эксплуатации гидротехнических сооружений должны проводиться
дополнительные наблюдения по специальным программам.
В местных инструкциях для каждого напорного гидротехнического
сооружения должны быть указаны критерии безопасности, с которыми
должны сравниваться результаты наблюдений по КИА.
Первоначальные (проектные) критерии безопасности гидротехнических
сооружений должны систематически уточняться по мере накопления данных
натурных наблюдений.
3.1.30. 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.
Для бетонных плотин, расположенных на многолетнемерзлых грунтах,
дополнительно должны вестись натурные наблюдения за:
температурой основания и береговых примыканий плотины;
развитием областей промороженного бетона, особенно в зонах
сопряжения бетонных и грунтовых сооружений и береговых примыканий
плотины;
процессом деформирования основания и береговых примыканий при
оттаивании и изменением основных физико-технических свойств грунтов в
результате оттаивания.
3.1.31. При эксплуатации подземных зданий электростанций должен
проводиться контроль за:
напряженным состоянием анкерного и осводового креплений
вмещающего массива;
деформациями смещения стен и свода камеры;
фильтрационным и температурным режимами массива;
протечками воды в помещения.
3.1.32. На гидротехнических сооружениях первого класса,
расположенных в районах с сейсмичностью 7 баллов и выше, и на
сооружениях второго класса - в районах с сейсмичностью 8 баллов и выше
должны проводиться следующие виды специальных наблюдений и испытаний:
инженерно-сейсмометрические наблюдения за работой сооружений и
береговых примыканий (сейсмометрический мониторинг);
инженерно-сейсмологические наблюдения в зоне ложа водохранилища
вблизи створа сооружений и на прилегающих территориях
(сейсмологический мониторинг);
тестовые испытания по определению динамических характеристик этих
сооружений (динамическое тестирование) с составлением динамических
паспортов.
Для проведения инженерно-сейсмометрических наблюдений
гидротехнические сооружения должны быть оборудованы
автоматизированными приборами и комплексами, позволяющими
регистрировать кинематические характеристики в ряде точек 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 РФ.
Монтаж, эксплуатация систем и проведение
инженерно-сейсмометрических, инженерно-сейсмологических наблюдений и
динамического тестирования должны осуществляться собственником
электростанции (эксплуатирующей организацией) с привлечением
специализированных организаций.
После каждого сейсмического толчка интенсивностью 5 баллов и выше
должны оперативно регистрироваться показания всех видов КИА,
установленных в сооружении, с осмотром сооружения и анализом его
прочности и устойчивости.
3.1.33. 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
опоры напорных водоводов должны иметь марки, определяющие положение
опор в плане и по высоте.
Водонапорные 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.
3.1.34. Контрольно-измерительная аппаратура должна быть защищена
от повреждений и промерзаний и иметь четкую маркировку. Откачка воды
из пьезометров без достаточного обоснования не допускается.
Пульты или места измерений по КИА должны быть оборудованы с
учетом техники безопасности, иметь свободные подходы, освещение, а в
отдельных случаях и телефонную внутреннюю связь.
3.1.35. Ежегодно до наступления весеннего половодья, а в
отдельных случаях также и летне-осеннего паводка на электростанциях
должны назначаться специальная комиссия. 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.
3.1.36. Осмотр подводных частей сооружений и туннелей должен
производиться впервые после 2 лет эксплуатации, затем - через 5 лет и
в дальнейшем - по мере необходимости.
После пропуска паводков, близких к расчетным, следует производить
обследование водобоя, рисбермы и примыкающего участка русла с
использованием доступных электростанции средств.
Механическое оборудование гидротехнических
сооружений
3.1.37. 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 и их закладные части, используемые при пропуске половодья,
должны быть освобождены от наледей и ледяного припая, чтобы обеспечить
возможность маневрирования ими.
3.1.38. Механическое оборудование гидротехнических сооружений
должно периодически осматриваться и проверяться в соответствии с
утвержденным графиком.
Инструментальное обследование состояния основных затворов должно
проводиться по мере необходимости. Для затворов, находящихся в
эксплуатации 25 лет и более, периодичность обследований не должна
превышать 5 лет.
3.1.39. Основные затворы должны быть оборудованы указателями
высоты открытия. Индивидуальные подъемные механизмы и закладные части
затворов должны иметь привязку к базисным реперам.
3.1.40. 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, не допускается.
3.1.41. Грузоподъемное оборудование, не подведомственное органам
государственного контроля и надзора, периодически, не реже 1 раза в 5
лет, подлежит техническому освидетельствованию.
Обследование канатов, тяговых органов, изоляции проводов и
заземления, состояния освещения и сигнализации грузоподъемного
оборудования должно производиться не реже 1 раза в год.
3.1.42. Полное закрытие затворов, установленных на напорных
водоводах, может проводиться лишь при исправном состоянии аэрационных
устройств.
3.1.43. В необходимых случаях должны быть обеспечены утепление
или обогрев пазов, опорных устройств и пролетных строений затворов,
сороудерживающих решеток, предназначенных для работы в зимних
условиях.
3.1.44. Сороудерживающие 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.
