испытаний оборудования.
4.3.23. Поверхности нагрева котельных установок с газовой стороны
должны содержаться в эксплуатационно чистом состоянии путем
поддержания оптимальных режимов и применения механизированных систем
комплексной очистки (паровые, воздушные или водяные аппараты,
устройства импульсной очистки, виброочистки, дробеочистки и др.).
Предназначенные для этого устройства, а также средства дистанционного
и автоматического управления ими должны быть в постоянной готовности к
действию.
Периодичность очистки поверхностей нагрева должна быть
регламентирована графиком или местной инструкцией.
4.3.24. При эксплуатации котлов, как правило, должны быть
включены все работающие тягодутьевые машины. Длительная работа при
отключении части тягодутьевых машин допускается при условии
обеспечения равномерного газовоздушного и теплового режима по сторонам
котла. При этом должна быть обеспечена равномерность распределения
воздуха между горелками и исключен переток воздуха (газа) через
остановленный вентилятор (дымосос).
4.3.25. На паровых котлах, сжигающих в качестве основного топлива
мазут с содержанием серы более 0,5%, в регулировочном диапазоне
нагрузок его сжигание должно осуществляться, как правило, при
коэффициентах избытка воздуха на выходе из топки менее 1,03. При этом
обязательно выполнение установленного комплекса мероприятий по
переводу котлов на этот режим (подготовка топлива, применение
соответствующих конструкций горелочных устройств и форсунок,
уплотнение топки, оснащение котла дополнительными приборами контроля и
средствами автоматизации процесса горения).
4.3.26. Мазутные форсунки перед установкой на место должны быть
испытаны на водяном стенде в целях проверки их производительности,
качества распыливания и угла раскрытия факела. Разница в номинальной
производительности отдельных форсунок в комплекте, устанавливаемом на
мазутный котел, должна быть не более 1,5%. Каждый котел должен быть
обеспечен запасным комплектом форсунок.
Применение нетарированных форсунок не допускается.
4.3.27. Работа мазутных форсунок, в том числе растопочных, без
организованного подвода к ним воздуха не допускается. При эксплуатации
форсунок и паромазутопроводов котельной
должны быть выполнены условия, исключающие попадание мазута в
паропровод.
4.3.28. При эксплуатации котлов температура воздуха, град. С,
поступающего в воздухоподогреватель, должна быть не ниже следующих
значений:
----------------------------------------------------------------------
| Вид топлива | Воздухоподогреватель |
|---------------------------------------|----------------------------|
| | трубчатый | регенеративный |
|---------------------------------------|-----------|----------------|
| Бурые угли (Sпр <= 0,4%), торф, | | |
| сланцы ............................ | 50 | 30 |
|---------------------------------------|-----------|----------------|
| Канско-ачинские бурые угли ........ | 65 | - |
|---------------------------------------|-----------|----------------|
| Каменный уголь (Sпр <= 0,4%), | | |
| антрациты ......................... | 30 | 30 |
|---------------------------------------|-----------|----------------|
| Экибастузский уголь (Sпр <= 0,4%).. | 75 | 55 |
|---------------------------------------|-----------|----------------|
| Бурый уголь (Sпр > 0,4%) .......... | 80 | 60 |
|---------------------------------------|-----------|----------------|
| Подмосковный бурый уголь (Sпр > | | |
| 0,4%) ............................. | 140 | - |
|---------------------------------------|-----------|----------------|
| Каменный уголь (Sпр > 0,4%) ....... | 60 | 50 |
|---------------------------------------|-----------|----------------|
| Мазут с содержанием серы | | |
| более 0,5% ........................ | 110 | 70 |
|---------------------------------------|-----------|----------------|
| Мазут с содержанием серы 0,5% и | | |
| менее ............................. | 90 | 50 |
----------------------------------------------------------------------
Температура предварительного подогрева воздуха при сжигании
сернистого мазута должна быть выбрана такой, чтобы температура
уходящих газов в регулировочном диапазоне нагрузок котла была не ниже
150 град. С.
В случае сжигания мазута с предельно малыми коэффициентами
избытка воздуха на выходе из топки (менее 1,03) или применения
эффективных антикоррозионных средств (присадок, материалов, покрытий)
температура воздуха перед воздухоподогревателями может быть снижена по
сравнению с указанными значениями и установлена на основании опыта
эксплуатации.
Растопка котла на сернистом мазуте должна производиться с
предварительно включенной системой подогрева воздуха (калориферы,
система рециркуляции горячего воздуха). Температура воздуха перед
воздухоподогревателем в начальный период растопки на мазутном котле
должна быть, как правило, не ниже 90 град. С.
4.3.29. Все котлы, сжигающие твердое топливо в пылевидном
состоянии с потерями тепла от механической неполноты сгорания,
превышающими 0,5%, должны быть оборудованы постоянно действующими
установками для отбора проб летучей золы в целях контроля за
указанными потерями. Периодичность отбора проб уноса должна быть
установлена местной инструкцией, но не реже 1 раза в смену при
сжигании АШ и тощих углей и не реже 1 раза в сутки при других
топливах.
4.3.30. Обмуровка котлов должна быть в исправном состоянии. При
температуре окружающего воздуха 25 град. С температура на поверхности
обмуровки должна быть не более 45 град. С.
4.3.31. Топка и весь газовый тракт котлов должны быть плотными.
Присосы воздуха в топку и в газовый тракт до выхода из
пароперегревателя для паровых газомазутных котлов
паропроизводительностью до 420 т/ч должны быть не более 5, для котлов
паропроизводительностью выше 420 т/ч - 3%, для пылеугольных котлов -
соответственно 8 и 5%.
Топки и газоходы с цельносварными экранами должны быть
бесприсосными.
Присосы в газовый тракт на участке от входа в экономайзер (для
пылеугольных водогрейных котлов - от входа в воздухоподогреватель) до
выхода из дымососа должны быть (без учета золоулавливающих установок)
при трубчатом воздухоподогревателе не более 10, при регенеративном -
не более 25%.
Присосы в топку и газовый тракт водогрейных газомазутных котлов
должны быть не более 5, пылеугольных (без учета золоулавливающих
установок) - не более 10%.
Присосы воздуха в электрофильтры должны быть не более 10, в
золоулавливающие установки других типов - не более 5%.
Нормы присосов даны в процентах теоретически необходимого
количества воздуха для номинальной нагрузки котлов.
4.3.32. Плотность ограждающих поверхностей котла и газоходов
должна контролироваться путем осмотра и определения присосов воздуха 1
раз в месяц. Присосы в топку должны определяться не реже 1 раза в год,
а также до и после среднего и капитального ремонта. Неплотности топки
и газоходов котла должны быть устранены.
4.3.33. Эксплуатационные испытания котла для составления режимной
карты и корректировки инструкции по эксплуатации должны проводиться
при вводе его в эксплуатацию, после внесения конструктивных изменений,
при переходе на другой вид или марку топлива, а также для выяснения
причин отклонения параметров от заданных.
Котлы должны быть оборудованы необходимыми приспособлениями для
проведения эксплуатационных испытаний.
4.3.34. При выводе котла в резерв или ремонт должны быть приняты
меры для консервации поверхностей нагрева котла и калориферов в
соответствии с действующими указаниями по консервации
теплоэнергетического оборудования.
4.3.35. Внутренние отложения из поверхностей нагрева котлов
должны быть удалены при водных отмывках во время растопок и остановов
или при химических очистках.
Периодичность химических очисток должна быть определена местными
инструкциями по результатам количественного анализа внутренних
отложений.
4.3.36. Подпитывать остановленный котел с дренированием воды в
целях ускорения охлаждения барабана не допускается.
4.3.37. Спуск воды из остановленного котла с естественной
циркуляцией разрешается после понижения давления в нем до 10 кгс/см2
(1 МПа), а при наличии вальцовочных соединений - при температуре воды
не выше 80 град. С. Из остановленного прямоточного котла разрешается
спускать воду при давлении выше атмосферного, верхний предел этого
давления должен быть установлен местной инструкцией в зависимости от
системы дренажей и расширителей.
При останове котлов блочных электростанций должно производиться
обеспаривание промежуточного пароперегревателя в конденсатор турбины.
4.3.38. При останове котла в резерв после вентиляции топки и
газоходов не более 15 мин. тягодутьевые машины должны быть
остановлены; все отключающие шиберы на газовоздуховодах, лазы и лючки,
а также направляющие аппараты тягодутьевых машин должны быть плотно
закрыты.
4.3.39. В зимний период на котле, находящемся в резерве или
ремонте, должно быть установлено наблюдение за температурой воздуха.
При температуре воздуха в котельной или наружной при открытой
компоновке ниже 0 град. С должны быть приняты меры к поддержанию
положительных температур воздуха в топке и газоходах, в укрытиях у
барабана, в районах продувочных и дренажных устройств, калориферов,
импульсных линий и датчиков КИП, также должен быть организован
подогрев воды в котлах или циркуляция ее через экранную систему.
4.3.40. Режим расхолаживания котлов после останова при выводе их
в ремонт должен быть определен инструкциями по эксплуатации.
Расхолаживание котлов с естественной циркуляцией тягодутьевыми
машинами разрешается при обеспечении допустимой разности температур
металла между верхней и нижней образующими барабана. Допускаются
режимы с поддержанием и без поддержания уровня воды в барабане.
Расхолаживание прямоточных котлов можно осуществлять
непосредственно после останова.
4.3.41. Надзор дежурного персонала за остановленным котлом должен
быть организован до полного понижения в нем давления и снятия
напряжения с электродвигателей; контроль за температурой газа и
воздуха в районе воздухоподогревателя и уходящих газов может быть
прекращен не ранее чем через 24 ч после останова.
4.3.42. При работе котлов на твердом или газообразном топливе,
когда мазут является резервным или растопочным топливом, схемы
мазутохозяйства и мазутопроводов должны быть в состоянии,
обеспечивающем немедленную подачу мазута к котлам.
4.3.43. При разрыве мазутопровода или газопровода в пределах
котельной или сильных утечках мазута (газа) должны быть приняты все
меры к прекращению истечения топлива через поврежденные участки вплоть
до отключения мазутонасосной и закрытия запорной арматуры на ГРП, а
также и предупреждению пожара или взрыва.
