этих поверхностях антикоррозионного покрытия или изготовления их из
коррозионно-стойких материалов.
4.8.7. Капитальный ремонт оборудования водоподготовительных
установок, установок для очистки конденсатов и коррекционной обработки
воды должен производиться 1 раз в 3 года, текущий ремонт - по мере
необходимости, измерение уровней фильтрующих материалов - 2 раза в
год.
4.8.8. На энергоблоках сверхкритического давления разрешается
применение гидразинно-аммиачного, нейтрально-кислородного,
кислородно-аммиачного, гидразинного водно-химических режимов при
соблюдении условий, предусмотренных нормативными документами.
4.8.9. На котлах с естественной циркуляцией должно быть
организовано фосфатирование котловой воды с подачей фосфатного
раствора в барабан котла. При необходимости должно корректироваться
значение рН котловой воды раствором едкого натра. На котлах давлением
40 - 100 кгс/см2 (3,9 - 9,8 МПа) разрешается применение трилонной
обработки котловой воды взамен фосфатирования.
4.8.10. На котлах давлением до 70 кгс/см2 (7 МПа) при
необходимости более глубокого удаления кислорода из питательной воды в
дополнение к термической деаэрации можно проводить обработку
питательной воды сульфитом натрия или гидразином.
На котлах давлением 70 кгс/см2 (7 МПа) и выше при необходимости
более глубокого удаления кислорода обработка конденсата или
питательной воды производится только гидразином, кроме котлов с
кислородными водно-химическими режимами и котлов с отпуском пара на
предприятия пищевой, микробиологической, фармацевтической и другой
промышленности в случае запрета санитарных органов на наличие
гидразина в паре.
Поддержание необходимых значений рН питательной воды должно
осуществляться вводом аммиака.
Химический контроль
4.8.11. Химический контроль на электростанции должен
обеспечивать:
своевременное выявление нарушений режимов работы
водоподготовительного, теплоэнергетического и теплосетевого
оборудования, приводящих к коррозии, накипеобразованию и отложениям;
определение качества воды, пара, конденсата, отложений,
реагентов, консервирующих и промывочных растворов, топлива, шлака,
золы, газов, масел и сточных вод;
проверку загазованности производственных помещений, баков,
колодцев, каналов и других объектов;
определение количества вредных выбросов электростанции в
окружающую среду.
4.8.12. Эксплуатация энергообъекта может быть разрешена только
после оснащения его подразделений, выполняющих количественный
химический анализ, необходимым оборудованием, прошедшим отраслевую
экспертизу, комплектом требуемых нормативных документов.
Подразделения, выполняющие количественный химический анализ, должны
быть полностью укомплектованы квалифицированным персоналом, прошедшим
соответствующее обучение и инструктаж, иметь действующее свидетельство
об аттестации.
4.8.13. На всех контролируемых участках пароводяного тракта
должны быть установлены отборники проб воды и пара с холодильниками
для охлаждения проб до 20 - 40 град. С.
Пробоотборные линии и поверхности охлаждения холодильников должны
быть выполнены из нержавеющей стали.
На тепловых электростанциях с энергоблоками мощностью 200 МВт и
более и на ТЭЦ с агрегатами мощностью 50 МВт и более линии отбора проб
должны быть выведены в специальное, имеющее вентиляцию помещение,
примыкающее к экспресс-лаборатории.
4.8.14. В дополнение к внутреннему осмотру оборудования должны
быть организованы вырезки образцов труб, а также отбор отложений из
протоечной части турбин, подогревателей и др.
Места и периодичность вырезки образцов труб должны определяться в
соответствии с действующими нормативными документами.
На основании внутреннего осмотра оборудования и оценки количества
и химического состава отложений должен быть составлен акт о состоянии
внутренней поверхности оборудования, о необходимости проведения
эксплуатационной химической очистки и принятия других мер,
препятствующих коррозии и образованию отложений.
Нормы качества пара и воды
4.8.15. Качество пара прямоточных котлов должно удовлетворять
следующим нормам <*>:
--------------------------------
<*> Нормы качества пара и воды здесь и ниже по содержанию
соединений натрия, железа и меди даны в пересчете соответственно на
Na, Fe, Сu, аммиака и его соединений - в пересчете на NH3, кремниевой
3-
кислоты - в пересчете на SiO2, фосфатов - в пересчете на PO ; удельная
4
электрическая проводимость приведена для Н-катионированной или
дегазированной пробы в пересчете на 25 град. С, значение рН - также в
пересчете на 25 град. С.