3.1.45. Сороудерживающие решетки не должны испытывать вибрацию ни
при каких эксплуатационных режимах работы.
3.1.46. Механическое оборудование и металлические части
гидротехнических сооружений должны защищаться от коррозии и обрастания
дрейсеной.
3.2. Водное хозяйство электростанций,
гидрологическое и метеорологическое обеспечение
Управление водным режимом
3.2.1. 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.
Для электростанций, имеющих водохранилища, регулирующие сток
воды, должны быть составлены и утверждены в установленном порядке
основные правила использования водных ресурсов водохранилища и правила
эксплуатации водохранилища. Пересмотр этих правил должен производиться
по мере накопления эксплуатационных данных, но не реже 1 раза в 10
лет. В случае реконструкции сооружений гидроузла, оказывающей влияние
на управление водным режимом, правила подлежат пересмотру.
3.2.2. Для гидроэлектростанций 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 региональными
гидрометеорологическими службами.
При наличии в энергосистеме нескольких гидроэлектростанций или
каскадов регулирование стока должно производиться так, чтобы получить
максимальный суммарный энергетический (топливный, мощностной) эффект с
учетом удовлетворения потребностей других водопользователей.
3.2.3. 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, а также льда, если это предусмотрено проектом;
- необходимые согласованные условия для нормального судоходства,
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 условия неэнергетических водопользователей,
ограничивающие режимы сработки и наполнения водохранилища, должны быть
включены в основные правила использования водных ресурсов
водохранилища и правила эксплуатации водохранилища.
3.2.4. 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.
3.2.5. 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.
3.2.6. 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 безопасности населения и хозяйства
в нижнем бьефе гидроузла.
Скорость изменения расхода воды через гидротурбины, как правило,
не регламентируется, и предупреждение об изменении расхода не дается,
если иное не предусмотрено условиями эксплуатации гидроэлектростанции.
3.2.7. На гидроэлектростанциях, где для пропуска расчетных
максимальных расходов воды проектом предусмотрено использование
водопропускного сооружения, принадлежащего другому ведомству
(например, судоходного шлюза), должна быть составлена согласованная с
этим ведомством инструкция, определяющая условия и порядок включения в
работу этого сооружения.
Гидросооружения в морозный период
3.2.8. 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.
3.2.9. 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.
3.2.10. Для борьбы с шугой в подпорных 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.
3.2.11. 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.
3.2.12. Режим работы каналов гидроэлектростанций в период
шугохода должен обеспечивать непрерывное течение воды без образования
зажоров, перекрывающих полностью живое сечение каналов.
В зависимости от местных условий режим канала должен либо
обеспечивать транзит шуги вдоль всей 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, стесняющие течение (решетки, запани и
т.п.).
3.2.13. 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.
3.2.14. 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.
3.2.15. 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.
Водохранилища
3.2.16. Для интенсивно заиляемого водохранилища, бассейна или
канала должна быть составлена местная инструкция по борьбе с наносами.
При необходимости к составлению инструкции должны быть привлечены
специализированные организации.
3.2.17. 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.
3.2.18. 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).
3.2.19. В периоды, когда естественный расход воды в реке не
используется полностью для выработки электроэнергии, избыток воды
должен быть использован для смыва наносов в нижний бьеф плотины и
промывки порогов водоприемных устройств.
3.2.20. 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.
3.2.21. Наблюдение за состоянием интенсивно заиляемого
водохранилища и удаление наносов должны быть организованы в
соответствии с действующими правилами эксплуатации заиляемых
водохранилищ малой и средней емкости и с учетом природоохранных
требований.
3.2.22. 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.
3.2.23. На каждой электростанции, в водохранилище которой имеются
залежи торфа, должен быть организован перехват всплывающих масс торфа
выше створа водозаборных и водосбросных сооружений, преимущественно в
местах всплывания. Перехваченный торф должен быть отбуксирован в бухты
и на отмели и надежно закреплен.
3.2.24. Водохранилища обособленного пользования, находящиеся на
балансе электростанций, должны поддерживаться в надлежащем техническом
и санитарном состоянии силами эксплуатационного персонала
электростанций.
Санитарное и техническое состояние водохранилищ обеспечивается
созданием водоохранных зон и прибрежных защитных полос, в пределах
которых вводятся дополнительные ограничения природопользования.
Границы водоохранных зон и прибрежных защитных полос уточняются в
проектах водоохранных зон в соответствии с нормативными документами.
На этих водохранилищах должны проводиться наблюдения за:
- заилением и зарастанием;
- переработкой берегов;
- качеством воды;
- температурным и ледовым режимами;
- всплыванием торфа;
- 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.
Организацию водоохранных зон и прибрежных защитных полос
водохранилищ комплексного пользования осуществляют местные
природоохранные органы.
3.2.25. На водохранилищах, расположенных в криолитозонах, должны
проводиться наблюдения за криогенными процессами и деформациями в ложе
водохранилища, зоне сработки, береговой и прибрежных зонах, а также за
изменением вместимости водохранилища. Для определения состава, объема
и периодичности наблюдения следует привлекать специализированную
организацию.