4.3.44. Котел должен быть немедленно <*> остановлен (отключен)
персоналом при отказе в работе защит или при их отсутствии в случаях:
--------------------------------
<*> Указание о немедленном останове здесь и далее следует
понимать буквально, т.е. в таких ситуациях оперативный персонал должен
действовать самостоятельно, без согласования своих действий с
руководством цеха.
а) недопустимого <*> повышения или понижения уровня воды в
барабане или выхода из строя всех приборов контроля уровня воды в
барабане;
--------------------------------
<*> Под "недопустимым" повышением или понижением параметров здесь
и далее понимаются указанные в местных инструкциях предельные
значения, соответствующие уставкам защиты.
б) быстрого понижения уровня воды в барабане, несмотря на
усиленное питание котла;
в) выхода из строя всех расходомеров питательной воды
прямоточного парового и водогрейного котлов (если при этом возникают
нарушения режима, требующие подрегулировки питания) или прекращения
питания любого из потоков прямоточного котла более чем на 30 с;
г) прекращения действия всех питательных устройств (насосов);
д) недопустимого повышения давления в пароводяном тракте;
е) прекращения действия более 50% предохранительных клапанов или
других заменяющих их предохранительных устройств;
ж) недопустимого повышения или понижения давления в тракте
прямоточного котла до встроенных задвижек; недопустимого понижения
давления в тракте водогрейного котла более чем на 10 с;
з) разрыва труб пароводяного тракта или обнаружения трещин,
вспучин в основных элементах котла (барабане, коллекторах, выносных
циклонах, паро- и водоперепускных, а также водоопускных трубах), в
паропроводах, питательных трубопроводах и пароводяной арматуре;
и) погасания факела в топке;
к) недопустимого понижения давления газа или мазута за
регулирующим клапаном (при работе котла на одном из этих видов
топлива);
л) одновременного понижения давления газа и мазута (при
совместном их сжигании) за регулирующими клапанами ниже пределов,
установленных местной инструкцией;
м) отключения всех дымососов (для котлов с уравновешенной тягой)
или дутьевых вентиляторов либо всех регенеративных
воздухоподогревателей;
н) взрыва в топке, взрыва или загорания горючих отложений в
газоходах и золоулавливающей установке, разогрева докрасна несущих
балок каркаса или колонн котла, при обвале обмуровки, а также других
повреждениях, угрожающих персоналу или оборудованию;
о) прекращения расхода пара через промежуточный
пароперегреватель;
п) снижения расхода воды через водогрейный котел ниже минимально
допустимого более чем на 10 с;
р) повышения температуры воды на выходе из водогрейного котла
выше допустимой;
с) пожара, угрожающего персоналу, оборудованию или цепям
дистанционного управления отключающей арматуры, входящей в схему
защиты котла;
т) исчезновения напряжения на устройствах дистанционного и
автоматического управления или на всех КИП;
у) разрыва мазутопровода или газопровода в пределах котла.
4.3.45. Котел должен быть остановлен по распоряжению технического
руководителя электростанции с уведомлением диспетчера энергосистемы в
случаях:
а) обнаружения свищей в трубах поверхностей нагрева, паро- и
водоперепускных, а также водоопускных трубах котлов, паропроводах,
коллекторах, в питательных трубопроводах, а также течей и парений в
арматуре, фланцевых и вальцовочных соединениях;
б) недопустимого превышения температуры металла поверхностей
нагрева, если понизить температуру изменением режима работы котла не
удается;
в) выхода из строя всех дистанционных указателей уровня воды в
барабане котла;
г) резкого ухудшения качества питательной воды по сравнению с
установленными нормами;
д) прекращения работы золоулавливающих установок на пылеугольном
котле;
е) неисправности отдельных защит или устройств дистанционного и
автоматического управления и контрольно-измерительных приборов.
4.4. Паротурбинные установки
4.4.1. При эксплуатации паротурбинных установок должны быть
обеспечены:
надежность работы основного и вспомогательного оборудования;
готовность принятия номинальных электрической и тепловой нагрузок
и их изменения до технического минимума;
нормативные показатели экономичности основного и вспомогательного
оборудования.
4.4.2. Система автоматического регулирования турбины должна:
устойчиво выдерживать заданные электрическую и тепловую нагрузки
и обеспечивать возможность их плавного изменения;
устойчиво поддерживать частоту вращения ротора турбины на
холостом ходу и плавно ее изменять (в пределах рабочего диапазона
механизма управления турбиной) при номинальных и пусковых параметрах
пара;
удерживать частоту вращения ротора турбины ниже уровня настройки
срабатывания автомата безопасности при мгновенном сбросе до нуля
электрической нагрузки (в том числе при отключении генератора от
сети), соответствующей максимальному расходу пара при номинальных его
параметрах и максимальных пропусках пара в часть низкого давления
турбины.
4.4.3. Параметры работы системы регулирования паровых турбин
должны удовлетворять государственным стандартам России и техническим
условиям на поставку турбин.
Для всего парка эксплуатируемых турбин, выпущенных ранее
01.01.91, а также турбин иностранных фирм значения этих параметров
должны соответствовать значениям, указанным ниже:
Степень неравномерности регулирования частоты вращения
(при номинальных параметрах пара) <*>, % ............... 4 - 5
Местная степень неравномерности по частоте вращения, %:
минимальная в любом диапазоне нагрузок, не ниже .......... 2,5
максимальная:
в диапазоне нагрузок до 15% NHOM, не более .............. 10
в диапазоне нагрузок от 15% NHOM до максимальной,
не более ................................................. 6
Степень нечувствительности <**> по частоте вращения, %,
не более ................................................. 0,3
--------------------------------
<*> Для турбин типа Р степень неравномерности допускается 4,5 -
6,5%.
<**> Для турбин выпуска до 1950 г. степень нечувствительности
допускается до 0,5%.
Степень нечувствительности регулирования давления пара в отборах
и противодавления:
при давлении в отборе (противодавлении) менее 2,5 кгс/см2
(0,25 МПа), кПа, не более .................................. 5
при давлении в отборе (противодавлении) 2,5 кгс/см2 (0,25 МПа)
и выше, %, не более ........................................ 2
Степень неравномерности регулирования давления пара в
регулируемых отборах и противодавления должна удовлетворять
требованиям потребителя, согласованным с заводом - изготовителем
турбин, и не допускать срабатывания предохранительных клапанов
(устройств).
4.4.4. Все проверки и испытания системы регулирования и защиты
турбины от повышения частоты вращения должны выполняться в
соответствии с инструкциями заводов - изготовителей турбин и
действующими руководящими документами.
4.4.5. Автомат безопасности должен срабатывать при повышении
частоты вращения ротора турбины на 10 - 12% сверх номинальной или до
значения, указанного заводом-изготовителем.
Настройку автомата безопасности рекомендуется производить на
специальном разгонном стенде.
При срабатывании автомата безопасности должны закрываться:
стопорные, регулирующие (стопорно-регулирующие) клапаны свежего
пара и пара промперегрева;
стопорные (отсечные), регулирующие и обратные клапаны, а также
регулирующие диафрагмы и заслонки отборов пара;
отсечные клапаны на паропроводах связи со сторонними источниками
пара.
4.4.6. Система защиты турбины от повышения частоты вращения
ротора (включая все ее элементы) должна быть испытана увеличением
частоты вращения выше номинальной в следующих случаях (если нет
специальных указаний завода-изготовителя):
а) после монтажа турбины;
б) после капитального ремонта;
в) перед испытанием системы регулирования сбросом нагрузки с
отключением генератора от сети;
г) при пуске после разборки автомата безопасности;
д) при пуске после длительного (более 3 мес.) простоя турбины в
случае отсутствия возможности проверки срабатывания бойков автомата
безопасности и всех цепей защиты (с воздействием на исполнительные
органы) без увеличения частоты вращения выше номинальной;
е) при пуске после простоя турбины в резерве более 1 мес. в
случае отсутствия возможности проверки срабатывания бойков автомата
безопасности и всех цепей защиты (с воздействием на исполнительные
органы) без увеличения частоты вращения выше номинальной;
ж) при пуске после разборки системы регулирования или ее
отдельных узлов;
з) при проведении плановых испытаний (не реже 1 раза в 4 мес.).
В случаях "ж" и "з" допускается испытание защиты без увеличения
частоты вращения выше номинальной (в диапазоне, указанном заводом -
изготовителем турбины), но с обязательной проверкой действия всех
цепей защиты.
Испытания защиты турбины увеличением частоты вращения должны
проводиться под руководством начальника цеха или его заместителя.
4.4.7. Стопорные и регулирующие клапаны свежего пара и пара после
промперегрева должны быть плотными.
Плотность стопорных и регулирующих клапанов свежего пара, а также
пара промперегрева должна проверяться раздельным испытанием каждой
группы.
Критерием плотности служит частота вращения ротора турбины,
которая устанавливается после полного закрытия проверяемых клапанов
при полном (номинальном) или частичном давлении пара перед этими
клапанами. Допустимое значение частоты вращения определяется
инструкцией завода-изготовителя или действующими руководящими
документами, а для турбин критерии, проверки которых не оговорены в
инструкциях завода-изготовителя или действующих руководящих
документах, не должно быть выше 50% номинальной при номинальных
параметрах перед проверяемыми клапанами и номинальном давлении
отработавшего пара.
При одновременном закрытии всех стопорных и регулирующих клапанов
и номинальных параметрах свежего пара и противодавления (вакуума)
пропуск пара через них не должен вызывать вращения ротора турбины.
Проверка плотности клапанов должна производиться после монтажа
турбины, перед испытанием автомата безопасности повышением частоты
вращения, перед остановом турбины в капитальный ремонт, при пуске
после него, но не реже 1 раза в год. При выявлении в процессе
эксплуатации турбины признаков снижения плотности клапанов (при пуске
или останове турбины) должна быть проведена внеочередная проверка их
плотности.
4.4.8. Стопорные и регулирующие клапаны свежего пара и пара
промперегрева, стопорные (отсечные) и регулирующие клапаны (диафрагмы)
отборов пара, отсечные клапаны на паропроводах связи со сторонними
источниками пара должны расхаживаться: на полный ход - перед пуском
турбины и в случаях, предусмотренных местной инструкцией или
инструкцией завода-изготовителя; на часть хода - ежесуточно во время
работы турбины.
