководителем
энергообъекта.
Инструментальное обследование конструкций бака - аккумулятора с
определением толщины стенок и днища должно выполняться не реже 1 раза
в 3 года в соответствии с "Типовой инструкцией по эксплуатации
металлических резервуаров для хранения жидкого топлива и воды".
При коррозионном износе стен и днища бака на 20% их проектной
толщины и более дальнейшая эксплуатация бака независимо от характера
износа и размера площади, подверженной коррозии, запрещается.
4.11.11. После окончания монтажа или ремонта должны быть
проведены испытания баков - аккумуляторов и емкостей запаса в
соответствии с требованиями СНиП III-18-75 "Металлические конструкции.
Правила производства и приемки работ".
На каждый принятый в эксплуатацию бак - аккумулятор и емкость
запаса должен быть составлен паспорт.
4.11.12. Эксплуатация баков - аккумуляторов и емкостей запаса
запрещается;
при отсутствии блокировок, обеспечивающих полное прекращение
подачи воды в бак при достижении ее верхнего предельного уровня, а
также отключение насосов разрядки при достижении ее нижнего
предельного уровня;
если баки не оборудованы аппаратурой для контроля уровня воды и
сигнализации предельного уровня, переливной трубой, установленной на
отметке предельно допустимого уровня заполнения, и вестовой трубой.
Электрическая схема сигнализации должна опробоваться 1 раз в
смену с записью в оперативном журнале.
4.11.13. Эксплуатация станционных теплофикационных трубопроводов
должна быть организована в соответствии с требованиями гл. 4.12
настоящих Правил.
Антикоррозионное покрытие и тепловая изоляция станционных
теплофикационных трубопроводов должны быть в удовлетворительном
состоянии.
Теплофикационные трубопроводы не реже 1 раза в месяц должны
осматриваться работниками электростанции, ответственными за безопасную
эксплуатацию трубопроводов, и ежегодно проверяться на гидравлическую
плотность.
4.11.14. Границей теплофикационного оборудования электростанции
должно быть ограждение ее территории, если нет иной документально
оформленной договоренности с организациями, эксплуатирующими тепловые
сети.
Станционные контрольно - измерительные приборы - измерительные
устройства расходомеров (измерительные диафрагмы), датчики этих
приборов, первые запорные клапаны, импульсные линии и сами приборы -
независимо от места их установки должны быть в ведении электростанции
и обслуживаться ее персоналом.
4.11.15. Теплофикационное оборудование должно ремонтироваться в
соответствии с графиком, согласованным с организациями,
эксплуатирующими тепловые сети.
4.12. Тепловые сети
4.12.1. При эксплуатации тепловых сетей должна быть обеспечена
подача потребителям теплоносителя (воды и пара) установленных
параметров в соответствии с заданным графиком при утечках
теплоносителя и потерях тепла, не превышающих нормативных.
При исчерпании фактической мощности источников тепла и пропускной
способности магистралей тепловой сети присоединение новых потребителей
запрещается.
4.12.2. Границами обслуживания тепловых сетей, если нет иных
документально оформленных договоренностей заинтересованных
организаций, должны быть:
со стороны источника тепла - границы, устанавливаемые в
соответствии с указаниями п. 4.11.14 настоящих Правил;
со стороны потребителя тепла - стена камеры, в которой
установлены принадлежащие энергообъектам задвижки на ответвлении к
потребителю тепла.
Границы обслуживания тепловых сетей оформляются двусторонним
актом.
4.12.3. Организация, эксплуатирующая тепловые сети, должна
осуществлять контроль за техническим состоянием и исправностью
трубопроводов, тепловых пунктов и другого оборудования, находящегося
на балансе потребителей, а также за эксплуатационными режимами работы
тепловых пунктов без права вмешательства в хозяйственную деятельность
потребителя.
4.12.4. Организацией, эксплуатирующей тепловую сеть, должны быть
организованы контроль за поддержанием в надлежащем состоянии путей
подхода к объектам сети, а также дорожных покрытий и планировка
поверхностей над подземными сооружениями.
Планировка поверхности земли на трассе тепловой сети должна
исключать попадание поверхностных вод на теплопроводы.
Ввод трубопроводов тепловой сети в эксплуатацию без устройств для
спуска и отвода воды из каждого секционируемого участка запрещается.