Через 5 лет после начала наполнения водохранилища и затем через
каждые последующие 10 лет его эксплуатации с привлечением
специализированной организации по результатам наблюдений должен
проводиться анализ состояния водохранилища и при необходимости -
разрабатываться мероприятия, обеспечивающие надежность и безопасность
эксплуатации гидроузла.
3.3. Гидротурбинные установки
3.3.1. При эксплуатации гидротурбинных установок должна быть
обеспечена их бесперебойная работа с максимально возможным для
заданной нагрузки и действующего напора коэффициентом полезного
действия (КПД). Оборудование гидроэлектростанции должно быть в
постоянной готовности к максимальной располагаемой нагрузке и работе в
насосном режиме для оборудования гидроаккумулирующих станций.
3.3.2. 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, а для
обратимого гидроагрегата этот принцип должен осуществляться также для
насосных режимов и для перевода из насосного в генераторный режим.
3.3.3. Гидроагрегаты должны работать при полностью открытых
затворах, установленных на турбинных водоводах; максимальное открытие
направляющего аппарата гидротурбины должно быть ограничено значением,
соответствующим максимально допустимой нагрузке гидроагрегата
(генератора-двигателя) при данном напоре и высоте отсасывания.
Предельное открытие направляющего аппарата насос-турбины,
работающей в насосном режиме при минимальном напоре и допустимой
высоте отсасывания, должно быть не выше значения, соответствующего
максимальной мощности генератора-двигателя в двигательном режиме.
Комбинаторная связь поворотно-лопастных гидротурбин должна быть
настроена в соответствии с оптимальной комбинаторной зависимостью,
обеспечивающей получение наивысшего значения КПД во всем диапазоне
изменения нагрузок и напоров, и определяться на основании результатов
натурных испытаний.
Перепад на сороудерживающих решетках не должен превышать
предельного значения, указанного в местной инструкции по эксплуатации.
3.3.4. Гидроагрегаты, находящиеся в резерве, должны быть в
состоянии готовности к немедленному автоматическому пуску.
Гидротурбины (насос-турбины) с закрытым направляющим аппаратом должны
находиться под напором при полностью открытых затворах на
водоприемнике и в отсасывающей трубе. На высоконапорных
гидроэлектростанциях с напором 300 м и более, а также с напором от 200
до 300 м при числе часов использования менее 3000 предтурбинные и
встроенные кольцевые затворы на резервных гидроагрегатах должны быть
закрыты.
На гидроэлектростанциях с напором ниже 200 м предтурбинный затвор
на резервном агрегате не должен закрываться, если он не выполняет
оперативные функции.
3.3.5. Гидроагрегаты, работающие в режиме синхронного
компенсатора, должны быть готовы к немедленному автоматическому
переводу в генераторный режим.
Система охлаждения лабиринтных уплотнений радиально-осевых
рабочих колес должна обеспечивать работу без повышения их температуры.
На гидроэлектростанциях, имеющих предтурбинные затворы, при
переводе гидроагрегата в режим синхронного компенсатора предтурбинный
затвор должен быть закрыт.
Поддержание уровня воды под рабочим колесом, подкачка сжатого
воздуха должны производиться автоматически.
3.3.6. 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
технического руководителя гидроэлектростанции с уведомлением
диспетчера энергосистемы.
3.3.7. 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 уставкой
статизма в пределах 4,5 - 6,0% и мертвой зоны по частоте, задаваемой
энергосистемой;
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);
автоматический перевод гидроагрегата в режим синхронного
компенсатора и обратно.
3.3.8. Гидроэлектростанции мощностью свыше 30 МВт и с количеством
агрегатов более трех должны быть оснащены системами группового
регулирования активной мощности (ГРАМ) с возможностью использования их
для вторичного автоматического регулирования режима энергосистем по
частоте и перетокам мощности (АРЧМ). Отключение системы ГРАМ
допускается с разрешения диспетчерских служб соответствующих
энергосистем в тех случаях, когда групповое регулирование агрегатов
невозможно по техническому состоянию или режимным условиям работы
оборудования гидроэлектростанции.
3.3.9. Условия, разрешающие пуск агрегата, его нормальный и
аварийный останов и внеплановое изменение нагрузки, должны быть
изложены в местных инструкциях, утвержденных техническим руководителем
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.
3.3.10. 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.
Кроме того, периодически в соответствии с местной инструкцией
должны проверяться гарантии регулирования.
3.3.11. 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.
3.3.12. 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:
-------------------------------------------------------------------------------------
| Частота вращения ротора гидроагрегата, | 60 и менее | 150 | 300 | 428 | 600 |
| об./мин. | | | | | |
|----------------------------------------|--------------|------|------|------|------|
| Допустимое значение вибрации, мм | 0,18 | 0,16 | 0,12 | 0,10 | 0,08 |
-------------------------------------------------------------------------------------
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):
-------------------------------------------------------------------------------------
| Частота вибрации, Гц | 1 и менее | 3 | 6 | 10 | 16 | 30 и более |
|-----------------------------|-----------|-----|-------|------|-------|------------|
| Допустимый размах вибрации, | 0,18 |0,15 | 0,12 | 0,08 | 0,06 | 0,04 |
| мм | | | | | | |
-------------------------------------------------------------------------------------
Биение вала гидроагрегата не должно превышать значений,
записанных в местной инструкции и установленных заводами -
изготовителями гидротурбины и гидрогенератора.