Соединения натрия, мкг/дм3, не более ..................... 5
Кремниевая кислота, мкг/дм3, не более ................... 15
Удельная электрическая проводимость, мкСм/см, не более ... 0,3
рН, не менее ............................................. 7,5
При нейтрально-кислородном водно-химическом режиме допускается
значение рН не менее 6,5.
4.8.16. Качество питательной воды прямоточных котлов должно
удовлетворять следующим нормам:
Общая жесткость, мкг.экв/дм3, не более .................. 0,2
Соединения натрия, мкг/дм3, не более ..................... 5
Кремниевая кислота, мкг/дм3, не более ................... 15
Соединения железа, мкг/дм3, не более .................... 10
Растворенный кислород при кислородных режимах, мкг/дм3 .........
............................................................100 - 400
Удельная электрическая проводимость, мкСм/см, не более ..... 0,3
Соединения меди в воде перед деаэратором, мкг/дм3, не более
................................................................ 5 <*>
Растворенный кислород в воде после деаэратора, мкг/дм3, не более
................................................................... 10
Значение рН при режиме:
гидразинно-аммиачном ............................. 9,1 +/- 0,1
гидразинном ...................................... 7,7 +/- 0,2
кислородно-аммиачном.............................. 8,0 +/- 0,5
нейтрально-кислородном ........................... 7,0 +/- 0,5
Гидразин, мкг/дм3, при режиме:
гидразинно-аммиачном ................................. 20 - 60
гидразинном ......................................... 80 - 100
пуска и останова ..................................... до 3000
Содержание нефтепродуктов (до конденсатоочистки), мг/дм3, не
более ........................................................ 0,1
--------------------------------
<*> При установке в конденсатно-питательном тракте всех
теплообменников с трубками из нержавеющей стали или других
коррозионно-стойких материалов - не более 2 мкг/дм3.
4.8.17. На тех электростанциях с прямоточными котлами на давление
пара 140 кгс/см2 (13,8 МПа), где проектом не была предусмотрена
очистка всего конденсата, выходящего из конденсатосборника турбины,
допускается содержание соединений натрия в питательной воде и паре при
работе котлов не более 10 мкг/дм3, общая жесткость питательной воды
должна быть не более 0,5 мкг.экв/дм3, а содержание в ней соединений
железа - не более 20 мкг/дм3.
Для прямоточных котлов давлением 100 кгс/см2 (9,8 МПа) и менее
нормы качества питательной воды, пара и конденсата турбин при работе
котлов должны быть установлены энергосистемами на основе имеющегося
опыта эксплуатации.
4.8.18. При пуске энергоблока с прямоточным котлом технология
вывода загрязнений из пароводяного тракта должна быть принята в
соответствии с действующими нормативными документами в зависимости от
продолжительности предшествующего простоя энергоблока, а также с
учетом длительности предыдущей кампании и объема ремонтных работ на
поверхностях нагрева котла.
Технология вывода загрязнений из пароводяного тракта при пуске
прямоточных котлов давлением 100 кгс/см2 (9,8 МПа) и менее должна быть
установлена энергосистемой на основе имеющегося опыта эксплуатации.
4.8.19. При пуске энергоблока с прямоточным котлом после
доведения нагрузки до заданной диспетчерским графиком или при
подключении второго котла дубль-блока в течение первых 2 сут.
допускается превышение не более чем на 50% удельной электрической
проводимости пара, а также содержания в нем соединений натрия и
кремниевой кислоты, а в питательной воде - удельной электрической
проводимости, общей жесткости, содержания соединений натрия,
кремниевой кислоты, железа и меди. При этом в первые сутки содержание
соединений железа и кремниевой кислоты допускается до 50 мкг/дм3 по
каждому из этих составляющих.
При пуске энергоблока с прямоточным котлом после капитального и
среднего ремонта превышение норм не более чем на 50% допускается в
течение 4 сут. При этом в первые сутки содержание соединений железа и
кремниевой кислоты допускается до 100 мкг/дм3 по каждому из этих
составляющих.
4.8.20. Среднее по всем точкам отбора качество насыщенного пара
котлов с естественной циркуляцией, а также качество перегретого пара
после всех устройств для регулирования его температуры должно
удовлетворять следующим нормам:
----------------------------------------------------------------------
| Номинальное давление за котлом, |
| кгс/см2 (МПа) .......................... 40(3,9) 100(9,8) 140(13,8)|
| Содержание соединений натрия, мкг/дм3, не более: |
| для ГРЭС ............................... 60 15 5 |
| для ТЭЦ ............................... 100 25 5 |
----------------------------------------------------------------------
Содержание кремниевой кислоты для котлов давлением 70 кгс/см2 (7
МПа) и выше на ГРЭС должно быть не более 15, на ТЭЦ - не более 25
мкг/дм3.
Значение рН для котлов всех давлений должно быть не менее 7,5.