4.12.5. Организацией, эксплуатирующей тепловую сеть, должна быть
обеспечена исправность ограждающих конструкций, препятствующих доступу
посторонних лиц к оборудованию и к запорно-регулирующей арматуре.
4.12.6. Раскопка трассы трубопроводов тепловой сети или
производство работ вблизи них посторонними организациями допускается
только с разрешения организации, эксплуатирующей тепловую сеть, под
наблюдением специально назначенного ею лица.
4.12.7. В организации, эксплуатирующей тепловую сеть, должны быть
составлены: план тепловой сети (масштабный); оперативная и
эксплуатационная (расчетная) схемы; профили теплотрасс по каждой
магистрали.
Ежегодно должны корректироваться план, схемы и профили в
соответствии с фактическим состоянием тепловой сети согласно
требованиям п. 1.7.5 настоящих Правил.
4.12.8. Оперативная схема тепловых сетей, а также настройка
автоматики и устройств технологической защиты должны обеспечивать:
подачу потребителям теплоносителя заданных параметров в
соответствии с договорами на пользование тепловой энергией;
оптимальное потокораспределение теплоносителя в тепловых сетях;
возможность осуществления совместной работы нескольких источников
тепла на объединенную тепловую сеть и перехода при необходимости к
раздельной работе источников;
преимущественное использование наиболее экономичных источников.
4.12.9. Всем тепломагистралям, камерам (узлам ответвления),
подкачивающим, подпиточным и дренажным насосным, узлам автоматического
регулирования, неподвижным опорам, компенсаторам и другим сооружениям
тепловой сети должны быть присвоены эксплуатационные номера, которыми
они обозначаются на планах, схемах и пьезометрических графиках.
На эксплуатационных (расчетных) схемах подлежат нумерации все
присоединенные к сети абонентские системы, а на оперативных схемах,
кроме того, секционирующая и запорная арматура.
Арматура, установленная на подающем трубопроводе (паропроводе),
должна быть обозначена нечетным номером, а соответствующая ей арматура
на обратном трубопроводе (конденсатопроводе) - следующим за ним четным
номером.
4.12.10. Каждый район тепловых сетей должен иметь перечень
газоопасных камер и проходных каналов. Перед началом работ такие
камеры должны быть проверены для обнаружения газа. Газоопасные камеры
должны иметь специальные знаки, окраску люков и содержаться под
надежным запором.
Все газоопасные камеры и участки трассы должны быть отмечены на
оперативной схеме тепловой сети.
Надзор за газоопасными камерами должен осуществляться в
соответствии с "Правилами безопасности в газовом хозяйстве".
4.12.11. Организация, эксплуатирующая тепловые сети, должна
осуществлять техническую приемку тепловых сетей, тепловых пунктов и
систем теплопотребления, принадлежащих потребителю, после их монтажа
или ремонта, при этом потребитель должен выполнять гидравлическое
испытание на прочность и плотность собственного оборудования
давлением, не превышающим максимально допустимое пробное давление для
данных сетей, арматуры и нагревательных приборов в соответствии с
"Правилами эксплуатации теплопотребляющих установок и тепловых сетей
потребителей".
4.12.12. Организация, эксплуатирующая тепловые сети, должна
организовать постоянный контроль за качеством обратной сетевой воды в
соответствии с требованиями п. 4.8.40 настоящих Правил и выявлять
абонентов, ухудшающих качество сетевой воды.
4.12.13. Трубопроводы тепловых сетей до ввода их в эксплуатацию
после монтажа или капитального ремонта должны быть подвергнуты
очистке:
паропроводы - продувке со сбросом пара в атмосферу;
водяные сети в закрытых системах теплоснабжения и
конденсатопроводы - гидропневматической промывке;
водяные сети в открытых системах теплоснабжения -
гидропневматической промывке и дезинфекции с последующей повторной
промывкой питьевой водой. Повторная после дезинфекции промывка должна
производиться до достижения показателей сбрасываемой воды,
соответствующих санитарным нормам на питьевую воду.
Дезинфекция трубопроводов тепловой сети должна производиться в
соответствии с СанПиН N 4723-88 Минздрава РФ "Санитарные правила
устройства и эксплуатации систем централизованного горячего
водоснабжения".
4.12.14. Подключение тепловых сетей потребителей и систем
теплопотребления, не прошедших гидропневматическую промывку, а в
открытых системах теплоснабжения также дезинфекцию, запрещается.