Периодичность и объем проверки вибрационного состояния
гидроагрегата устанавливаются в соответствии с действующими
нормативными документами.
3.3.13. 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 град. С выше
номинальной для данного времени года.
Значения уставок температур для каждого сегмента и для масла
определяются эксплуатационным персоналом на основе опыта эксплуатации
или испытаний и вносятся в местную инструкцию.
3.3.14. Эксплуатация подпятников и направляющих подшипников
вертикальных гидроагрегатов должна осуществляться в соответствии с
местной инструкцией, составленной с учетом действующей нормативной
документации и документации заводов-изготовителей.
3.3.15. 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.
3.3.16. Капитальный ремонт гидротурбин должен производиться 1 раз
в 5 - 7 лет. В отдельных случаях с разрешения энергосистемы
допускается отклонение от установленных сроков.
3.3.17. При выполнении на ГЭС АСУ ТП должны выполняться положения
раздела 4.7 настоящих Правил.
3.4. Техническое водоснабжение
3.4.1. 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.
3.4.2. 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 определяться 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 органов Госсанинспекции и Минрыбхоза РФ.
3.4.3. В случае накипеобразующей способности охлаждающей воды
эксплуатационный персонал энергообъекта должен:
а) в системе оборотного водоснабжения с градирнями и брызгальными
устройствами:
производить 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
3-
в пересчете на PO поддерживать в пределах 2,0 - 2,7 мг/дм3;
4
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.
3.4.4. 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.
3.4.5. 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 установленным порядком.
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.
3.4.6. 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, производиться 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 сут. 1 раз в мес.
3.4.7. Эксплуатация гидротехнических сооружений системы
технического водоснабжения, а также контроль за их состоянием должны
осуществляться в соответствии с положениями раздела 3.1 настоящих
Правил.
3.4.8. Работа оборудования и гидроохладителей системы
технического водоснабжения должна обеспечивать выполнение положений п.
3.4.1 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.
3.4.9. 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.
3.4.10. 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.
3.4.11. 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%.
3.4.12. При эксплуатации охладителей циркуляционной воды должны
быть обеспечены:
оптимальный режим работы из условий достижения наивыгоднейшего
(экономического) вакуума паротурбинных установок;
охлаждающая эффективность согласно нормативным характеристикам.
3.4.13. 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 повышении среднесуточной температуры охлаждающей воды после
охладителя более чем на 1 град. С по сравнению с требуемой по
нормативной характеристике должны быть приняты меры к выяснению и
устранению причин недоохлаждения.
3.4.14. При появлении высшей водной растительности в зоне
транзитного потока и в водоворотных зонах водохранилищ-охладителей она
должна быть уничтожена биологическим либо механическим методом.
3.4.15. Осмотр основных конструкций градирен (элементов башни,
противообледенительного тамбура, водоуловителя, оросителя,
водораспределительного устройства и вентиляционного оборудования) и
брызгальных устройств должен производиться 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
значениях температуры 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.
3.4.16. 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.
3.4.17. Применяемые при ремонте деревянные конструкции градирен
должны быть антисептированы, а крепежные детали - оцинкованы.
3.4.18. Конструкции оросителей градирен должны очищаться от
минеральных и органических отложений.
3.4.19. 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.
3.4.20. В случае увлажнения и обледенения прилегающей территории
и зданий при эксплуатации градирен в зимний период градирни должны
быть оборудованы водоулавливающими устройствами.
3.4.21. 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 м3 площади орошения, а
температура воды на выходе из градирни - не ниже 10 град. С.
3.4.22. 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 град. С.
3.4.23. При кратковременном отключении градирни или брызгального
устройства в зимний период должна быть обеспечена циркуляция теплой
воды в бассейне для предотвращения образования в нем льда.
3.4.24. 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.
3.4.25. 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.
3.4.26. Не реже 1 раза в 5 лет должны выполняться обследования и
испытания систем технического водоснабжения.
Испытания необходимо проводить также в случае любых изменений,
внесенных в процессе эксплуатации в конструктивное исполнение
оборудования системы технического водоснабжения.
4. ТЕПЛОМЕХАНИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ
4.1. Топливно-транспортное хозяйство
4.1.1. При эксплуатации топливно-транспортного хозяйства должны
быть обеспечены:
бесперебойная работа железнодорожного транспорта энергообъекта и
механизированная разгрузка железнодорожных вагонов, цистерн, судов 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 пылеприготовительное отделение;
предотвращение загрязнения окружающей территории пылью (угольной,
сланцевой, торфяной) и брызгами нефтепродуктов.
4.1.2. Качество поставляемого на электростанции топлива должно
соответствовать государственным стандартам и техническим условиям.
4.1.3. Должен быть организован строгий учет всего топлива при
поступлении на энергообъект, расходовании на технологические нужды, а
также хранении на складах в соответствии с положениями действующих
правил.