При расхаживании клапанов на полный ход должны быть
проконтролированы плавность их хода и посадка.
4.4.9. Плотность обратных клапанов регулируемых отборов и
срабатывание предохранительных клапанов этих отборов должны
проверяться не реже 1 раза в год и перед испытанием турбины на сброс
нагрузки.
Обратные клапаны регулируемых отопительных отборов пара, не
имеющих связи с отборами других турбин, РОУ и другими источниками
пара, проверке на плотность можно не подвергать, если нет специальных
указаний завода-изготовителя.
Посадка обратных клапанов всех отборов должна быть проверена
перед каждым пуском и при останове турбины, а при нормальной работе -
периодически по графику, определяемому техническим руководителем
электростанции, но не реже 1 раза в 4 мес.
При неисправности обратного клапана работа турбины с
соответствующим отбором пара не допускается.
4.4.10. Проверка времени закрытия стопорных (защитных, отсечных)
клапанов, а также снятие характеристик системы регулирования на
остановленной турбине и при ее работе на холостом ходу для проверки их
соответствия положениям п. 4.4.3 настоящих Правил и данным
завода-изготовителя должны выполняться:
после монтажа турбины;
непосредственно до и после капитального ремонта турбины или
ремонта основных узлов системы регулирования или парораспределения.
Снятие характеристик системы регулирования при работе турбины под
нагрузкой, необходимых для построения статической характеристики,
должно выполняться:
после монтажа турбины;
после капитального ремонта турбины или ремонта основных узлов
системы регулирования или парораспределения.
4.4.11. Испытания системы регулирования турбины мгновенным
сбросом нагрузки, соответствующей максимальному расходу пара, должны
выполняться:
при приемке турбин в эксплуатацию после монтажа;
после реконструкции, изменяющей динамическую характеристику
турбоагрегата или статическую и динамическую характеристики системы
регулирования.
Испытания системы регулирования серийных турбин, оснащенных
электрогидравлическими преобразователями (ЭГП), могут быть произведены
путем парового сброса нагрузки (мгновенным закрытием только
регулирующих клапанов) без отключения генератора от сети.
На головных образцах турбин и на первых образцах турбин,
подвергшихся реконструкции (с изменением динамической характеристики
агрегата или характеристик регулирования), и на всех турбинах, не
оснащенных ЭГП, испытания должны проводиться со сбросом электрической
нагрузки путем отключения генератора от сети.
4.4.12. При выявлении отклонений фактических характеристик
регулирования и защиты от нормативных значений, увеличения времени
закрытия клапанов сверх указанного заводом-изготовителем или в местной
инструкции или ухудшения их плотности должны быть определены и
устранены причины этих отклонений.
4.4.13. Эксплуатация турбин с введенным в работу ограничителем
мощности допускается как временное мероприятие только по условиям
механического состояния турбоустановки с разрешения технического
руководителя электростанции. При этом нагрузка турбины должна быть
ниже уставки ограничителя не менее чем на 5%.
4.4.14. При эксплуатации систем маслоснабжения турбоустановки
должны быть обеспечены:
надежность работы агрегатов на всех режимах;
пожаробезопасность;
поддержание нормальных качества масла и температурного режима;
предотвращение протечек масла и попадания его в охлаждающую
систему и окружающую среду.
4.4.15. Резервные и аварийные масляные насосы и устройства их
автоматического включения должны проверяться в работе 2 раза в месяц
при работе турбоагрегата, а также перед каждым его пуском и остановом.
Для турбин, у которых рабочий масляный насос системы смазки имеет
индивидуальный электропривод, проверка автоматического включения
резерва (АВР) перед остановом не производится.
4.4.16. У турбин, оснащенных системами предотвращения развития
горения масла на турбоагрегате, электрическая схема системы должна
проверяться перед пуском турбины из холодного состояния.
4.4.17. Запорная арматура, устанавливаемая на линиях системы
смазки, регулирования и уплотнений генератора, ошибочное переключение
которой может привести к останову или повреждению оборудования, должна
быть опломбирована в рабочем положении.
4.4.18. При эксплуатации конденсационной установки должна быть
обеспечена экономичная и надежная работа турбины во всех режимах
эксплуатации с соблюдением нормативных температурных напоров в
конденсаторе и норм качества конденсата.
4.4.19. При эксплуатации конденсационной установки должны
производиться:
профилактические мероприятия по предотвращению загрязнений
конденсатора (обработка охлаждающей воды химическими и физическими
методами, применение шарикоочистных установок и т.п.);
периодические чистки конденсаторов при повышении давления
отработавшего пара по сравнению с нормативными значениями на 0,005
кгс/см2 (0,5 кПа) из-за загрязнений поверхностей охлаждения;
контроль за чистотой поверхности охлаждения и трубных досок
конденсатора;
контроль за расходом охлаждающей воды (непосредственным
измерением расхода или по тепловому балансу конденсаторов),
оптимизация расхода охлаждающей воды в соответствии с ее температурой
и паровой нагрузкой конденсатора;
проверка плотности вакуумной системы и ее уплотнение; присосы
воздуха (кг/ч) в диапазоне изменения паровой нагрузки конденсатора 40
- 100% должны быть не выше значений, определяемых по формуле:
GB = 8 + 0,065 N,
где N - номинальная электрическая мощность турбоустановки на
конденсационном режиме, МВт;
проверка водяной плотности конденсатора путем систематического
контроля солесодержания конденсата;
проверка содержания кислорода в конденсате после конденсатных
насосов.
Методы контроля за работой конденсационной установки, его
периодичность определяются местной инструкцией в зависимости от
конкретных условий эксплуатации.
4.4.20. При эксплуатации оборудования системы регенерации должны
быть обеспечены:
нормативные значения температуры питательной воды (конденсата) за
каждым подогревателем и конечный ее подогрев;
надежность теплообменных аппаратов.
Нагрев питательной воды (конденсата), температурные напоры,
переохлаждение конденсата греющего пара в подогревателях системы
регенерации должны проверяться до и после капитального ремонта
турбоустановки, после ремонта подогревателей и периодически по графику
(не реже 1 раза в месяц).
4.4.21. Эксплуатация подогревателя высокого давления (ПВД) не
допускается при:
отсутствии или неисправности элементов его защиты;
неисправности клапана регулятора уровня.
Эксплуатация группы ПВД, объединенных аварийным обводом, не
допускается при:
отсутствии или неисправности элементов защиты хотя бы на одном
ПВД;
неисправности клапана регулятора уровня любого ПВД;
отключении по пару любого ПВД.
Подогреватель высокого давления или группа ПВД должны быть
немедленно отключены при неисправности защиты или клапана регулятора
уровня (КРУ). При неисправном состоянии каких-либо других, кроме КРУ,
элементов системы автоматического регулирования уровня и невозможности
быстрого устранения дефекта на работающем оборудовании подогреватель
(или группа ПВД) должен быть выведен из работы в срок, определяемый
техническим руководителем энергообъекта.
4.4.22. Резервные питательные насосы, а также другие насосные
агрегаты, находящиеся в автоматическом резерве, должны быть исправными
и в постоянной готовности к пуску - с открытыми задвижками на входном
и выходном трубопроводах.
Проверка их включения и плановый переход с работающего насоса на
резервный должны производиться по графику, но не реже 1 раза в месяц.
4.4.23. Перед пуском турбины после среднего или капитального
ремонта должна быть проверена 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.
Перед пуском турбины из холодного состояния (после нахождения ее
в резерве более 3 сут.) должны быть проверены: исправность и
готовность к включению оборудования и КИП, а также работоспособность
средств дистанционного и автоматического управления, устройств
технологической защиты, блокировок, средств информации и оперативной
связи; прохождение команд технологических защит на все исполнительные
устройства; исправность и готовность к включению тех средств и
оборудования, на которых за время простоя производились ремонтные
работы. Выявленные при этом неисправности должны быть устранены до
пуска.
При пусках агрегата из других тепловых состояний средства защиты
и блокировки должны проверяться в соответствии с местными
инструкциями.
Руководить пуском турбины должен начальник смены цеха или старший
машинист, а после капитального или среднего ремонта - начальник цеха
или его заместитель.
4.4.24. Пуск турбины не допускается в случаях:
отклонения показателей теплового и механического состояний
турбины от допустимых значений, регламентированных заводом -
изготовителем турбины;
неисправности хотя бы одной из защит, действующих на останов
турбины;
наличия дефектов системы регулирования и парораспределения,
которые могут привести к разгону турбины;
неисправности одного из масляных насосов смазки, регулирования,
уплотнений генератора или устройств их автоматического включения
(АВР);
отклонения качества масла от норм на эксплуатационные масла или
понижения температуры масла ниже установленного заводом-изготовителем
предела;
отклонения качества свежего пара по химическому составу от норм.
4.4.25. Без включения валоповоротного устройства подача пара на
уплотнения турбины, сброс горячей воды и пара в конденсатор, подача
пара для прогрева турбины не допускаются. Условия подачи пара в
турбину, не имеющую валоповоротного устройства, определяются местной
инструкцией.
Сброс в конденсатор рабочей среды из котла или паропроводов и
подача пара в турбину для ее пуска должны осуществляться при давлениях
пара в конденсаторе, указанных в инструкциях или других документах
заводов - изготовителей турбин, но не выше 0,6 кгс/см2 (60 кПа).
4.4.26. При эксплуатации турбоагрегатов средние квадратические
значения виброскорости подшипниковых опор должны быть не выше 4,5
-1
мм.с .
При превышении нормативного значения вибрации должны быть
приняты меры к ее снижению в срок не более 30 сут.
-1
При вибрации свыше 7,1 мм.с не допускается эксплуатировать
-1
турбоагрегаты более 7 сут., а при вибрации 11,2 мм.с турбина должна
быть отключена действием защиты или вручную.
Турбина должна быть немедленно остановлена, если при
установившемся режиме происходит одновременное внезапное изменение
вибрации оборотной частоты двух опор одного ротора, или смежных опор,
-1
или двух компонентов вибрации одной опоры на 1 мм.с и более от любого
начального уровня.