Для котлов, подпитывающихся химически очищенной водой, значение рН
пара может быть скорректировано энергосистемой на основе имеющегося
опыта эксплуатации.
Удельная электрическая проводимость должна быть:
для котлов давлением 100 кгс/см2 (9,8 МПа) - не более 0,5 мкСм/см
для дегазированной пробы <*> или 1,5 мкСм/см - для Н-катионированной
пробы;
--------------------------------
<*> Удельная электрическая проводимость дегазированной пробы пара
указана для тех электростанций, где установлены кондуктометры с
дегазацией пробы, в том числе солемеры ЦКТИ с малогабаритным
солеконцентратором, снабженным соответствующей шкалой.
для котлов давлением 140 кгс/см2 (13,8 МПа) - не более 0,3
мкСм/см для дегазированной пробы или 1 мкСм/см для Н-катионированной
пробы.
4.8.21. Качество питательной воды котлов с естественной
циркуляцией должно удовлетворять следующим нормам:
----------------------------------------------------------------------
| Номинальное давление за котлом, |
| кгс/см2 (МПа) ......................... 40(3,9) 100(9,8) 140(13,8) |
|--------------------------------------------------------------------|
| Общая жесткость, мкг.экв/дм3, не более, для котлов: |
|--------------------------------------------------------------------|
| на жидком топливе ...................... 5 1 1 |
|--------------------------------------------------------------------|
| на других видах топлива ............... 10 3 1 |
|--------------------------------------------------------------------|
| Содержание соединений железа, мкг/дм3, не более, для котлов: |
|--------------------------------------------------------------------|
| на жидком топливе ..................... 50 20 20 |
|--------------------------------------------------------------------|
| на других видах топлива .............. 100 30 20 |
|--------------------------------------------------------------------|
| Содержание соединений меди в воде перед деаэратором, мкг/дм3, не |
| более, для котлов: |
|--------------------------------------------------------------------|
| на жидком топливе ..................... 10 5 5 |
|--------------------------------------------------------------------|
| на других видах топлива ............... Не 5 5 |
| нормируется |
|--------------------------------------------------------------------|
| Содержание растворенного кислорода в воде после деаэратора, |
| мкг/дм3, не более ..................... 20 10 10 |
|--------------------------------------------------------------------|
| Содержание нефтепродуктов, мг/дм3, |
| не более ............................... 0,5 0,3 0,3 |
|--------------------------------------------------------------------|
| Значение рН <*> ...................... 8,5 9,1 9,1 |
| - 9,5 +/- 0,1 +/- 0,1 |
|--------------------------------------------------------------------|
| Номинальное давление за котлом, |
| кгс/см2 (МПа) ...................... 70 (7,0 - 140(13,8) |
| - 100 - 9,8) |
|--------------------------------------------------------------------|
| Содержание кремниевой кислоты, мкг/дм3, не более: |
|--------------------------------------------------------------------|
| для ГРЭС и отопительных ТЭЦ ........... 80 30 |
|--------------------------------------------------------------------|
| для ТЭЦ с производственным |
| отбором пара ............................. Устанавливается 60 |
| теплохимическими |
| испытаниями |
----------------------------------------------------------------------
--------------------------------
<*> При восполнении потерь пара и конденсата химически очищенной
водой допускается повышение значения рН до 10,5.
Содержание соединений натрия для котлов 140 кгс/см2 (13,8 МПа)
должно быть не более 50 мкг/дм3. Допускается с разрешения
энергосистемы корректировка норм содержания натрия в питательной воде
на ТЭЦ с производственным отбором пара в случае, если на ней не
установлены газоплотные или другие котлы с повышенными локальными
тепловыми нагрузками экранов и регулирование перегрева пара
осуществляется впрыском собственного конденсата.
Удельная электрическая проводимость Н-катионированной пробы для
котлов давлением 140 кгс/см2 (13,8 МПа) должна быть не более 1,5
мкСм/см. Допускается с разрешения энергосистемы соответствующая
корректировка нормы удельной электрической проводимости в случаях
корректировки нормы содержания натрия в питательной воде.
Содержание гидразина (при обработке воды гидразином) должно
составлять от 20 до 60 мкг/дм3; в период пуска и останова котла
допускается содержание гидразина до 3000 мкг/дм3 (со сбросом пара в
атмосферу).
Содержание аммиака и его соединений должно быть не более 1000
мкг/дм3; в отдельных случаях с разрешения энергосистемы допускается
увеличение содержания аммиака до значений, обеспечивающих поддержание
необходимого значения рН пара, но не приводящих к превышению норм
содержания в питательной воде соединений меди.