При учете поступающего топлива должно быть обеспечено:
взвешивание всего твердого топлива, поставляемого по железной
дороге, автомобильным или конвейерным транспортом, или определение его
количества по осадке судов либо обмер при поступлении водным
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.
4.1.4. Средства измерений, используемые для учета топлива (весы,
лабораторные приборы и другие измерительные устройства), подлежащие
государственному контролю и надзору, должны поверяться в сроки,
установленные действующими государственными стандартами.
Средства измерений, используемые для учета топлива и не
подлежащие поверке, подлежат калибровке в соответствии с графиком,
утверждаемым техническим руководителем энергообъекта.
4.1.7. Аппаратура контроля, автоматического и дистанционного
управления, технологических защит, блокировки и сигнализации,
пожаротушения, разгрузочных и размораживающих 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
4.1.9. Эксплуатация хозяйств твердого топлива должна быть
организована в соответствии с положениями действующих правил и
инструкций.
4.1.10. Для облегчения выгрузки топлива, особенно смерзшегося, и
очистки железнодорожных вагонов энергопредприятия должны иметь
специальные размораживающие устройства, 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.
4.1.11. При эксплуатации вагоноопрокидывателей, размораживающих
устройств, рыхлительных установок и других устройств должна быть
обеспечена их надежная работа с соблюдением указаний организаций
железнодорожного транспорта о сохранности железнодорожных вагонов.
Размораживающие устройства должны эксплуатироваться в
соответствии с режимной картой.
4.1.12. Хранение топлива на складе должно быть организовано в
соответствии с положениями действующей инструкции по хранению углей,
горючих сланцев и фрезерного торфа на открытых складах электростанций.
4.1.13. Механизмы и оборудование топливных складов должны быть в
рабочем состоянии, обеспечивающем их техническую производительность.
4.1.14. Работа грузоподъемных кранов, мостовых перегружателей при
наличии трещин в металлоконструкциях, неисправных тормозах,
противоугонных устройствах, концевых выключателях и ограничителях
перекосов не допускается.
4.1.15. Резервные механизмы и оборудование (вагоноопрокидыватели,
нитки системы конвейеров, дробилки и др.) должны работать поочередно в
соответствии с графиком, утвержденным техническим руководителем.
При переводе электростанции на сезонное сжигание газообразного
или жидкого топлива одна нитка топливоподачи должна быть в постоянной
готовности к работе.
4.1.16. 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.
4.1.17. 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, останове одного механизма и др.).
4.1.18. Работа оборудования и устройств топливоподачи при
отсутствии или неисправном состоянии предупредительной сигнализации,
необходимых ограждающих и тормозных устройств не допускается.
4.1.19. 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 град. С, а в помещении
дробильных устройств - не ниже 15 град. С.
Температура воздуха в надземных частях разгрузочных устройств (за
исключением здания вагоноопрокидывателя и других устройств с
непрерывным движением вагонов) должна поддерживаться не ниже 5 град.
С.
На конвейерах подачи топлива на склад, где отсутствуют
отопительные устройства, должна применяться морозостойкая лента.
4.1.20. Все виды угля и сланца 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
валками валковых дробилок, между молотками и отбойной плитой,
колосниками и брусом молотковых дробилок должны периодически в
соответствии с местной инструкцией контролироваться и регулироваться.
4.1.21. 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.
4.1.22. При эксплуатации 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).
4.1.23. 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.
4.1.24. 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.
4.1.25. 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 внесении принципиальных изменений в
конструкцию оборудования. Кроме того, не реже 1 раза в год должна
проверяться масса высекаемых порций угля.
4.1.26. 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
техническим руководителем.
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 град.
С, а также при нарушенной герметической заделке облицовки и швов
внутренних помещений не допускается.
4.1.27. При соединении и ремонте конвейерных лент применение
металлических деталей не допускается.
Жидкое топливо
4.1.28. Эксплуатация хозяйства жидкого топлива должна быть
организована в соответствии с действующими нормативными документами.
При эксплуатации хозяйства жидкого топлива должна обеспечиваться
бесперебойная подача подогретого и профильтрованного топлива в
количестве, соответствующем нагрузке котлов и ГТУ, с давлением и
вязкостью, необходимыми для нормальной работы форсунок.
4.1.29. На трубопроводы жидкого топлива и их паровые спутники
должны быть составлены паспорта установленной формы.
4.1.30. 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.
4.1.31. На мазутном хозяйстве должны быть следующие параметры
пара: давление 8 - 13 кгс/см2 (0,8 - 1,3 МПа), температура 200 - 250
град. С.
4.1.32. При сливе мазута "открытым паром" общий расход пара из
разогревающих устройств на цистерну вместимостью 50 - 60 м3 должен
быть не более 900 кг/ч.
4.1.33. На мазутосливе (в цистернах, лотках и приемных емкостях)
мазут должен подогреваться до температуры, обеспечивающей нормальную
работу перекачивающих насосов.
Температура мазута в приемных емкостях и резервуарах не должна
быть выше 90 град. С.
4.1.34. Тепловая изоляция оборудования (резервуаров,
трубопроводов и др.) должна быть в исправности.