4.12.15. Все вновь смонтированные трубопроводы тепловых сетей до
ввода в эксплуатацию должны быть подвергнуты гидравлическому испытанию
на плотность и прочность в соответствии с "Правилами устройства и
безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды"
Госгортехнадзора России.
4.12.16. Заполнение сетевых трубопроводов, их промывка и
повторная промывка, дезинфекция (для открытых систем теплоснабжения),
включение системы циркуляции, продувка и прогрев паропроводов и
операции по пуску водяных или паровых тепловых сетей, а также любые
испытания сети или отдельных ее элементов и конструкций должны
выполняться под руководством ответственного лица по специально
разработанной технической программе, утвержденной руководством
организации, эксплуатирующей тепловые сети, и согласованной с
руководством энергообъекта - источника тепла.
4.12.17. Трубопроводы тепловых сетей должны заполняться водой
температурой не выше 70 град. C при отключенных системах
теплопотребления.
4.12.18. Наружная поверхность трубопроводов и металлических
конструкций тепловых сетей (балки, опоры, мачты, эстакады и др.)
должна быть защищена стойкими антикоррозионными покрытиями.
Ввод в эксплуатацию тепловых сетей после окончания строительства
или капитального ремонта без наружного антикоррозионного покрытия труб
и металлических конструкций запрещается.
4.12.19. Трубопроводы тепловых сетей, арматура, компенсаторы и
фланцевые соединения должны быть покрыты тепловой изоляцией в
соответствии с проектом.
Применение в тепловых сетях гидрофильной засыпной изоляции, а
также набивной изоляции при прокладке трубопроводов в гильзах
(футлярах) запрещается.
4.12.20. Ввод в эксплуатацию тепловых сетей при неработающем
понижающем дренаже запрещается.
4.12.21. Проходные каналы, а также крупные узловые камеры, в
которых установлено электрооборудование, должны иметь электроосвещение
согласно "Правилам устройства электроустановок". Приточно - вытяжная
вентиляция проходных каналов должна быть в исправном состоянии.
4.12.22. Все соединения труб тепловых сетей должны быть сварными,
за исключением мест применения фланцевой арматуры.
Использование для компенсаторов и арматуры хлопчатобумажных и
пеньковых набивок запрещается.
4.12.23. При надземной прокладке тепловых сетей задвижки с
электроприводами должны быть размещены в помещении или заключены в
кожухи, защищающие арматуру и электропривод от атмосферных осадков и
исключающие доступ посторонних лиц.
4.12.24. Присоединение к тепловым сетям установок горячего
водоснабжения с неисправными регуляторами температуры воды, а также
теплопотребляющих систем с неисправными приборами учета запрещается.
4.12.25. Для контроля за состоянием оборудования тепловых сетей и
режимом их работы регулярно по графику должен производиться обход
теплопроводов и тепловых пунктов.
4.12.26. Организация, эксплуатирующая тепловые сети, обязана
выявлять дефекты строительных конструкций, трубопроводов и
оборудования тепловой сети, осуществлять контроль за их состоянием и
за состоянием тепловой изоляции и антикоррозионного покрытия с
применением современных приборов и методов диагностики, а также путем
осмотра, опрессовок, испытаний на максимальную температуру
теплоносителя и других методов. В организации, эксплуатирующей
тепловые сети, должен осуществляться учет всех повреждений и
выявленных дефектов по всем видам оборудования и анализ вызвавших их
причин.
Контроль за состоянием трубопроводов и оборудования тепловой сети
должен осуществляться с учетом требований "Правил устройства и
безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды"
Госгортехнадзора России.
Периодичность проведения работ по контролю за состоянием
оборудования тепловой сети определяется техническим руководителем
организации, эксплуатирующей тепловые сети.
4.12.27. На водяных тепловых сетях и конденсатопроводах должен
быть организован систематический контроль за внутренней коррозией
трубопроводов путем анализов сетевой воды и конденсата, а также по
индикаторам внутренней коррозии, устанавливаемым в наиболее
характерных точках (на выводах с ТЭЦ, концевых участках, в двух - трех
промежуточных узлах магистрали).
Неработающая тепловая сеть должна заполняться только химически
очищенной деаэрированной водой.
4.12.28. Из паропроводов насыщенного пара конденсат должен
непрерывно отводиться через конденсатоотводчики.