Содержание свободного сульфита (при сульфитировании) должно быть
не более 2 мг/дм3.
Суммарное содержание нитритов и нитратов для котлов давлением 140
кгс/см2 (13,8 МПа) должно быть не более 20 мкг/дм3; для котлов
давлением 100 кгс/см2 (9,8 МПа) и менее допустимое содержание нитритов
и нитратов должно быть установлено энергосистемой на основе имеющегося
опыта эксплуатации исходя из условий обеспечения безаварийной и
экономичной работы оборудования, при этом для котлов давлением 70
кгс/см2 (7,0 МПа) и менее содержание нитратов не нормируется.
4.8.22. Качество питательной воды и пара котлов с естественной
циркуляцией давлением менее 40 кгс/см2 (3,9 МПа) должно
соответствовать действующим нормативным документам. Для
электростанций, на которых установлены котлы с давлением пара,
отличающимся от стандартизированных значений, нормы качества пара и
питательной воды должны быть скорректированы энергосистемой.
4.8.23. Нормы качества котловой воды, режимы непрерывной и
периодической продувок должны быть установлены на основе инструкций
завода - изготовителя котла, типовых инструкций по ведению
водно-химического режима или результатов теплохимических испытаний,
проводимых электростанцией, службами энергосистемы или
специализированными организациями. Необходимость проведения
теплохимических испытаний котла определяется энергосистемой.
4.8.24. Избыток фосфатов в котловой воде должен составлять: для
котлов давлением 140 кгс/см2 (13,8 МПа) по чистому отсеку
- 0,5 - 2 мг/дм3, по солевому отсеку - не более 12 мг/дм3; для котлов
давлением 100 кгс/см2 (9,8 МПа) и ниже по чистому
отсеку 2 - 6 мг/дм3, по солевому отсеку - не более 30 мг/дм3. Для
котлов без ступенчатого испарения избыток фосфатов должен
(как и остальные показатели) соответствовать норме для чистого отсека
в зависимости от давления в котле.
4.8.25. Значение рН котловой воды чистого отсека должно
составлять:
для котлов давлением 140 кгс/см2 (13,8 МПа) - 9,0 - 9,5;
для котлов давлением 100 кгс/см2 (9,8 МПа) и ниже - не менее 9,3.
Значение рН котловой воды солевого отсека должно составлять:
для котлов давлением 140 кгс/см2 (13,8 МПа) - не более 10,5;
для котлов давлением 100 кгс/см2 (9,8 МПа) - не более 11,2;
для котлов давлением 40 кгс/см2 (3,9 МПа) - не более 11,8.
Для котлов давлением 100 кгс/см2 (9,8 МПа), питаемых химически
очищенной водой, с разрешения энергосистемы допускается значение рН
продувочной воды не более 11,5.
Для котлов давлением 140 кгс/см2 (13,8 МПа) в котловой воде
должно соблюдаться соотношение Щфф = (0,2 - 0,5) Щобщ в чистом отсеке
и Щфф = (0,5 - 0,7) Щобщ в солевом отсеке.
Для котлов давлением 100 кгс/см2 (9,8 МПа) и ниже в котловой воде
солевого и чистого отсеков должно выполняться условие - Щфф > 0,5
Щобщ.
В случае несоблюдения требуемых значений рН и соотношений
щелочностей в котловую воду должен вводиться едкий натр, в том числе и
в пусковых режимах.
4.8.26. Для котлов с барабанами, имеющими заклепочные соединения,
относительная щелочность котловой воды не должна превышать 20%; со
сварными барабанами и креплением труб вальцовкой или вальцовкой с
уплотнительной подваркой - 50%.
Для котлов, имеющих сварные барабаны и приваренные к ним трубы,
относительная щелочность воды не нормируется.
4.8.27. Расход воды при непрерывной продувке котла должен
измеряться расходомером и поддерживаться в следующих пределах:
для установившегося режима при восполнении потерь обессоленной
водой или дистиллятом испарителей - не более 1 и не менее 0,5%
производительности котла, а при восполнении потерь химически очищенной
водой - не более 3 и не менее 0,5%; при пуске котла из монтажа,
ремонта или резерва допускается увеличение непрерывной продувки до 2 -
5%; длительность работы котла с увеличенной продувкой должна быть
установлена химическим цехом (лабораторией или соответствующим
подразделением);
при высокой минерализации исходной воды, большом невозврате
конденсата от потребителей и в других подобных случаях допускается
увеличение размера продувки до 5%.
Периодические продувки котлов из нижних точек должны
осуществляться при каждом пуске и останове котла, а также во время
работы котлов по графику, разработанному электростанцией или службами
энергосистемы с учетом местных условий.