Турбина должна быть разгружена и остановлена, если в течение 1 -
3 сут. произойдет плавное возрастание любого компонента вибрации одной
-1
из опор подшипников на 2 мм.с .
Эксплуатация турбоагрегата при низкочастотной вибрации
недопустима. При появлении низкочастотной вибрации, превышающей
-1
1 мм.с , должны быть приняты меры к ее устранению.
Временно, до оснащения необходимой аппаратурой, разрешается
контроль вибрации по размаху виброперемещения. При этом длительная
эксплуатация допускается при размахе колебаний до 30 мкм при частоте
вращения 3000 об./мин. и до 50 мкм при частоте вращения 1500 об./мин.;
-1
изменение вибрации на 1 - 2 мм.с эквивалентно изменению размаха
колебаний на 10 - 20 мкм при частоте вращения 3000 об./мин. и 20 - 40
мкм при частоте вращения 1500 об./мин.
Вибрацию турбоагрегатов мощностью 50 МВт и более следует измерять
и регистрировать с помощью стационарной аппаратуры непрерывного
контроля вибрации подшипниковых опор, соответствующей государственным
стандартам.
До установки стационарной аппаратуры непрерывного контроля
вибрации турбогенераторов мощностью менее 50 МВт допускается
использовать переносные приборы, метрологические характеристики
которых удовлетворяют требованиям государственных стандартов.
Периодичность контроля должна устанавливаться местной инструкцией в
зависимости от вибрационного состояния турбоагрегата, но не реже 1
раза в месяц.
4.4.27. Для контроля за состоянием проточной части турбины и
заносом ее солями не реже 1 раза в месяц должны проверяться значения
давлений пара в контрольных ступенях турбины при близких к номинальным
расходах пара через контролируемые отсеки.
Повышение давления в контрольных ступенях по сравнению с
номинальным при данном расходе пара должно быть не более 10%. При этом
давление не должно превышать предельных значений, установленных
заводом-изготовителем.
При достижении в контрольных ступенях предельных значений
давления из-за солевого заноса должна быть произведена промывка или
очистка проточной части турбины. Способ промывки или очистки должен
быть выбран исходя из состава и характера отложений и местных условий.
4.4.28. В процессе эксплуатации экономичность турбоустановки
должна постоянно контролироваться путем систематического анализа
показателей, характеризующих работу оборудования.
Для выявления причин снижения экономичности турбоустановки,
оценки эффективности ремонта должны проводиться эксплуатационные
(экспресс) испытания оборудования.
При отклонении показателей работы турбинного оборудования от
нормативных должны быть устранены дефекты оборудования и недостатки
эксплуатации.
Головные образцы турбин и турбины, на которых выполнена
реконструкция или проведена модернизация, должны подвергаться
балансовым испытаниям.
4.4.29. Турбина должна быть немедленно остановлена (отключена)
персоналом при отказе в работе защит или при их отсутствии в случаях:
а) повышения частоты вращения ротора сверх уставки срабатывания
автомата безопасности;
б) недопустимого осевого сдвига ротора;
в) недопустимого изменения положения роторов относительно
цилиндров;
г) недопустимого понижения давления масла (огнестойкой жидкости)
в системе смазки;
д) недопустимого понижения уровня масла в масляном баке;
е) недопустимого повышения температуры масла на сливе из любого
подшипника, подшипников уплотнений вала генератора, любой колодки
упорного подшипника турбоагрегата;
ж) воспламенения масла и водорода на турбоагрегате;
з) недопустимого понижения перепада давлений "масло-водород" в
системе уплотнений вала турбогенератора;
и) недопустимого понижения уровня масла в демпферном баке системы
маслоснабжения уплотнений вала турбогенератора;
к) отключения всех масляных насосов системы водородного
охлаждения турбогенератора (для безынжекторных схем маслоснабжения
уплотнений);
л) отключения турбогенератора из-за внутреннего повреждения;
м) недопустимого повышения давления в конденсаторе;
н) недопустимого перепада давлений на последней ступени у турбин
с противодавлением;
о) внезапного повышения вибрации турбоагрегата;
п) появления металлических звуков и необычных шумов внутри
турбины или турбогенератора;
р) появления искр или дыма из подшипников и концевых уплотнений
турбины или турбогенератора;
с) недопустимого понижения температуры свежего пара или пара
после промперегрева;
т) появления гидравлических ударов в паропроводах свежего пара,
промперегрева или в турбине;
у) обнаружения разрыва или сквозной трещины на неотключаемых
участках маслопроводов и трубопроводов пароводяного тракта, узлах
парораспределения;
ф) прекращения протока охлаждающей воды через статор
турбогенератора;
х) недопустимого снижения расхода охлаждающей воды на
газоохладители;
ц) исчезновения напряжения на устройствах дистанционного и
автоматического управления или на всех КИП;
ч) возникновения кругового огня на контактных кольцах ротора
турбогенератора, вспомогательного генератора или коллекторе
возбудителя;
ш) отказа программно-технического комплекса АСУ ТП, приводящего к
невозможности управления всем оборудованием турбоустановки или его
контроля.
Необходимость срыва вакуума при отключении турбины должна быть
определена местной инструкцией в соответствии с указаниями
завода-изготовителя.
В местной инструкции должны быть даны четкие указания о
недопустимых отклонениях значений контролируемых величин по агрегату.
4.4.30. Турбина должна быть разгружена и остановлена в период,
определяемый техническим руководителем электростанции (с уведомлением
диспетчера энергосистемы), в случаях:
а) заедания стопорных клапанов свежего пара или пара после
промперегрева;
б) заедания регулирующих клапанов или обрыва их штоков; заедания
поворотных диафрагм или обратных клапанов отборов;
в) неисправностей в системе регулирования;
г) нарушения нормальной работы вспомогательного оборудования,
схемы и коммуникаций установки, если устранение причин нарушения
невозможно без останова турбины;
-1
д) увеличения вибрации опор выше 7,1 мм.с ;
е) выявления неисправности технологических защит, действующих на
останов оборудования;
ж) обнаружения течей масла из подшипников, трубопроводов и
арматуры, создающих опасность возникновения пожара;
з) обнаружения свищей на неотключаемых для ремонта участках
трубопроводов пароводяного тракта;
и) отклонения качества свежего пара по химическому составу от
норм;
к) обнаружения недопустимой концентрации водорода в картерах
подшипников, токопроводах, маслобаке, а также превышающей норму утечки
водорода из корпуса турбогенератора.
4.4.31. Для каждой турбины должна быть определена длительность
выбега ротора при останове с нормальным давлением отработавшего пара и
при останове со срывом вакуума. При изменении этой длительности должны
быть выявлены и устранены причины отклонения. Длительность выбега
должна быть проконтролирована при всех остановах турбоагрегата.
4.4.32. При выводе турбины в резерв на срок 7 сут. и более должны
быть приняты меры к консервации оборудования турбоустановки.
Метод консервации выбирается исходя из местных условий
техническим руководителем электростанции.
4.4.33. Эксплуатация турбин со схемами и в режимах,
непредусмотренных техническими условиями на поставку, допускается с
разрешения завода-изготовителя и вышестоящих организаций.
4.4.34. Проведение реконструкции и модернизации турбинного
оборудования на электростанциях должно быть согласовано с
заводом-изготовителем.
При проведении реконструкции и модернизации турбинного
оборудования на электростанциях должны быть предусмотрены максимальная
степень автоматизации управления и высокие показатели
ремонтопригодности.
4.4.35. Тепловые испытания паровых турбин должны проводиться: на
вновь смонтированном оборудовании для получения фактических
показателей и составления нормативных характеристик; периодически в
процессе эксплуатации (не реже 1 раза в 3 - 4
года) на подтверждение соответствия нормативным характеристикам.
4.5. Блочные установки тепловых электростанций
4.5.1. При эксплуатации блочных установок должны выполняться
положения пп. 4.3.1, 4.4.1, 5.1.1, 5.3.1, 6.3.3 и 6.3.5 настоящих
Правил и обеспечиваться их участие в регулировании частоты и мощности
при нормальных (в соответствии с диспетчерским графиком) и аварийных
режимах энергосистемы.
4.5.2. Для покрытия диспетчерского графика нагрузки должны быть
обеспечены изменения нагрузки энергоблока в регулировочном диапазоне и
при необходимости до технического минимума, остановы в резерв и режимы
пуска энергоблока из различных тепловых состояний.
4.5.3. Теплофикационные энергоблоки, работающие с полным расходом
циркуляционной воды через конденсатор, могут быть привлечены к
покрытию диспетчерского графика электрических нагрузок с сохранением
заданного количества отпускаемого тепла. Теплофикационные энергоблоки,
работающие на встроенном пучке конденсатора или с отсечкой ЦНД, как
правило, не должны привлекаться к покрытию переменной части графика
электрических нагрузок. В отдельных случаях допускается разгрузка
указанных энергоблоков с переводом тепловой нагрузки на пиковые или
резервные источники. Количество теплофикационных энергоблоков, не
привлекаемых к покрытию переменного графика нагрузок, должно быть
определено диспетчером энергосистемы. Наиболее экономичное
оборудование (энергоблоки СКД и особенно ПГУ) диспетчер энергосистемы
должен привлекать к покрытию переменного графика нагрузок лишь при
исчерпании возможностей менее экономичного оборудования.
4.5.4. Нижний предел регулировочного диапазона энергоблока должен
быть установлен исходя из условия сохранения неизменного состава
работающего оборудования и работы системы автоматического
регулирования во всем диапазоне нагрузок без вмешательства персонала.
При эксплуатации энергоблоков должна быть обеспечена возможность их
работы на техническом минимуме нагрузки, для достижения которого
допускается изменение состава работающего оборудования и отключение
отдельных автоматических регуляторов.
Нижний предел регулировочного диапазона и технический минимум
нагрузки должны быть указаны в местной инструкции и доведены до
сведения диспетчерской службы.
4.5.5. При нагрузке энергоблока, соответствующей нижнему пределу
регулировочного диапазона или техническому минимуму, понижение
температур свежего пара и пара после промперегрева должно быть не
больше заданного заводами - изготовителями оборудования.