Работа конденсатоотводчиков на общий конденсатопровод без
установки обратных клапанов запрещается.
4.12.29. Секционирующие задвижки и запорная арматура в нормальном
режиме должны быть в полностью открытом или полностью закрытом
положении; регулировать ими расход теплоносителя запрещается.
4.12.30. Среднегодовая утечка теплоносителя из водяных тепловых
сетей должна быть не более 0,25% среднегодового объема воды в тепловой
сети и присоединенных к ней системах теплопотребления в час независимо
от схемы их присоединения (за исключением систем горячего
водоснабжения, присоединенных через водоподогреватели). Сезонная норма
утечки теплоносителя устанавливается в пределах среднегодового
значения.
При определении утечки теплоносителя не должен учитываться расход
воды на наполнение теплопроводов и систем теплопотребления при их
плановом ремонте и подключении новых участков сети и потребителей.
4.12.31. После ремонта до начала отопительного сезона должно быть
проведено гидравлическое испытание сетей в целях проверки плотности и
прочности трубопроводов и установленной запорной и регулирующей
арматуры в соответствии с "Правилами устройства и безопасной
эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды" Госгортехнадзора
России.
Минимальное значение пробного давления должно составлять 1,25
рабочего давления. При этом значение рабочего давления устанавливается
техническим руководителем организации, эксплуатирующей тепловые сети,
в соответствии с требованиями п. 1.1.4 "Правил устройства и безопасной
эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды" Госгортехнадзора
России.
Максимальное значение пробного давления устанавливается в
соответствии с п. 4.9.4 "Правил устройства и безопасной эксплуатации
трубопроводов пара и горячей воды" с учетом максимальных нагрузок,
которые могут принять на себя неподвижные опоры.
В каждом конкретном случае значение пробного давления
устанавливается техническим руководителем организации, эксплуатирующей
тепловые сети, в допустимых пределах, указанных выше.
Одновременное проведение гидравлических испытаний тепловых сетей
на прочность и плотность и испытаний на максимальную температуру
теплоносителя запрещается.
4.12.32. Для гидравлических испытаний на прочность и плотность
трубопроводы тепловых сетей должны заполняться водой температурой не
выше 45 град. C.
На время проведения испытаний тепловой сети пробным давлением
тепловые пункты и системы теплопотребления должны быть надежно
отключены.
4.12.33. Определение фактических тепловых и гидравлических потерь
в тепловых сетях должно осуществляться в соответствии с действующими
методическими указаниями 1 раз в 5 лет по графику, утвержденному
техническим руководителем АО-энерго.
4.12.34. Объем и периодичность испытаний тепловых сетей на
потенциал блуждающих токов должны соответствовать "Инструкции по
защите тепловых сетей от электрохимической коррозии".
4.12.35. Технологические защиты должны быть включены в
эксплуатацию постоянно. Отключение устройств технологической защиты во
время работы тепловой сети производится с разрешения технического
руководителя организации, эксплуатирующей тепловые сети, с оформлением
в оперативной документации.
Устройства технологической защиты могут быть выведены из работы в
следующих случаях:
при работе сетей в переходных режимах;
при очевидной неисправности защиты;
во время устранения аварий;
в период ремонта оборудования.
Работоспособность устройств технологической защиты должна
периодически проверяться в сроки и в объеме, указанных в местной
инструкции.
4.12.36. Для двухтрубных водяных тепловых сетей в основу режима
отпуска тепла должен быть положен график центрального качественного
регулирования.
При наличии нагрузки горячего водоснабжения минимальная
температура воды в подающем трубопроводе сети должна быть: для
закрытых схем не ниже 70 град. C; для открытых схем горячего
водоснабжения не ниже 60 град. C.
4.12.37. Гидравлические режимы водяных тепловых сетей должны
разрабатываться ежегодно для отопительного и летнего периодов; для
открытых систем теплоснабжения в отопительный период режимы должны
разрабатываться при максимальном водоразборе из подающего и обратного
трубопроводов и при отсутствии водоразбора.
Мероприятия по регулированию расхода воды у потребителей должны
быть составлены для каждого отопительного сезона.
Очередность сооружения новых магистралей и насосных станций,
предусмотренных схемой теплоснабжения, должна определяться с учетом
реального роста присоединяемой тепловой нагрузки, для чего в
организации, эксплуатирующей тепловую сеть, должны быть разработаны
гидравлические режимы системы теплоснабжения на ближайшие 3 - 5 лет.