4.8.28. Качество воды, применяемой для впрыскивания при
регулировании температуры перегретого пара, должно быть таким, чтобы
качество перегретого пара соответствовало нормам.
4.8.29. В случае ухудшения качества пара при работе прямоточных
котлов давлением 255 кгс/см2 (25 МПа):
при увеличении удельной электрической проводимости до 0,5
мкСм/см, содержания соединений натрия до 10 мкг/дм3 причина нарушения
должна быть устранена не позже чем за 72 ч;
при увеличении удельной электрической проводимости от 0,5 до 1,0
мкСм/см, содержания соединений натрия от 10 до 15 мкг/дм3 причина
ухудшения должна быть устранена не более чем за 24 ч;
при неустранении указанных выше нарушений в течение
соответственно 72 и 24 ч, а также при увеличении удельной
электрической проводимости более 1 мкСм/см, содержании соединений
натрия более 15 мкг/дм3 или снижении рН ниже 5,5 турбина должна быть
остановлена в течение не более 24 ч по решению технического
руководителя электростанции с уведомлением диспетчера энергосистемы.
В случае ухудшения качества пара котлов с естественной
циркуляцией:
при превышении норм содержания соединений натрия, кремниевой
кислоты, удельной электрической проводимости не более чем в 2 раза
причина ухудшения должна быть устранена в течение 72 ч;
при превышении норм содержания соединений натрия, кремниевой
кислоты, удельной электрической проводимости от 2 до 4 раз причина
ухудшения должна быть устранена в течение 24 ч;
при неустранении указанных выше нарушений в течение
соответственно 72 и 24 ч, а также при превышении норм содержания
соединений натрия, кремниевой кислоты, удельной электрической
проводимости более чем в 4 раза или снижении рН ниже 5,5 турбина на
блочных электростанциях или котел на электростанциях с поперечными
связями должны быть остановлены не позднее чем через 24 ч по решению
технического руководителя электростанции с уведомлением диспетчера
энергосистемы.
4.8.30. В случае ухудшения качества питательной воды котлов с
естественной циркуляцией:
при превышении норм содержания общей жесткости, соединений
кремниевой кислоты (и (или) натрия для котлов давлением 140 кгс/см2
(13,8 МПа)) не более чем в 2 раза причина ухудшения должна быть
устранена в течение 72 ч;
при превышении норм содержания общей жесткости от 2 до 5 раз,
содержания соединений кремниевой кислоты (и (или) натрия для котлов
давлением 140 кгс/см2 (13,8 МПа)) более чем в 2 раза причина ухудшения
должна быть устранена в течение 24 ч;
при неустранении указанных выше нарушений в течение
соответственно 72 и 24 ч или при увеличении содержания общей жесткости
более чем в 5 раз котел должен быть остановлен не позднее чем через 4
ч по решению технического руководителя электростанции с уведомлением
диспетчера энергосистемы.
До устранения причин нарушения качества питательной воды
увеличиваются непрерывная и периодическая продувки при более частом
контроле за качеством пара, а при превышении норм по содержанию общей
жесткости проводится и усиленное фосфатирование котловой воды. При
этом для котлов 140 кгс/см2 (13,8 МПа) допускается увеличение избытка
фосфатов до 12 мг/дм3.
В случае снижения в котловой воде значения рН ниже 7,5 и
невозможности повышения его путем дозирования едкого натра или за счет
устранения причин нарушения котел должен быть остановлен немедленно.
4.8.31. Качество конденсата турбин после конденсатных насосов
первой ступени электростанций с прямоточными котлами давлением 140 -
255 кгс/см2 (13,8 - 25 МПа) должно отвечать следующим нормам, не
более:
общая жесткость - 0,5 мкг.экв/дм3; при очистке 100% конденсата,
выходящего из конденсато-сборника турбины, допускается временное
повышение указанной нормы на срок не более 4 сут. при условии
соблюдения норм качества питательной воды;
удельная электрическая проводимость - 0,5 мкСм/см;
содержание растворенного кислорода после конденсатных насосов -
20 мкг/дм3.
4.8.32. Качество конденсата турбин электростанций с котлами с
естественной циркуляцией должно отвечать следующим нормам, не более:
----------------------------------------------------------------------
| Номинальное давление за котлом, |
| кгс/см2 (МПа) ..................... 40(3,9) 100 (9,8) 140 (13,8) |
|--------------------------------------------------------------------|
| Общая жесткость, мкг.экв/дм3, не более, для котлов: |
|--------------------------------------------------------------------|
| на жидком топливе .............. 5 1 1 |
|--------------------------------------------------------------------|
| на других видах топлива ....... 10 3 1 |
----------------------------------------------------------------------
Содержание растворенного кислорода после конденсатных насосов
должно быть не более 20 мкг/дм3. Для турбин, работающих в режиме
ухудшенного вакуума с подогревом сетевой воды в конденсаторе,
допускается корректировка этой нормы с разрешения энергосистемы.