4.5.6. Предельная скорость изменения нагрузки энергоблока в
регулировочном диапазоне должна быть установлена на основании норм
предельно допустимых скоростей изменения нагрузки при работе
энергоблоков 160 - 800 МВт в регулировочном диапазоне.
4.5.7. Энергоблоки, спроектированные для работы с постоянным
давлением свежего пара, допускается эксплуатировать в режиме
скользящего давления с полным открытием части регулирующих клапанов
ЦВД турбины после проведения специальных испытаний и согласования
режимов с заводами - изготовителями котлов <*>. При этом в местные
инструкции должны быть внесены соответствующие дополнения.
--------------------------------
<*> Данный режим не распространяется на энергоблоки, которые по
решению органов диспетчерского управления соответствующего уровня
должны эксплуатироваться на номинальном давлении.
4.5.8. В теплофикационных энергоблоках, оснащенных блочными
обессоливающими установками (БОУ), конденсат греющего пара сетевых
подогревателей должен направляться через БОУ только в случаях
нарушения плотности трубной системы этих подогревателей.
4.5.9. Остановы энергоблоков в резерв на ночное время должны
производиться без расхолаживания оборудования. На всех энергоблоках
подлежит обеспариванию система промежуточного перегрева пара, а на
энергоблоках с прямоточными котлами, оснащенными встроенной задвижкой
(ВЗ) и встроенным сепаратором, также и пароперегревательный тракт за
ВЗ. На барабанных котлах, а также на прямоточных котлах с
полнопроходным сепаратором (ППС) должны быть реализованы
технологические приемы, исключающие выброс конденсата из
пароперегревательных поверхностей нагрева в горячие паросборные
коллекторы.
4.5.10. Оборудование, пусковые и электрические схемы, арматура,
тепловая изоляция, растопочное и водное хозяйство энергоблоков и
электростанций должны быть в состоянии, позволяющем обеспечить
одновременный пуск не менее двух энергоблоков электростанции после
любой продолжительности простоя.
4.5.11. Пуск энергоблока не допускается в случаях:
а) наличия условий, не допускающих пуск основного оборудования в
соответствии с настоящими Правилами;
б) неисправности любой из технологических защит, действующих на
останов оборудования энергоблока;
в) неисправности устройств дистанционного управления оперативными
регулирующими органами, а также арматурой, используемой при ликвидации
аварийных ситуаций;
г) неготовности к включению блочной обессоливающей установки;
д) повреждения опор и пружинных подвесок трубопроводов.
4.5.12. Теплофикационные энергоблоки, работающие с отсечкой ЦНД
или на встроенном пучке конденсатора, не должны привлекаться к
противоаварийному регулированию.
4.5.13. Работа энергоблоков с включенными регуляторами давления
пара перед турбиной, воздействующими на регулирующие клапаны турбины
(регуляторами "до себя"), если они не входят в состав систем
регулирования частоты и мощности в энергосистеме, не допускается. В
исключительных случаях, при неисправности или неустойчивости работы
оборудования, допускается с разрешения технического руководителя
энергосистемы с уведомлением органов диспетчерского управления
соответствующего уровня временная работа с включенными регуляторами
"до себя".
4.5.14. При отсутствии (отказе) системы автоматического
регулирования частоты и мощности энергоблоков в случае наброса
(сброса) нагрузки турбин из-за изменения частоты персонал должен
немедленно приступить к изменению нагрузки котлов в пределах
регулировочного диапазона в целях восстановления исходного давления
свежего пара. Если изменения нагрузки могут привести к перегрузкам
линий электропередачи, угрожающим нарушением устойчивости
энергосистемы, то в местных инструкциях должны быть указаны
согласованные с органами диспетчерского управления соответствующего
уровня изменения частоты, при которых должны начинаться указанные
действия персонала.
4.5.15. Энергоблок должен быть немедленно остановлен персоналом
при отказе в работе защит или при их отсутствии в случаях:
а) останова котла моноблока или обоих котлов дубль-блока;
б) отключения турбины, связанного с ее повреждениями или опасными
нарушениями режима работы, указанными в п. 4.4.29 настоящих Правил
(кроме случаев недопустимого понижения температуры свежего пара или
после промперегрева);
в) отключения генератора или трансформатора энергоблока из-за
внутреннего повреждения;
г) отключения всех питательных насосов;
д) образования сквозных трещин или разрыва питательного
трубопровода, паропровода, корпуса деаэратора;
е) исчезновения напряжения на устройствах дистанционного и
автоматического управления или на всех измерительных приборах контроля
энергоблока;
ж) пожара, угрожающего персоналу, оборудованию или цепям
дистанционного управления отключающей арматуры, входящей в схемы
защиты оборудования энергоблока.
4.5.16. Пуском и остановом энергоблока должен руководить старший
машинист энергоблока или начальник смены котлотурбинного цеха, а после
капитального и среднего ремонта - начальник котлотурбинного цеха или
его заместитель.
4.5.17. Изменения проектных пусковых схем на действующих
энергоблоках допускаются:
для целевых испытаний новых схемных решений и режимов пуска,
согласованных с заводами - изготовителями оборудования;
при модернизации пусковых схем в целях их приближения к типовой
пусковой схеме или улучшения эксплуатационных качеств.
Объем и порядок модернизации и изменения пусковых схем
энергоблоков должны быть согласованы с вышестоящей организацией.
4.6. Газотурбинные установки (автономные
и работающие в составе ПГУ)
4.6.1. При эксплуатации ГТУ должны быть обеспечены:
положения действующих государственных стандартов, технических
условий;
надежность и экономичность работы основного и вспомогательного
оборудования при соблюдении диспетчерского графика нагрузки;
нормативные показатели экономичности основного и вспомогательного
оборудования.
4.6.2. Система регулирования ГТУ должна:
устойчиво поддерживать заданную электрическую нагрузку;
удерживать ГТУ на холостом ходу при номинальной частоте вращения
ротора;
обеспечивать надежную работу ГТУ на режимах пуска и останова, а
также останов агрегата в аварийных ситуациях;
обеспечивать при изменении нагрузки плавное изменение режима
работы ГТУ;
удерживать частоту вращения ротора, не вызывающую срабатывания
автомата безопасности, при мгновенном сбросе максимальной нагрузки до
нуля (для ГТУ со свободной силовой турбиной значение нагрузки
указывается в технических условиях);
поддерживать температуру газов перед турбиной (турбинами) на
требуемом уровне, не допуская ее повышения до предельного значения,
при котором срабатывает аварийная защита;
иметь нечувствительность системы ограничения температуры газов не
более 10 град. С;
обеспечивать беспомпажную работу компрессоров;
иметь степень статической неравномерности регулирования частоты
вращения генераторного вала в пределах 4 - 5% номинальной (возможное
повышение степени неравномерности для улучшения условий эксплуатации
ГТУ конкретных типоразмеров должно быть указано в технических
условиях; минимальная местная степень статической неравномерности
должна быть не ниже 2%);
иметь степень нечувствительности при любой нагрузке не более 0,2%
номинальной частоты вращения.
Возможность и продолжительность работы ГТУ с отклонениями от
нормальной частоты вращения должна быть регламентирована техническими
условиями на ГТУ.
4.6.3. Импульс по температуре, используемый в системах
регулирования и защиты, должен быть выработан малоинерционными
датчиками (термоэлектрическими пирометрами или другими измерительными
устройствами с динамической коррекцией в случае необходимости),
установленными в характерных сечениях тракта и обеспечивающими
представительное определение температуры.
4.6.4. Устройства защиты от недопустимого повышения температуры
газов после каждой ступени сгорания должны быть настроены на
срабатывание при температуре, указанной в технических условиях на ГТУ.
4.6.5. Автоматы безопасности должны быть отрегулированы на
срабатывание при повышении частоты вращения роторов на 10 - 12% выше
номинальной или до значения, указанного в технических условиях на ГТУ.
4.6.6. При эксплуатации ГТУ должны быть выполнены мероприятия,
обеспечивающие снижение запыленности засасываемого в компрессор
воздуха (засев свободных площадок травами, устройство газонов,
асфальтирование дорог, сооружение средств полива и т.п.) и исключающие
возможность попадания собственных или посторонних выбросов в
воздухозаборное устройство.
4.6.7. Система очистки воздуха должна обеспечивать компрессор ГТУ
воздухом при остаточной среднегодовой запыленности не более 0,3 мг/м3,
в этом воздухе концентрация пыли с размером частиц более 20 мкм должна
быть не выше 0,03 мг/м3. Допускается (в периоды повышенной
запыленности) кратковременная, не более 100 ч в год, концентрация пыли
до 5 мг/м3 с частицами размером не более 30 мкм. Состояние воздушных
фильтров при эксплуатации должно регулярно контролироваться. Не
допускается вынос из них масла или других материалов во всасывающий
тракт ГТУ. Не реже 2 раз в месяц воздушные фильтры должны быть
осмотрены и очищены от пыли и шлама (если ГТУ работает в базовом
режиме, то при ее ближайшем плановом останове).
4.6.8. Система фильтрации воздуха должна быть оборудована
байпасными клапанами двустороннего действия, открывающимися
автоматически при превышении допустимого перепада давлений на фильтрах
или появлении избыточного давления в камере фильтров.
4.6.9. Обледенение воздушных фильтров и проточной части
компрессоров не допускается. При необходимости воздухозаборные тракты
ГТУ должны быть оборудованы устройствами, предотвращающими
обледенение.
4.6.10. Газовый тракт после ГТУ должен быть оборудован
газоанализаторами для измерения в выхлопных газах содержания метана,
монооксида углерода, оксидов азота, кислорода и диоксида углерода.
4.6.11. Стопорные и регулирующие топливные клапаны ГТУ должны
быть плотными. Клапаны должны расхаживаться на полный ход перед каждым
пуском, а также ежедневно на часть хода при непрерывной работе, если
это предусмотрено инструкцией.
Проверка плотности топливных клапанов ГТУ должна производиться
после капитального и среднего (регламентного) ремонта с визуальным
контролем, а также перед каждым пуском ГТУ с контролем отсутствия
давления топлива перед регулирующими клапанами по манометрам.