В тепловых сетях должны быть предусмотрены мероприятия для
обеспечения теплоснабжения потребителей при выходе из строя насосных
станций и отдельных участков основных магистралей.
4.12.38. Давление воды в любой точке подающей линии водяных
тепловых сетей, в трубопроводах и оборудовании источника тепла,
тепловых сетей и тепловых пунктов и в верхних точках непосредственно
присоединенных систем теплопотребления при работе сетевых насосов
должно обеспечивать с запасом не менее 0,5 кгс/кв. см (50 кПа)
невскипание воды при ее максимальной температуре.
Давление воды в обратной линии водяных тепловых сетей при работе
сетевых насосов должно быть в любой точке не ниже 0,5 кгс/кв. см (50
кПа). Давление воды в обратной линии должно быть не выше допустимого
для трубопроводов и оборудования источника тепла, тепловых сетей и
тепловых пунктов и для непосредственно присоединенных систем
теплопотребления.
4.12.39. Статическое давление в системах теплоснабжения должно
быть таким, чтобы обеспечивать заполнение водой трубопроводов тепловой
сети, а также всех непосредственно присоединенных систем
теплопотребления. Статическое давление должно быть не выше допустимого
для трубопроводов и оборудования источника тепла, тепловых сетей и
тепловых пунктов и непосредственно присоединенных систем
теплопотребления. Статическое давление должно быть определено условно
для температуры воды от 1 до 100 град. C.
4.12.40. При аварийном прекращении электроснабжения сетевых и
перекачивающих насосов организация, эксплуатирующая тепловую сеть,
должна обеспечить давление в тепловых сетях и системах
теплопотребления в пределах допустимого уровня. При возможности
превышения этого уровня должна быть предусмотрена установка
специальных устройств, предохраняющих систему теплоснабжения от
гидроударов.
4.12.41. Ремонт тепловых сетей должен производиться в
соответствии с утвержденным графиком (планом) на основе результатов
анализа выявленных дефектов, повреждений, периодических осмотров,
испытаний, диагностики и ежегодных опрессовок.
График ремонтных работ должен быть составлен исходя из условия
одновременного ремонта трубопроводов тепловой сети и тепловых пунктов.
Организация, эксплуатирующая тепловые сети, должна систематически
заменять аварийные трубопроводы, а также выполнять Другие работы,
направленные на повышение надежности эксплуатации оборудования и
сетей, эффективности использования отпущенного тепла, уменьшение
потерь тепла и сетевой воды.
4.13. Контроль за состоянием металла
4.13.1. Для обеспечения безопасной работы теплоэнергетического
оборудования и предотвращения повреждений, которые могут быть вызваны
дефектами изготовления деталей, а также развитием процессов
ползучести, эрозии, коррозии, снижением прочностных и пластических
характеристик при эксплуатации, должен быть организован контроль за
состоянием основного и наплавленного металла.
4.13.2. Контроль за металлом должен проводиться по планам,
утвержденным техническим руководителем электростанции, в сроки и
объемах, предусмотренных нормативно - техническими документами.
В нормативно - технических документах должны содержаться
требования по входному контролю и контролю за металлом в пределах
паркового ресурса <*>. Техническое диагностирование оборудования,
отработавшего парковый ресурс, проводится ВТИ или АО "Фирма ОРГРЭС".
--------------------------------
<*> Парковый ресурс - ресурс при запасе прочности не менее 1,5,
определенный с учетом реальных условий эксплуатации и геометрических
размеров.
4.13.3. Контроль за металлом должна осуществлять лаборатория или
служба металлов совместно с персоналом цехов, в ведении которых
находится соответствующее оборудование. Распределение обязанностей по
подготовке и проведению контроля утверждается техническим
руководителем электростанции. Для выполнения работ могут быть
привлечены специализированные организации. Во всех случаях
организация, проводящая контроль, должна иметь лицензию
Госгортехнадзора России на выполнение этих работ. Разрешение
(лицензия) на проведение работ по контролю и диагностированию выдается
организациям органами Госгортехнадзора России на основании экспертного
заключения АО "Фирма ОРГРЭС" или ВТИ, утвержденного РАО "ЕЭС России".