4.8.33. Качество обессоленной воды для подпитки прямоточных
котлов должно удовлетворять следующим нормам, не более:
Общая жесткость, мкг.экв/дм3 ............................. 0,2
Содержание кремниевой кислоты, мкг/дм3 .................. 20
Содержание соединений натрия, мкг/дм3 ................... 15
Удельная электрическая проводимость, мкСм/см ............. 0,5
Качество обессоленной воды для подпитки котлов с естественной
циркуляцией давлением 140 кгс/см2 (13,8 МПа) должно удовлетворять
следующим нормам, не более:
Общая жесткость, мкг.экв/дм3 ............................. 1
Содержание кремниевой кислоты, мкг/дм3 ................. 100
Содержание соединений натрия, мкг/дм3 ................... 80
Удельная электрическая проводимость, мкСм/см ............. 2,0
В отдельных случаях нормы качества обессоленной воды могут быть
скорректированы энергосистемой в зависимости от местных условий
(качества исходной воды, схемы водоподготовительной установки, типа
используемых ионитов, доли обессоленной воды в балансе питательной)
при условии соблюдения норм качества питательной воды.
Качество добавочной воды для подпитки барабанных котлов давлением
100 кгс/см2 (9,8 МПа) и ниже, а также качество внутристанционных
составляющих питательной воды прямоточных и барабанных котлов
(конденсаты регенеративных, сетевых и других подогревателей, вод
дренажных баков, баков нижних точек, баков запаса конденсата и других
потоков) должно быть таким, чтобы обеспечивалось соблюдение норм
качества питательной воды. При загрязненности внутристанционных
составляющих питательной воды, вызывающей нарушение норм, они до
возвращения в цикл должны быть подвергнуты очистке или сброшены.
4.8.34. При снижении щелочности исходной воды
H-Na-катионированием или добавлением кислоты остаточная общая
щелочность химически очищенной воды должна быть в пределах 0,2 - 0,8
мг.экв/дм3.
4.8.35. При появлении в исходной воде или в тракте
водоподготовительной установки бактерий, вызывающих образование
нитритов, должна проводиться периодическая обработка трубопроводов
исходной воды и фильтрующих материалов осветлительных фильтров
раствором хлорной извести.
4.8.36. Качество дистиллята испарителей, предназначенных для
восполнения потерь пара и конденсата, должно удовлетворять следующим
нормам: содержание соединений натрия - не более 100 мкг/дм3, свободной
угольной кислоты - не более 2 мг/дм3.
Дистиллят испарителей, применяемый для питания прямоточных
котлов, должен быть дополнительно очищен до приведенных выше норм
качества обессоленной воды для подпитки котлов.
4.8.37. Качество питательной воды испарителей, предназначенных
для восполнения потерь пара и конденсата, должно удовлетворять
следующим нормам:
Общая жесткость, мкг.экв/дм3, не более .................... 30
Общая жесткость при солесодержании исходной воды
более 2000 мг/дм3, мкг.экв/дм3, не более .................. 75
Содержание кислорода, мкг/дм3, не более ................... 30
Содержание свободной угольной кислоты ...................... 0
В отдельных случаях на основе опыта эксплуатации по разрешению
энергосистемы нормы качества питательной воды могут быть
скорректированы.
При питании испарителей водой с общим солесодержанием более 2000
мг/дм3 допускается фосфатирование.
Нормы качества концентрата испарителей и режим продувок должны
быть установлены на основе инструкций завода-изготовителя испарителя,
типовых инструкций по ведению водно-химического режима или результатов
теплохимических испытаний, проводимых электростанцией, службами
энергосистемы или специализированными организациями.
4.8.38. Качество конденсата, возвращаемого с производства, должно
удовлетворять следующим нормам, не более:
Общая жесткость, мкг.экв/дм3 ............................ 50
Содержание соединений железа, мкг/дм3 .................. 100
Содержание соединений меди, мкг/дм3 ..................... 20
Содержание кремниевой кислоты, мкг/дм3 ................. 120
рН ................................................. 8,5 - 9,5
Перманганатная окисляемость, мг О2/дм3 ................... 5
Содержание нефтепродуктов, мг/дм3 ........................ 0,5
Возвращаемый конденсат не должен содержать потенциально кислых
или щелочных соединений, вызывающих отклонение значения рН котловой
воды от установленных норм более чем на 0,5 единицы при неизменном
режиме коррекционной обработки фосфатами или фосфатами и едким натром
<*>.