4.6.12. Маховики задвижек и клапанов, установленных на
маслопроводах до и после маслоохладителей, на линиях всасывания и
напора резервных и аварийных маслонасосов и на линиях аварийного слива
масла из маслобаков ГТУ, до и после выносных фильтров, в схеме
уплотнений вала генератора, должны быть опломбированы в рабочем
положении.
4.6.13. Генераторы ГТУ при переходе в режим электродвигателя
должны быть немедленно отключены, для чего должна быть установлена
защита от обратной мощности генератора. Это требование не
распространяется на ГТУ со свободными силовыми турбинами.
4.6.14. Пуск и синхронизация ГТУ из любого теплового состояния
должны осуществляться автоматически. Частотный пуск вновь
устанавливаемых одновальных ГТУ должен осуществляться тиристорным
пусковым устройством, если не требуется автономности пуска.
Плановый останов ГТУ должен производиться автоматически по
заданной программе.
4.6.15. Пуском ГТУ должен руководить начальник смены, а после
капитального и среднего ремонта, проведения регламентных работ - лицо,
назначенное руководителем энергообъекта.
4.6.16. Перед пуском ГТУ после ремонта продолжительностью более 3
сут. 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.
Перед пуском ГТУ после нахождения ее в резерве более 3 сут.
должны быть проверены: исправность и готовность к включению
оборудования и КИП, а также работоспособность средств дистанционного и
автоматического управления, устройств технологической защиты,
блокировок, вспомогательного оборудования, маслосистемы, резервных и
аварийных масляных насосов, средств информации и оперативной связи;
прохождение команд технологических защит на все исполнительные
устройства; исправность и готовность к включению тех средств и
оборудования, на которых за время простоя производились ремонтные
работы. Выявленные при этом неисправности должны быть устранены до
пуска.
4.6.17. Пуск ГТУ не допускается в случаях: неисправности или
отключения
какой-либо из защит; наличия дефектов системы регулирования, которые
могут привести
к превышению допустимой температуры газов или разгону турбины;
неисправности одного из масляных насосов или системы их
автоматического включения; отклонения от норм качества топлива или
масла, а также при
температуре или давлении топлива (масла) ниже или выше установленных
пределов;
отклонения контрольных показателей теплового или механического
состояния ГТУ от допустимого.
Не допускается пуск ГТУ после аварийного останова или сбоя при
предыдущем пуске, если причины этих отказов не устранены.
4.6.18. Перед зажиганием топлива в камерах сгорания тракты
газовых турбин (газотурбинных двигателей), не входящих в состав ГТУ с
отпуском тепла и ПГУ, должны быть провентилированы не менее 2 мин. при
работе на жидком и 5 мин. при работе на газообразном топливе при
вращении ротора пусковым устройством.
После каждой неудачной попытки пуска газовой турбины зажигание
топлива без предварительной вентиляции трактов не менее 4 мин. при
работе на жидком и 10 мин. при работе на газообразном топливе не
допускается. Конкретная продолжительность вентиляции в зависимости от
компоновки тракта, вида топлива и типа ГТУ должна быть указана в
инструкции по эксплуатации.
4.6.19. Вентиляция газовоздушного тракта ГТУ с
котлом-утилизатором или теплообменниками, входящими в состав ГТУ с
отпуском тепла или ПГУ, до зажигания топлива при пуске должна
обеспечиваться за счет расхода воздуха, проходящего через ГТУ при
вращении ее ротора пусковым устройством.
4.6.20. Для проведения вентиляции газовоздушного тракта ГТУ с
отпуском тепла и ПГУ после останова газовой турбины должен
использоваться режим холодной прокрутки, осуществляемый с помощью
пускового устройства, с учетом вентиляции за счет выбега газовой
турбины при ее останове.
4.6.21. Пусковые устройства газовых турбин, входящих в состав ГТУ
с отпуском тепла и ПГУ с котлом-утилизатором или теплообменниками,
должны обеспечивать шестикратный воздухообмен вентилируемых объемов до
дымовой трубы при непрерывной вентиляции за время не более 5 мин.
После каждой неудачной попытки пуска газовой турбины должна
производиться вентиляция газовоздушного тракта согласно п. 4.6.18
настоящих Правил.
Установки, на которых пусковые устройства не обеспечивают
выполнение необходимых условий вентиляции газовоздушного тракта,
должны оснащаться дутьевыми вентиляторами.
Конкретная продолжительность вентиляции в зависимости от
компоновки тракта, вида топлива и типа ГТУ должна быть указана в
инструкции по эксплуатации.
4.6.22. Пуск должен быть немедленно прекращен действием защит или
персоналом в случаях:
а) нарушения установленной последовательности пусковых операций;
б) повышения температуры газов выше допустимой по графику пуска;
в) повышения нагрузки пускового устройства выше допустимой;
г) не предусмотренного инструкцией снижения частоты вращения
разворачиваемого вала после отключения пускового устройства;
д) помпажных явлений в компрессорах ГТУ.
4.6.23. Газотурбинная установка должна быть немедленно отключена
персоналом при отказе в работе защит или при их отсутствии в случаях:
а) недопустимого повышения температуры рабочего тела в
характерных сечениях ГТУ;
б) повышения частоты вращения ротора сверх допустимого предела;
в) обнаружения трещин или разрыва масло- или топливопроводов
высокого давления;
г) недопустимого осевого сдвига, недопустимых относительных
перемещений роторов компрессоров и турбин;
д) недопустимого понижения давления масла в системе смазки или
уровня в масляном баке, а также недопустимого повышения температуры
масла на сливе из любого подшипника или температуры любой из колодок
упорного подшипника;
е) прослушивания металлических звуков (скрежета, стуков),
необычных шумов внутри турбомашин и аппаратов ГТУ;
ж) возрастания вибрации подшипниковых опор выше допустимых
значений, указанных в п. 4.6.34 настоящих Правил;
з) появления искр или дыма из подшипников или концевых уплотнений
турбомашин или генератора;
и) воспламенения масла или топлива и невозможности немедленно
ликвидировать пожар имеющимися средствами;
к) взрыва (хлопка) в камерах сгорания или газоходах;
л) погасания факела в камерах сгорания, недопустимого понижения
давления жидкого или газообразного топлива;
м) исчезновения напряжения на устройствах регулирования и
автоматизации или на всех КИП;
н) отключения турбогенератора вследствие внутреннего повреждения;
о) возникновения помпажа компрессоров или недопустимого
приближения к границе помпажа;
п) недопустимого изменения давления воздуха за компрессорами;
р) возникновения кругового огня на контактных кольцах
турбогенератора;
с) загазованности в любом отсеке ГТУ;
т) отключения всех вентиляторов подачи воздуха под кожух ГТУ;
у) отказа программно-технического комплекса АСУ ТП, приводящего к
невозможности управления всем оборудованием турбоустановки или его
контроля.
Одновременно с отключением ГТУ действием защиты или персоналом
должен быть отключен турбогенератор.
4.6.24. Газотурбинная установка должна быть разгружена и
остановлена по решению технического руководителя электростанции в
случаях:
а) нарушения нормального режима эксплуатации или нормальной
работы вспомогательного оборудования, при появлении сигналов
предупредительной сигнализации, если устранение причин нарушения
невозможно без останова;
б) заедания стопорных, регулирующих и противопомпажных клапанов;
в) обледенения воздухозаборного устройства, если не удается
устранить обледенение при работе ГТУ под нагрузкой;
г) недопустимого повышения температуры наружных поверхностей
корпусов турбин, камер сгорания, переходных трубопроводов, если
понизить эту температуру изменением режима работы ГТУ не удается;
д) недопустимого увеличения неравномерности измеряемых температур
газов;
е) недопустимого повышения температуры воздуха перед
компрессорами высокого давления, а также в случаях нарушения
нормального водоснабжения;
ж) при неисправности отдельных защит или оперативных КИП.
4.6.25. При загорании отложений в регенераторах или
подогревателях сетевой воды, если не происходит опасного изменения
параметров ГТУ, установка должна быть оставлена в работе для
обеспечения охлаждения теплообменных поверхностей.
При загорании отложений на остановленной ГТУ должны быть включены
противопожарные установки.
4.6.26. После отключения ГТУ должна быть обеспечена эффективная
вентиляция трактов и там, где это предусмотрено, произведена продувка
топливных коллекторов и форсунок (горелок) воздухом или инертным
газом. По окончании вентиляции должны быть перекрыты всасывающий и
(или) выхлопной тракты. Продолжительность и периодичность вентиляции и
прокруток роторов при остывании ГТУ должны быть указаны в инструкции
по эксплуатации.
4.6.27. На электростанциях должны быть установлены регламент
технического обслуживания ГТУ, технология и периодичность выполнения
регламентных работ.
4.6.28. Регламент технического обслуживания должен
предусматривать:
визуальную диагностику проточной части без разборки турбомашин и
аппаратов в местах, указанных в инструкции по эксплуатации, с
применением специальных оптических или волоконно-оптических приборов,
если это предусмотрено заводской инструкцией;
периодические удаления отложений из проточной части ГТУ без
разборки турбомашин и аппаратов с применением растворов технических
моющих средств и мягких абразивов;
проверку работы системы защиты и автоматического управления ГТУ,
включая контрольные автоматические пуски ГТУ с проверкой соответствия
основных параметров воздуха и газов, давления топлива и нагрузки
пускового устройства расчетному графику пуска;
осмотр и проверку герметичности, производительности топливных
форсунок и угла распыливания топлива на выходе из них;
проверку резервных и аварийных масляных насосов и устройств
автоматического включения;
проверку плотности трактов, клапанов, шиберов и арматуры;
осмотр и проверку топливных насосов и насосов системы
технического водоснабжения;
осмотр и очистку масляных, топливных и водяных фильтров;
проверку и восстановление эффективности шумоглушения внутри
машзала, на территории электростанции и прилегающей к ней территории;
проверку эффективности оборудования, ограничивающего концентрацию
в уходящих газах загрязняющих атмосферу выбросов.