4.1.35. Железобетонные и металлические резервуары должны
подвергаться наружному и внутреннему обследованию для выявления
коррозионного износа и нарушения герметичности резервуаров не реже 1
раза в 5 лет. При необходимости они должны очищаться от донных
отложений.
4.1.36. На все приемные емкости и резервуары для хранения жидкого
топлива должны быть составлены градуировочные таблицы, которые
утверждаются техническим руководителем энергообъекта.
4.1.37. 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.
4.1.38. Вязкость мазута, подаваемого в котельную, не должна
превышать: для механических и паромеханических форсунок - 2,5 град. ВУ
(16 мм2/с), для паровых и ротационных форсунок - 6 град. ВУ (44
мм2/с).
4.1.39. 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 не допускается.
Мазутоподогреватели должны очищаться при снижении их тепловой
мощности на 30% номинальной.
4.1.40. 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 АВР должна производиться не реже 1
раза в квартал по программе и графику, утвержденным техническим
руководителем.
4.1.41. 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.
4.1.42. 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 в котельную.
4.1.43. По утвержденному графику, но не реже 1 раза в неделю,
должно проверяться действие сигнализации предельного повышения и
понижения температуры и понижения давления топлива, подаваемого в
котельную на сжигание, правильность показаний выведенных на щит
управления дистанционных уровнемеров и приборов для измерения
температуры топлива в резервуарах и приемных емкостях.
4.1.44. Прием, хранение и подготовка к сжиганию других видов
жидкого топлива должны осуществляться в установленном порядке.
Особенности приема, хранения и подготовки к
сжиганию жидкого топлива газотурбинных установок
4.1.45. 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.
4.1.46. 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.
4.1.47. Топливо из резервуаров для подачи в ГТУ должно отбираться
плавающим заборным устройством с верхних слоев.
4.1.48. 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.
4.1.49. 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. Резервуары по мере
необходимости должны очищаться от донных отложений.
4.1.50. 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.
4.1.51. Вязкость подаваемого на ГТУ топлива должна быть не более:
при применении механических форсунок - 2 град. ВУ (12 мм2/с), при
использовании воздушных (паровых) форсунок - 3 град. ВУ (20 мм2/с).
4.1.52. 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.
4.1.53. 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.
4.1.54. При сжигании в ГТУ жидких топлив, 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
4.1.55. 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.
4.1.56. Эксплуатация газового хозяйства энергообъектов должна
быть организована в соответствии с положениями действующих правил.
4.1.57. На каждый газопровод и оборудование ГРП должны быть
составлены паспорта, содержащие основные данные, характеризующие
газопровод, помещение ГРП, оборудование и КИП, а также сведения о
выполняемом ремонте.
4.1.58. На энергообъекте должны быть составлены и утверждены
техническим руководителем 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
производиться по наряду и специальному плану, утвержденному
техническим руководителем энергообъекта.
В плане работ должны быть указаны строгая последовательность
проведения работ, расстановка людей, потребность в механизмах и
приспособлениях; мероприятия, обеспечивающие максимальную безопасность
данных работ.
4.1.59. 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.
4.1.60. Подача газа в котельную по обводному газопроводу
(байпасу), не имеющему автоматического регулирующего клапана, не
допускается.
4.1.61. Проверка срабатывания устройств защиты, блокировок и
сигнализации должна производиться в сроки, предусмотренные
действующими нормативными документами, но не реже 1 раза в 6 месяцев.
4.1.62. 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.
4.1.63. 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.
4.1.64. 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 не допускается.
При нахождении в подвале, а также у колодцев, шахт, коллекторов и
других подземных сооружений курить и пользоваться открытым огнем не
допускается.
4.1.65. 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.
4.1.66. 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 не допускается.
Все обнаруженные на действующих газопроводах неплотности и
неисправности должны немедленно устраняться.
4.1.67. Сброс удаленной из газопровода жидкости в канализацию не
допускается.
4.1.68. Подача и сжигание на энергообъектах доменного и коксового
газов должны быть организованы в соответствии с положениями
действующих правил.
4.1.69. 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.
4.2. Пылеприготовление
4.2.1. 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.
4.2.2. Тепловая изоляция трубопроводов и оборудования должна
поддерживаться в исправном состоянии.
4.2.3. 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 КИП, устройств дистанционного
управления, защиты, сигнализации, блокировок и автоматики.
Пуск и эксплуатация установок с неисправными системами
сигнализации, защит и блокировок не допускаются.
4.2.4. 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.
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 200 ч работы системы
пылеприготовления специальной комиссией, назначаемой руководителем
энергообъекта.
4.2.5. 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.
4.2.6. 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.