4.13.4. На электростанции должен быть организован сбор и анализ
информации о результатах контроля и повреждениях металла для
разработки мероприятий по повышению надежности оборудования. При
необходимости должен быть выполнен дополнительный контроль за металлом
сверх предусмотренного нормативно - техническими документами.
4.13.5. Технические документы, в которых регистрируются
результаты контроля, должны храниться до списания оборудования.
4.13.6. Входной контроль должен проводиться в целях определения
технического уровня поставляемых узлов и деталей, а также получения
данных для сравнительной оценки состояния основного и наплавленного
металла до начала работы оборудования и при последующем
эксплуатационном контроле, определения уровня их свойств для оценки
соответствия требованиям технических условий и правил Госгортехнадзора
России.
4.13.7. Входному контролю подлежит металл вновь вводимых
теплоэнергетических установок, а также вновь устанавливаемых при
ремонте эксплуатируемого оборудования узлов и деталей. Методы и объемы
входного контроля за металлом должны быть определены нормативно -
техническими документами.
4.13.8. Эксплуатационный контроль должен быть организован для
оценки изменения состояния металла элементов оборудования и
определения его пригодности к дальнейшей эксплуатации в пределах
паркового срока службы.
4.13.9. Техническое диагностирование основных элементов
энергооборудования (гибов трубопроводов, барабанов, коллекторов котла,
паропроводов, сосудов, корпусов цилиндров, стопорных клапанов, роторов
турбин) проводится ВТИ или АО "Фирма ОРГРЭС" в целях определения
дополнительного срока службы (после паркового ресурса) в пределах, как
правило, до 10 лет и разработки мероприятий, обеспечивающих надежную
работу в течение указанного времени.
Техническое диагностирование сосудов проводится после исчерпания
сроков службы, указанных в паспорте на сосуд.
4.13.10. Для оценки состояния основного и наплавленного металла
должны применяться, как правило, неразрушающие методы контроля. Новые
методы контроля за металлом могут быть применены на основании
положительного заключения ВТИ или АО "Фирма ОРГРЭС" и утверждены РАО
"ЕЭС России" после согласования с Госгортехнадзором России.
4.13.11. При техническом диагностировании оценка фактического
состояния металла, как правило, проводится по вырезкам.
4.13.12. При неудовлетворительных результатах контроля за
металлом ответственных деталей и узлов (гибов трубопроводов,
барабанов, коллекторов котла, главных паропроводов, сосудов, корпусов
цилиндров, стопорных клапанов, роторов турбины и т.п.) или выработке
ими паркового ресурса создается экспертно - техническая комиссия
(ЭТК), которая рассматривает результаты контроля за металлом за все
время эксплуатации и другие необходимые документы и принимает решение
о ремонте этих узлов и деталей и оставлении их в работе либо
обосновывает необходимость их демонтажа или проведения
восстановительной термической обработки. Решение ЭТК о возможности
дальнейшей эксплуатации по представлению АО "Фирма ОРГРЭС" или ВТИ
должно утверждаться АО-энерго (для энергообъектов, не входящих в РАО
"ЕЭС России") или РАО "ЕЭС России" (для электростанций и дочерних,
акционерных обществ, входящих в РАО "ЕЭС России").
4.13.13. Для конкретной электростанции допускается разработка
производственной инструкции по контролю за металлом, учитывающей
особенности эксплуатации этой электростанции. При соответствующем
техническом обосновании производственная инструкция может отличаться
от общепринятой инструкции по объему и срокам проведения контроля.
Производственная инструкция по представлению АО "Фирма ОРГРЭС" или ВТИ
должна быть утверждена РАО "ЕЭС России" и согласована с органами
Госгортехнадзора России.
5. ЭЛЕКТРИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И СЕТЕЙ
5.1. Генераторы и синхронные компенсаторы
5.1.1. При эксплуатации генераторов и синхронных компенсаторов
должны быть обеспечены их бесперебойная работа в допустимых режимах,
надежное действие систем возбуждения, охлаждения, маслоснабжения,
устройств контроля, защиты, автоматики и диагностики.
5.1.2. Автоматические регуляторы возбуждения (АРВ) должны быть
постоянно включены в работу. Отключение АРВ или отдельных их элементов
(ограничение минимального возбуждения и др.) допускается только для
ремонта или проверки.
Настройка и действие АРВ должны быть увязаны с допустимыми
режимами работы генераторов (синхронных компенсаторов),
общестанционными и системными устройствами автоматики.