--------------------------------
<*> При наличии в возвращаемом конденсате потенциально кислых или
щелочных соединений он не должен приниматься электростанцией.
Если качество возвращаемого на электростанцию конденсата не
обеспечивает норм качества питательной воды, должна быть предусмотрена
очистка его до достижения этих норм.
4.8.39. Карбонатный индекс Ик <*> сетевой воды при нагреве ее в
сетевых подогревателях должен быть не выше значений, приведенных в
таблице 4.3.
--------------------------------
<*> Карбонатный индекс Ик - предельное значение произведения
2
общей щелочности и кальциевой жесткости воды (мг.экв/дм3) , выше
которого протекает карбонатное накипеобразование с интенсивностью
более 0,1 г/(м2.ч).
Таблица 4.3
Нормативные значения Ик при нагреве сетевой воды
в сетевых подогревателях в зависимости от рН воды
------------------------------------------------------------------
|Температура нагрева| 2 |
|сетевой воды, град.| Ик (мг.экв/дм3) при значениях pH |
| С |--------------------------------------------|
| |не выше 8,5|8,51 - 8,8|8,81 - 9,2| выше 9,2 |
|-------------------|-----------|----------|----------|----------|
| 70 - 100 | 4,0 | 2,6 | 2,0 | 1,6 |
|-------------------|-----------|----------|----------|----------|
| 101 - 120 | 3,0 | 2,1 | 1,6 | 1,4 |
|-------------------|-----------|----------|----------|----------|
| 121 - 140 | 2,5 | 1,9 | 1,4 | 1,2 |
|-------------------|-----------|----------|----------|----------|
| 141 - 150 | 2,0 | 1,5 | 1,2 | 0,9 |
|-------------------|-----------|----------|----------|----------|
| 151 - 200 | 1,0 | 0,8 | 0,6 | 0,4 |
------------------------------------------------------------------
Карбонатный индекс Ик сетевой воды при нагреве ее в водогрейных
котлах должен быть не выше значений, приведенных в таблице 4.4.
Таблица 4.4
Нормативные значения Ик при нагреве сетевой воды
в водогрейных котлах в зависимости от рН воды
------------------------------------------------------------------
|Температура нагрева| 2 |
|сетевой воды, град.| Ик (мг.экв/дм3) при значениях pH |
| С |--------------------------------------------|
| |не выше 8,5|8,51 - 8,8|8,81 - 9,2| выше 9,2 |
|-------------------|-----------|----------|----------|----------|
| 70 - 100 | 3,2 | 2,3 | 1,8 | 1,5 |
|-------------------|-----------|----------|----------|----------|
| 101 - 120 | 2,0 | 1,5 | 1,2 | 1,0 |
|-------------------|-----------|----------|----------|----------|
| 121 - 140 | 1,5 | 1,2 | 1,0 | 0,7 |
|-------------------|-----------|----------|----------|----------|
| 141 - 150 | 1,2 | 1,0 | 0,8 | 0,5 |
|-------------------|-----------|----------|----------|----------|
| 151 - 200 | 0,8 | 0,7 | 0,5 | 0,3 |
------------------------------------------------------------------
Значения Ик подпиточной воды открытых систем теплоснабжения
должны быть такими же, как нормативные для сетевой воды.
Качество подпиточной воды для закрытых систем теплоснабжения
должно быть таким, чтобы обеспечить нормативное значение Ик сетевой
воды.
С учетом присосов водопроводной воды значение Ик подпиточной воды
закрытых систем теплоснабжения может быть рассчитано по формуле:
Икс
Икп = -------,
а
1 + ---
100
где Икп - нормативное значение карбонатного индекса подпиточной
воды закрытых систем теплоснабжения;
Икс - нормативное значение карбонатного индекса сетевой воды по
таблицам 4.3 или 4.4 в зависимости от типа водогрейного оборудования;
а - доля реальных присосов водопроводной воды (%), определяемая
как
(Жс - Жп)
а = --------- х 100%
(Жв - Жс)
(здесь Жс, Жп, Жв - общая жесткость соответственно сетевой,
подпиточной и водопроводной воды, мг.экв/дм3).
При отсутствии эксплуатационных данных по значению присосов
водопроводной воды долю присосов принимать равной 105.