4.2.7. При эксплуатации пылеприготовительных установок должен
быть организован контроль за следующими процессами, показателями и
оборудованием:
бесперебойным поступлением топлива в мельницы;
уровнями в бункерах сырого угля и пыли 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 таблице 4.1;
протоком масла через подшипники с жидкой принудительной смазкой
мельниц и их электродвигателей;
Таблица 4.1
Температура
пылегазовоздушной смеси, град. С
---------------------------------------------------------------------------------------------------------
| Топливо | Установка с прямым вдуванием, | Установка с |
| | за сепаратором при сушке | пылевым бункером |
| |-----------------------------------------------------------| при |
| | воздухом | дымовыми газами | сушке |
|---------------------|-----------------------------|-----------------------------|---------------------|
| | системы с | системы со | системы с | системы с | воздухом | дымовыми |
| | молотковыми | среднеходными | молотковыми | мельницами - | <*> | газами |
| | мельницами | мельницами | мельницами | вентиляторами | | <**> |
|---------------------|-------------|---------------|-------------|---------------|----------|----------|
| Экибастузский уголь | 210 | 150 | - | - | 130 | 150 |
|---------------------|-------------|---------------|-------------|---------------|----------|----------|
| Тощий уголь | 180 | 150 | - | - | 130 | 150 |
|---------------------|-------------|---------------|-------------|---------------|----------|----------|
| Кузнецкие каменные | | | | | | |
| угли марок ОС и СС | 130 | 130 | 180 | - | 80 | 130 |
|---------------------|-------------|---------------|-------------|---------------|----------|----------|
| Другие каменные угли| 130 | 130 | 180 | - | 70 | 130 |
|---------------------|-------------|---------------|-------------|---------------|----------|----------|
| Фрезерный торф | 80 | - | 150 | 150 | - | - |
|---------------------|-------------|---------------|-------------|---------------|----------|----------|
| Канско-ачинские, | | | | | | |
| азейские, | | | | | | |
| райчихинские, | | | | | | |
| башкирский бурые | | | | | | |
| угли | 80 | - | 180 | 220 | 70 | 120 |
|---------------------|-------------|---------------|-------------|---------------|----------|----------|
| Другие бурые угли | 100 | - | 180 | 220 | 70 | 120 |
|---------------------|-------------|---------------|-------------|---------------|----------|----------|
| Сланцы | 100 | - | 180 | - | - | - |
|---------------------|-------------|---------------|-------------|---------------|----------|----------|
| Лигниты | - | - | - | 220 | - | - |
|---------------------|---------------------------------------------------------------------------------|
| Антрацитовый | Не нормируется |
| штыб | |
|-------------------------------------------------------------------------------------------------------|
| <*> При сушке воздухом - температура смеси за мельницей. |
| <**> При сушке дымовыми газами при работе мельниц ШБМ - |
| температура смеси за мельницей, при других типах мельниц - за |
| сепаратором. |
---------------------------------------------------------------------------------------------------------
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 таблице 4.1;
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 шаровых барабанных и среднеходных мельниц;
содержанием кислорода в сушильном агенте в конце установки при
сушке дымовыми газами (в местах, предусмотренных положениями
действующих правил);
расходом сушильного агента на системах пылеприготовления с прямым
вдуванием с молотковыми и среднеходными мельницами;
тонкостью пыли, кроме установок с прямым вдуванием.
4.2.8. 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
корректировки действующей режимной карты.
4.2.9. 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.
4.2.10. Контроль и устранение присосов воздуха в
пылеприготовительных установках должны быть организованы по графику,
утвержденному техническим руководителем 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 таблице 4.2 и выраженных в процентах от
расхода сухого сушильного агента на входе в установку без учета
испаренной влаги топлива.
Таблица 4.2
Присосы
воздуха в системы пылеприготовления, %
--------------------------------------------------------------------------------------
| Расход | Системы пылеприготовления с бункером | Системы |
| сушильного| пыли при сушке | пылеприготовления |
| агента, |--------------------------------------------------| прямого вдувания с |
| тыс. м3/ч | воздушной и | газовоздушной с забором | мельницами - |
| | газовоздушной в случае | газов из газоходов за | вентиляторами при |
| | установки перед | счет разрежения, | газовоздушной сушке |
| | мельницами дымососов | создаваемого | |
| | рециркуляции | мельничным | |
| | | вентилятором | |
| |------------------------|-------------------------| |
| | с ШБМ | с мельницами | с ШБМ | с мельницами | |
| | | других | | других | |
| | | типов | | типов | |
|-----------|---------|--------------|---------|---------------|---------------------|
| До 50 | 30 | 25 | 40 | 35 | 40 |
|-----------|---------|--------------|---------|---------------|---------------------|
| 51 - 100 | 25 | 20 | 35 | 30 | 35 |
|-----------|---------|--------------|---------|---------------|---------------------|
| 101 - 150 | 22 | 17 | 32 | 27 | 30 |
|-----------|---------|--------------|---------|---------------|---------------------|
| Свыше 150 | 20 | 15 | 30 | 25 | 25 |
--------------------------------------------------------------------------------------
В системах с прямым вдуванием пыли при воздушной сушке значения
присосов не определяются, а плотность установки должна проверяться
путем ее опрессовки.
4.2.11. В разомкнутых пылеприготовительных (сушильных) установках
по графику, утвержденному техническим руководителем 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.
4.2.12. Для предупреждения слеживания пыли в бункерах она должна
периодически срабатываться до минимального уровня. Периодичность
срабатывания должна быть установлена местной инструкцией. В
зависимости от способности пыли к слеживанию и самовозгоранию должен
быть установлен предельный срок ее хранения в бункерах.