4.6.29. В процессе эксплуатации на основании наблюдений и
показаний приборов должна проводиться параметрическая и вибрационная
диагностика, включающая анализ:
соответствия мощности ГТУ расчетной и нормативной;
степени загрязнения и запасов устойчивости компрессоров;
эффективности теплообменных аппаратов;
неравномерности измеряемых температур газов на входе в турбину
или выходе из нее;
давления топлива и воздуха (газов), а также давления и
температуры масла в характерных точках;
вибрации турбин, компрессоров, турбогенераторов и возбудителей;
соответствия экономичности расчетной и нормативной.
Предельные значения отклонений контролируемых параметров от
паспортных не должны превышать заданных заводами-изготовителями или
указанных в технических условиях на поставку.
4.6.30. Все проверки и испытания системы регулирования и защиты
ГТУ от повышения частоты вращения должны выполняться в соответствии с
инструкциями заводов-изготовителей.
4.6.31. Проверка действия защит от превышения температуры газов в
турбинах должна производиться не реже 1 раза в 4 мес.
4.6.32. Проверка работы системы регулирования ГТУ мгновенным
сбросом нагрузки путем отключения турбогенератора от сети должна
производиться:
при приемке ГТУ в эксплуатацию после монтажа;
после реконструкции, изменяющей динамическую характеристику ГТУ
или статическую и динамическую характеристики системы регулирования;
при выявлении существенных изменений статических и динамических
характеристик регулирования в процессе эксплуатации или при ремонте
(после устранения обнаруженных недостатков).
4.6.33. Периодически работающие ГТУ должны быть в постоянной
готовности к пуску. Если их включения в работу не требуется,
исправность оборудования и систем таких ГТУ должна проверяться 1 раз в
смену, а контрольные автоматические пуски с нагружением агрегата
должны производиться не реже 1 раза в месяц.
4.6.34. При эксплуатации ГТУ средние квадратические значения
виброскорости подшипниковых опор турбин, компрессоров, турбогенератора
и возбудителя с частотой вращения 3000 об./мин.
-1
должны быть не выше 4,5 мм.с .
При превышении нормативного значения вибрации должны быть приняты
меры к ее снижению в срок не более 30 сут.
-1
При вибрации свыше 7,1 мм.с не допускается эксплуатировать ГТУ
-1
более 7 сут., а при вибрации 11,2 мм.с турбина должна быть отключена
действием защиты или вручную.
Газотурбинная установка должна быть немедленно остановлена, если
при установившемся режиме происходит одновременное внезапное изменение
вибрации оборотной частоты двух опор одного ротора, или смежных опор,
-1
или двух компонентов вибрации одной опоры на 1 мм.с и более от любого
начального уровня.
Газотурбинная установка должна быть разгружена и остановлена,
если в течение 1 - 3 сут. произойдет плавное возрастание любого
-1
компонента вибрации одной из опор подшипников на 2 мм.с .
Вибрационное состояние авиационных и судовых газотурбинных
двигателей, работающих в составе энергетических установок, должно быть
определено по техническим условиям на поставку. Однако при этом
двигатели не должны вызывать вибрации связанного с ними оборудования
сверх указанного выше уровня.
4.6.35. Для каждого вала ГТУ должны быть установлены длительность
нормального выбега ротора и номинальное значение силы электрического
тока электродвигателя валоповоротного устройства.
Длительность выбега роторов и сила тока должны измеряться и
регистрироваться в суточной ведомости при всех остановах ГТУ. При
отклонении времени выбега или силы электрического тока от нормальных,
а также при возникновении посторонних шумов должна быть выявлена
причина отклонения и приняты меры к ее устранению.
4.6.36. При выводе ГТУ в длительный резерв должны быть приняты
меры к ее консервации. Продолжительность останова, при которой
требуется консервация, перечень подлежащих консервации узлов и
технология ее проведения должны быть указаны в технических условиях на
ГТУ.
4.6.37. Периодичность среднего и капитального ремонта должна быть
установлена согласно техническим условиям в зависимости от режимов и
продолжительности работы ГТУ, количества пусков и используемого
топлива с учетом фактического состояния оборудования.
4.6.38. Тепловые испытания ГТУ с отпуском тепла и ПГУ должны
проводиться:
на вновь смонтированном оборудовании для получения фактических
показателей и составления нормативных характеристик;
периодически в процессе эксплуатации (не реже 1 раза в 3 - 4
года) на подтверждение соответствия нормативным характеристикам.
4.7. Системы управления технологическими процессами
4.7.1. Системы управления технологическими процессами, в том
числе и автоматизированные (АСУ ТП), во время эксплуатации должны
обеспечивать:
контроль за состоянием энергетического оборудования;
автоматическое регулирование технологических параметров;
автоматическую защиту технологического оборудования;
автоматическое управление оборудованием по заданным алгоритмам
(логическое управление);
технологическую и аварийную сигнализацию;
дистанционное управление регулирующей и запорной арматурой.
Техническая реализация системы управления осуществляется как с
помощью автономных технических средств (КИП, автоматических
регуляторов, устройств комплектных технологических защит и др.), так и
с помощью АСУ ТП.
Средства измерений, средства и программно-технические комплексы
контроля и представления информации, автоматического регулирования,
технологической защиты и сигнализации, логического и дистанционного
управления, технической диагностики при включенном технологическом
оборудовании должны постоянно находиться в работе в проектном объеме и
обеспечивать выполнение заданных функций и качества работы.
Вывод из работы устройств систем управления для проведения
ремонта, испытаний и других работ должен производиться в соответствии
п. 6.4.2 настоящих Правил.
4.7.2. Персонал, обслуживающий системы управления, обеспечивает
поддержание их в исправном состоянии и готовность к работе путем:
своевременного проведения технического обслуживания и ремонта;
выполнения мероприятий по повышению надежности и эффективности
использования;
обеспечения необходимого комплекта резервных технических средств
и расходных материалов.
Персонал, обслуживающий технологическое оборудование,
своевременно вводит в работу и эффективно использует системы
управления.
Сохранность и чистоту внешних частей устройств систем управления
соблюдает оперативный персонал цехов, районов, участков
энергообъектов, в которых установлены устройства управления.
4.7.3. Системы управления технологическими процессами должны быть
выполнены в объеме, установленном нормативными документами с
применением технических средств, обеспечивающих минимум трудозатрат на
обслуживание, ремонт и наладку.
Для тех энергообъектов, на которые не распространяются
действующие нормативные документы, объем оснащения системами
управления определяет технический руководитель энергосистемы.
4.7.4. Электропитание системы управления осуществляется по
группам потребителей: технологические защиты и их датчики, устройства
дистанционного управления и блокировки, приборы технологического
контроля и их датчики, устройства аварийной предупредительной
сигнализации, системы обнаружения и тушения пожара, средства
авторегулирования, средства вычислительной техники и их датчики.
Потребители всех групп, кроме средств вычислительной техники, должны
быть разделены на подгруппы по технологическому принципу: для
котельного и турбинного отделений.
Распределение по подгруппам, группам должно осуществляться через
самостоятельные аппараты защиты, обеспечивающие селективное отключение
поврежденных участков и ремонт элементов сети электропитания без
останова основного оборудования.
Для блочных установок источниками оперативного тока напряжением
220/380 В должны быть шины распределительного устройства собственных
нужд 0,4 кВ своего или соседнего энергоблока, от которого не
резервируются шины РУСН 0,4 кВ данного энергоблока, инверторы
агрегатов бесперебойного питания, шины щита постоянного тока.
Действие сигнализации должно быть обеспечено при полной потере
питания, как любой группы потребителей, так и одного из вводов.
Исправность средств автоматического включения резервного
электрического питания устройств управления и исправность устройств
сигнализации наличия напряжения питания должны проверяться по графику,
утвержденному техническим руководителем энергообъекта.
4.7.5. Температура окружающего воздуха, влажность, вибрация,
радиация, напряженность внешних электрических и магнитных полей,
импульсные перенапряжения, радио- и импульсные помехи и интенсивность
электростатических разрядов, а также запыленность в местах установки
технических средств системы управления (АСУ ТП) не должны превышать
значений, допускаемых государственными стандартами и техническими
условиями.
В местах расположения технических средств в помещениях
технологических цехов температура в нормальных условиях должна
находиться в пределах +10 - +50 град. С, относительная влажность не
более 90%. В аварийных режимах, характеризующихся образованием течей
технологического оборудования, температура и относительная влажность
допускаются соответственно 75 град. С и 100%.
В помещениях щитов управления, где расположены технические
средства системы контроля и управления (АСУ ТП), температура и
относительная влажность должны быть не выше соответственно 25 град. С
и 80%. В аварийных режимах, обусловленных неисправностью систем
кондиционирования воздуха, указанные параметры могут быть
соответственно 35 град. С и 90%.
Система кондиционирования воздуха должна содержаться в состоянии,
обеспечивающем надежное функционирование технических средств, систем
управления.
4.7.6. Щиты шкафного типа должны быть заземлены, тщательно
уплотнены, иметь постоянное освещение, штепсельные розетки на 12 и 220
В. Дверцы щитов должны запираться. Штепсельные розетки должны быть
подключены к сети освещения помещений.
Телефонная связь между сборками задвижек, панелями аппаратуры
защиты, местными щитами управления и блочным или групповым щитом
управления должна быть в исправном состоянии.
4.7.7. Аппаратура, установленная на панелях, пультах и по месту,
первичные преобразователи, запорная арматура импульсных линий, а также
сборки зажимов оснащаются четкими надписями, указывающими их
назначение.
Щиты, переходные коробки, исполнительные механизмы, все зажимы и
подходящие к ним кабели, провода и жилы кабелей, а также трубные
соединительные (импульсные) линии должны иметь маркировку.
4.7.8. У заборных устройств, первичных преобразователей и
исполнительных механизмов должны быть площадки для обслуживания.
4.7.9. Прокладки силовых и измерительных кабельных линий к
средствам управления должны соответствовать противопожарным
требованиям.
Объем и периодичность проверки изоляции силовых и измерительных
кабельных линий должны соответствовать действующим правилам.
Совмещение в одном кабеле цепей измерения с силовыми и
управляющими цепями запрещается.
4.7.10. Уплотнения мест прохода кабелей и импульсных линий через
стены, разделяющие помещения, и уплотнения вводов кабелей и импульсных
линий в щиты и панели должны обеспечивать плотность или герметичность
в соответствии с правилами пожарной безопасности. Проверка состояния
уплотнений производится после капитального ремонта и по мере
необходимости.