На электростанциях и в АО-энерго должны быть данные об основных
параметрах настройки АРВ.
На резервных возбудителях должна быть обеспечена форсировка
возбуждения кратностью не ниже 1,3 номинального напряжения ротора.
5.1.3. Автоматические регуляторы возбуждения и устройства
форсировки рабочего возбуждения должны быть настроены так, чтобы при
заданном понижении напряжения в сети были обеспечены:
предельное установившееся напряжение возбуждения не ниже
двукратного в рабочем режиме, если это значение не ограничено
нормативно - техническими документами для отдельных старых типов
машин;
номинальная скорость нарастания напряжения возбуждения;
автоматическое ограничение заданной длительности форсировки.
5.1.4. Генераторы должны быть введены в эксплуатацию на основном
возбуждении. В условиях эксплуатации переводы с основного возбуждения
на резервное и обратно должны выполняться без отключения генераторов
от сети.
5.1.5. На всех генераторах и синхронных компенсаторах, не имеющих
обмоток отрицательного возбуждения, должна быть установлена и
постоянно находиться в работе защита обмотки ротора от перенапряжений
(разрядник, гасительное сопротивление и т.п.).
5.1.6. Резервные источники маслоснабжения уплотнений генераторов
с водородным охлаждением должны автоматически включаться в работу при
отключении рабочего источника и понижении давления масла ниже
установленного предела.
Для резервирования основных источников маслоснабжения уплотнений
генераторов мощностью 60 МВт и более должны быть постоянно включены
демпферные (буферные) баки. Запас масла в демпферных баках должен
обеспечивать подачу масла и поддержание положительного перепада
давлений масло - водород на уплотнениях вала в течение всего времени
выбега турбоагрегата со срывом вакуума в случаях отказа всех
источников маслоснабжения.
5.1.7. Турбогенераторы и синхронные компенсаторы с водородным
охлаждением после монтажа и капитального ремонта должны вводиться в
эксплуатацию при номинальном давлении водорода.
Для турбогенераторов, имеющих непосредственное водородное или
водородно - водяное охлаждение активных частей, работа на воздушном
охлаждении под нагрузкой запрещается.
Непродолжительная работа таких машин при воздушном охлаждении
разрешается только в режиме холостого хода без возбуждения с
температурой воздуха не выше указанной в заводской инструкции. Для
турбогенераторов серии ТВФ допускается кратковременное возбуждение
машины, отключенной от сети.
5.1.8. Устройства для пожаротушения генераторов и синхронных
компенсаторов должны быть в постоянной готовности и обеспечивать
возможность их быстрого приведения в действие.
5.1.9. При пуске и во время эксплуатации генераторов и синхронных
компенсаторов должен осуществляться контроль электрических параметров
статора, ротора и системы возбуждения; температуры обмотки и стали
статора, охлаждающих сред (в том числе и оборудования системы
возбуждения), уплотнений вала, подшипников и подпятников; давления, в
том числе перепада давлений на фильтрах, удельного сопротивления и
расхода дистиллята через обмотки и другие активные и конструктивные
части; давления и чистоты водорода; давления и температуры масла, а
также перепада давлений масло - водород в уплотнениях вала;
герметичности систем жидкостного охлаждения; влажности газа в корпусе
турбогенераторов с водородным и полным водяным охлаждением; уровня
масла в демпферных баках и поплавковых гидрозатворах турбогенераторов,
в масляных ваннах подшипников и подпятников гидрогенераторов; вибрации
подшипников и контактных колец турбогенераторов, крестовин и
подшипников гидрогенераторов.
5.1.10. Периодичность определения показателей работы газомасляной
и водяной систем генераторов и синхронных компенсаторов, находящихся в
работе или резерве, должна быть следующей:
температуры точки росы (влажности) водорода в корпусе генератора
- не реже 1 раза в неделю, а при неисправной системе индивидуальной
осушки газа или влажности, превышающей допустимую, - не реже 1 раза в
сутки.
Влажность газа внутри корпуса турбогенератора с полным водяным
охлаждением должна контролироваться непрерывно автоматически;
газоплотности корпуса машины (суточной утечки водорода) - не реже
1 раза в месяц; чистоты водорода в корпусе машины - не реже 1 раза в
неделю по контрольным химическим анализам и непрерывно по
автоматическому газоанализатору, а при неисправности автоматического
|