При каждом останове систем пылеприготовления на срок, превышающий
предельный срок хранения пыли в бункерах, при переходе электростанции
на длительное сжигание газа или мазута, а также перед капитальным
ремонтом котла пыль должна быть полностью сработана в топку
работающего котла, бункера осмотрены и очищены.
Подавать пыль в топку неработающего котла не допускается.
Шнеки и другие устройства для транспортирования пыли перед
остановом должны быть освобождены от находящейся в них пыли путем
спуска ее в бункера.
4.2.13. 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.
4.2.14. Для поддержания установленной шаровой загрузки барабанных
мельниц в них должна быть организована регулярная добавка шаров
диаметром 40 мм, прошедших термическую обработку, с твердостью не ниже
400 НВ.
Периодичность добавки шаров должна быть такой, чтобы фактическая
шаровая загрузка снижалась не более чем на 5% оптимальной.
Во время ремонта при сортировке шары диаметром менее 15 мм должны
быть удалены.
4.2.15. 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.).
4.2.16. Сварочные работы в помещениях пылеприготовительных
установок допускаются только на тяжелых и громоздких деталях
неработающих установок после освобождения их от пыли при соблюдении
мер, предусмотренных положениями действующих нормативных документов.
4.2.17. 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.
Сметать или тушить тлеющий очаг в помещении или внутри
оборудования струей воды, огнетушителем либо другим способом, могущим
вызвать взвихривание пыли, не допускается.
4.3. Паровые и водогрейные котельные установки
4.3.1. При эксплуатации котлов должны быть обеспечены:
надежность и безопасность работы всего основного и
вспомогательного оборудования;
возможность достижения номинальной паропроизводительности 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;
изменение паропроизводительности котлов в пределах
регулировочного диапазона под воздействием устройств автоматики;
минимально допустимые нагрузки;
допустимые выбросы вредных веществ в атмосферу.
4.3.2. 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.
--------------------------------
<*> Здесь и ниже приведено номинальное значение давления пара на
выходе из котла в соответствии с действующими государственными
стандартами.
Непосредственно после химической очистки и щелочения должны быть
приняты меры к защите очищенных поверхностей от стояночной коррозии.
4.3.3. Перед пуском котла после среднего или капитального ремонта
должны быть проверены исправность и готовность к включению основного и
вспомогательного оборудования, КИП, средств дистанционного и
автоматического управления, устройств технологической защиты,
блокировок, средств информации и оперативной связи. Выявленные при
этом неисправности должны быть устранены до пуска.
Перед пуском котла после нахождения его в резерве более 3 сут.
должны быть проверены: работоспособность оборудования, КИП, средств
дистанционного и автоматического управления, устройств технологической
защиты, блокировок, средств информации и связи; прохождение команд
технологических защит на все исполнительные устройства; исправность и
готовность к включению тех устройств и оборудования, на которых за
время простоя производились ремонтные работы. Выявленные при этом
неисправности должны быть устранены до пуска.
При неисправности защитных блокировок и устройств защиты,
действующих на останов котла, пуск его не допускается.
4.3.4. 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.
4.3.5. 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.
4.3.6. Заполнение неостывшего барабанного котла разрешается при
температуре металла верха опорожненного барабана не выше 160 град. С.
Если температура металла верха барабана превышает 140 град. С,
заполнение его водой для гидроопрессовки не допускается.
4.3.7. 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.
4.3.8. 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.
4.3.9. 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.
4.3.10. 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 наддувом, 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.
4.3.11. Перед растопкой котла на газе должна быть произведена
контрольная опрессовка газопроводов котла воздухом и проверена
герметичность закрытия запорной арматуры перед горелками газом в
соответствии с действующими инструкциями.
4.3.12. При растопке котлов должны быть включены дымосос и
дутьевой вентилятор, а котлов, работа которых рассчитана без
дымососов, - дутьевой вентилятор.
4.3.13. 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/см2 (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).
4.3.14. Растопка котла из различных тепловых состояний должна
выполняться в соответствии с графиками пуска, составленными на основе
инструкции завода-изготовителя и результатов испытаний пусковых
режимов.
4.3.15. 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.
4.3.16. Если до пуска котла на нем производились 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 не допускается.
4.3.17. При растопках и остановах котлов давлением выше 100
кгс/см2 (9,8 МПа) 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:
Скорость прогрева при растопке котла, град. С/10 мин. .... 30
Скорость охлаждения при останове котла, град. С/10 мин. .. 20
Перепад температур при растопке котла, град. С ........... 60
Перепад температур при останове котла, град. С ........... 80
4.3.18. 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.
4.3.19. 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.
4.3.20. Режим работы котла должен строго соответствовать режимной
карте, составленной на основе испытания оборудования и инструкции по
эксплуатации. В случае реконструкции котла и изменения марки и
качества топлива режимная карта должна быть скорректирована.
4.3.21. При работе котла должны соблюдаться тепловые режимы,
обеспечивающие поддержание допустимых температур пара в каждой ступени
и каждом потоке первичного и промежуточного пароперегревателей.
4.3.22. 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
|