4.7.11. Импульсные линии должны быть плотными. После капитального
ремонта оборудования все импульсные линии следует продувать. Линии, в
которые возможно попадание воздуха или шлама, кроме того, должны
продуваться с периодичностью, установленной местной инструкцией.
Первичные запорные органы на отборных устройствах при
эксплуатации должны обеспечивать возможность отключения импульсных
линий при работе оборудования. Ремонт первичных запорных органов и все
операции с ними (открытие, закрытие) осуществляет персонал,
обслуживающий технологическое оборудование.
4.7.12. Регулирующие и запорные органы, используемые в системах
управления и оснащенные серводвигателем (электроприводом), должны
удовлетворять техническим требованиям по плотности, расходным
характеристикам и люфтам. При закрытии плотность должна обеспечиваться
воздействием системы дистанционного или автоматического управления без
"дозакрытия" вручную.
Ремонт регулирующих и запорных органов, сочленений их с
исполнительными механизмами, демонтаж и ремонт электроприводов, а
также установка их на место выполняются персоналом, ремонтирующим
технологическое оборудование, а приемка - персоналом, обслуживающим
системы управления.
4.7.13. Техническое обслуживание, текущий и капитальный ремонт
средств управления выполняются в соответствии с графиком, утвержденным
техническим руководителем энергообъекта и составленным на основании
заводских инструкций или нормативов на сроки и состав технического
обслуживания и ремонта.
В случае выполнения ремонта специализированным предприятием сдача
средств в ремонт и приемка их из ремонта производятся персоналом цеха
тепловой автоматики и измерений (АСУ ТП) энергообъекта.
4.7.14. Ввод в эксплуатацию технологических защит после монтажа
или реконструкции выполняется по разрешению технического руководителя
энергообъекта.
4.7.15. Технологические защиты, введенные в постоянную
эксплуатацию, должны быть включены в течение всего времени работы
оборудования, на котором они установлены.
Вывод из работы исправных технологических защит не допускается.
Защиты должны быть выведены из работы в следующих случаях:
при работе оборудования в переходных режимах, когда необходимость
отключения защиты определена инструкцией по эксплуатации основного
оборудования;
при очевидной неисправности защиты. Отключение производится по
распоряжению начальника смены электростанции с обязательным
уведомлением технического руководителя и оформляется записью в
оперативной документации;
для периодического опробования, если оно производится на
действующем оборудовании.
Не производятся ремонтные и наладочные работы в цепях включенных
защит.
4.7.16. Периодическое опробование технологических защит должно
производиться согласно графику, утвержденному техническим
руководителем энергообъекта. При недопустимости проверки
исполнительных операций защит в связи с тепловым состоянием
защищаемого оборудования опробование защиты производится без
воздействия на исполнительные устройства.
Перед пуском защищаемого оборудования после его капитального и
среднего ремонта, а также после проведения ремонта в цепях
технологических защит проверяется исправность и готовность защит к
включению путем опробования на сигнал каждой защиты и действия защит
на все исполнительные устройства.
Перед пуском защищаемого оборудования после его простоя более 3
сут. проверяется действие защит на все исполнительные устройства, а
также операции включения резерва технологического оборудования.
Опробование должно производиться персоналом соответствующего
технологического цеха и персоналом, обслуживающим технические
средства.
Опробование защит с воздействием на оборудование производится
после окончания всех работ на оборудовании, участвующем в работе
защит.
4.7.17. Средства технологических защит (первичные измерительные
преобразователи, измерительные приборы, ряды зажимов, ключи и
переключатели, запорная арматура импульсных линий и др.) должны иметь
внешние отличительные признаки (красный цвет и др.).
Панели защит с обеих сторон и установленная на них аппаратура
оснащаются надписями, указывающими их назначение.
На шкалах приборов отмечаются значения уставок срабатывания
защит.
4.7.18. Алгоритмы работы защит определяются заводом -
изготовителем защищаемого оборудования и действующими нормативными
документами. Значения уставок и выдержек времени срабатывания защит
определяются заводом - изготовителем защищаемого оборудования или
наладочной организацией.
В случае реконструкции оборудования или отсутствия данных
заводов-изготовителей уставки и выдержки времени устанавливаются на
основании результатов испытаний.
Устройства для изменения уставок должны быть опломбированы (кроме
регистрирующих приборов). Снятие пломб производится только персоналом,
обслуживающим средства защиты, с записью об этом в оперативном
журнале. Пломбы снимаются только при отключенных средствах защиты.
4.7.19. При останове оборудования вследствие действия
технологических защит должна быть возможность определения защиты,
сработавшей первой.
Специальные средства фиксации защиты, сработавшей первой, включая
регистраторы событий, находятся во включенном состоянии в течение
всего времени работы защищаемого оборудования.
Все случаи срабатывания защит, а также их отказов учитываются, а
причины и виды неисправностей анализируются.
4.7.20. Регуляторы, введенные в эксплуатацию, поддерживаются в
состоянии, обеспечивающем поддержание технологических параметров,
регламентированных нормативными документами.
Отключение исправных автоматических регуляторов допускается
только в случаях, указанных в инструкциях по эксплуатации.
4.7.21. Технологическое оборудование должно соответствовать
требованиям настоящих Правил и техническим условиям заводов -
изготовителей автоматизированного оборудования.
4.7.22. По каждому контуру регулирования, введенному в
эксплуатацию, на электростанции должны быть данные, необходимые для
восстановления его настройки после ремонта или замены вышедшей из
строя аппаратуры.
4.7.23. Ввод в эксплуатацию средств программного (логического)
управления после наладки или корректировки технологических алгоритмов
управления производится по распоряжению технического руководителя
энергообъекта.
4.7.24. Средства логического управления, введенные в
эксплуатацию, должны быть в состоянии, обеспечивающем выполнение
соответствующих технологических алгоритмов (программ). Проверка
работоспособности средств логического управления производится после
проведения ремонтных работ во внешних цепях или в шкафах. Она
выполняется персоналом технологического цеха и цеха, обслуживающего
систему управления. Проверка должна быть проведена с воздействием на
исполнительные органы, если этому не препятствует тепловое состояние
оборудования. В противном случае она должна осуществляться без
воздействия на исполнительные органы.
Объем и порядок проведения проверок работоспособности
регламентируются инструкцией, утвержденной техническим руководителем
энергообъекта.
4.7.25. На работающем оборудовании производство ремонтных и
наладочных работ в исполнительных (внешних) цепях средств логического
управления не допускается.
Проведение наладочных работ в шкафах средств логического
управления разрешается при условии отключения от них исполнительных
цепей. Подсоединение исполнительных цепей к средствам логического
управления разрешается только на остановленном оборудовании.
4.7.26. Все изменения технологических алгоритмов средств
логического управления, введенных в эксплуатацию, должны быть
утверждены техническим руководителем энергообъекта.
4.7.27. В случае если предусмотренные проектом регуляторы,
средства логического управления, функции АСУ ТП не введены в
эксплуатацию за срок, установленный для освоения технологического
оборудования, должны быть оформлены обоснованные технические решения с
указанием причин отказа от внедрения и задание проектной организации
на доработку проекта. Технические решения должны быть согласованы с
проектной организацией и утверждены руководством энергосистемы.
4.8. Водоподготовка и водно-химический режим тепловых
электростанций и тепловых сетей
4.8.1. Режим эксплуатации водоподготовительных установок и
водно-химический режим должны обеспечить работу электростанций и
тепловых сетей без повреждений и снижения экономичности, вызванных
коррозией внутренних поверхностей водоподготовительного,
теплоэнергетического и сетевого оборудования, а также образованием
накипи и отложений на теплопередающих поверхностях, отложений в
проточной части турбин, шлама в оборудовании и трубопроводах
электростанций и тепловых сетей.
4.8.2. Организацию и контроль за водно-химическим режимом работы
оборудования электростанций и организаций, эксплуатирующих тепловые
сети, должен осуществлять персонал химического цеха (лаборатории или
соответствующего подразделения).
Включение в работу и отключение любого оборудования, могущие
вызывать ухудшение качества воды и пара, должны быть согласованы с
химическим цехом (лабораторией или соответствующим подразделением).
Внутренние осмотры оборудования, отбор проб отложений, вырезку
образцов труб, составление актов осмотра, а также расследование аварий
и неполадок, связанных с водно-химическим режимом, должен выполнять
персонал соответствующего технологического цеха с участием персонала
химического цеха (лаборатории или соответствующего подразделения).
Любые изменения проектных схем и конструкций оборудования,
которые могут влиять на работу водоподготовительных установок и
установок для очистки конденсатов, а также на водно-химический режим
электростанции (тепловых сетей), должны быть согласованы с химической
службой энергосистемы.
4.8.3. Применение новых методов водоподготовки и водно-химических
режимов должно быть согласовано с вышестоящей организацией.
Водоподготовка и коррекционная обработка воды
4.8.4. Водоподготовительные установки со всем вспомогательным
оборудованием, включая склады реагентов, должны быть смонтированы и
сданы для пусковой наладки за 2 мес. до начала предпусковой очистки
теплоэнергетического оборудования.
Установки для очистки конденсата турбин и загрязненных
конденсатов, а также установки коррекционной обработки воды должны
быть смонтированы и сданы для пусковой наладки за 2 мес. до пуска
энергоблока (котла) и включены в работу при его пуске.
Общестанционные баки запаса обессоленной воды и конденсата должны
быть смонтированы с нанесением на них антикоррозионных покрытий к
началу предпусковой очистки оборудования первого энергоблока (котла)
электростанции.
4.8.5. Устройства механизации и автоматизации технологических
процессов водоподготовки, очистки конденсата, а также коррекционной
обработки воды и приборы автоматического химического контроля должны
быть включены в работу при пуске соответствующих установок и
агрегатов.
4.8.6. Эксплуатация оборудования, трубопроводов и арматуры
водоподготовительных установок и установок очистки конденсата, а также
строительных конструкций, поверхности которых соприкасаются с
коррозионно-активной средой, допускается при условии выполнения на
этих поверхностях антикоррозионного покрытия или изготовления их из
|