Качество воды для подпитки закрытых тепловых сетей должно
удовлетворять следующим нормам:
Содержание свободной угольной кислоты ...................... 0
Значение рН для систем теплоснабжения:
открытых ....................................... 8,3 - 9,0 <*>
закрытых ....................................... 8,3 - 9,5 <*>
Содержание растворенного кислорода, мкг/дм3, не более ..... 50
Количество взвешенных веществ, мг/дм3, не более ............ 5
Содержание нефтепродуктов, мг/дм3, не более ................ 1
--------------------------------
<*> Верхний предел значения рН допускается только при глубоком
умягчении воды, нижний - с разрешения энергосистемы может
корректироваться в зависимости от интенсивности коррозионных явлений в
оборудовании и трубопроводах систем теплоснабжения. Для закрытых
систем теплоснабжения с разрешения энергосистемы верхний предел
значения рН допускается не более 10,5 при одновременном уменьшении
2
значения карбонатного индекса до 0,1 (мг.экв/дм3) , нижний предел
может корректироваться в зависимости от коррозионных явлений в
оборудовании и трубопроводах систем теплоснабжения.
Качество подпиточной воды открытых систем теплоснабжения (с
непосредственным водоразбором) должно удовлетворять также действующим
нормам для питьевой воды. Подпиточная вода для открытых систем
теплоснабжения должна быть подвергнута коагулированию для удаления из
нее органических примесей, если цветность пробы воды при ее кипячении
в течение 20 мин. увеличивается сверх нормы, указанной в действующих
нормативных документах для питьевой воды.
При силикатной обработке воды для подпитки тепловых сетей с
непосредственным разбором горячей воды содержание силиката в
подпиточной воде должно быть не более 50 мг/дм3 в пересчете на SiO2.
При силикатной обработке подпиточной воды предельная концентрация
кальция должна определяться с учетом суммарной концентрации не только
сульфатов (для предотвращения выпадения CaSO4), но и кремниевой
кислоты (для предотвращения выпадения CaSiO3) для заданной температуры
нагрева сетевой воды с учетом ее превышения в пристенном слое труб
котла на 40 град. С.
Непосредственная присадка гидразина и других токсичных веществ в
подпиточную воду тепловых сетей и сетевую воду не допускается.
4.8.40. Качество сетевой воды должно удовлетворять следующим
нормам:
Содержание свободной угольной кислоты ...................... 0
Значение рН для систем теплоснабжения:
открытых ....................................... 8,3 - 9,0 <*>
закрытых ....................................... 8,3 - 9,5 <*>
Содержание соединений железа, мг/дм3, не более, для систем
теплоснабжения:
открытых ............................................ 0,3 <**>
закрытых ................................................. 0,5
Содержание растворенного кислорода, мкг/дм3, не более ... 20
Количество взвешенных веществ, мг/дм3, не более .......... 5
Содержание нефтепродуктов, мг/дм3, не более, для систем
теплоснабжения:
открытых ................................................. 0,1
закрытых ................................................. 1
--------------------------------
<*> Верхний предел значения рН допускается только при глубоком
умягчении воды, нижний - с разрешения энергосистемы может
корректироваться в зависимости от интенсивности коррозионных явлений в
оборудовании и трубопроводах систем теплоснабжения. Для закрытых
систем теплоснабжения с разрешения энергосистемы верхний предел
значения рН допускается не более 10,5 при одновременном уменьшении
2
значения карбонатного индекса до 0,1 (мг.экв/дм3) , нижний предел
может корректироваться в зависимости от коррозионных явлений в
оборудовании и трубопроводах систем теплоснабжения.
<**> По согласованию с санитарными органами допускается 0,5
мг/дм3.
В начале отопительного сезона и в послеремонтный период
допускается превышение норм в течение 4 недель для закрытых систем
теплоснабжения и 2 недели для открытых систем по содержанию соединений
железа - до 1,0 мг/дм3, растворенного кислорода - до 30 и взвешенных
веществ - до 15 мг/дм3.
При открытых системах теплоснабжения по согласованию с органами
санитарно-эпидемиологической службы допускается отступление от
действующих норм для питьевой воды по показателям цветности до 70
град. и содержанию железа до 1,2 мг/дм3 на срок до 14 дн. в период
сезонных включений эксплуатируемых систем теплоснабжения,
присоединения новых, а также после их ремонта.
По окончании отопительного сезона или при останове водогрейные
котлы и тепловые сети должны быть законсервированы.
4.8.41. На электростанциях, работающих на органическом топливе,
непроизводительные внутристанционные потери воды, пара и конденсата,
обусловленные отклонениями от технологических режимов, утечками,
парением, неплотностями оборудования и арматуры, при номинальной
производительности работающих котлов должны быть не более, % общего
расхода питательной воды:
На конденсационных электростанциях ....................... 1,0
На ТЭЦ с чисто отопительной нагрузкой .................... 1,2
На ТЭЦ с производственной или производственной и отопительной
нагрузками ................................................... 1,6
При фактическом расходе питательной воды, меньшем номинального,
нормы внутристанционных потерь соответственно увеличиваются, но не
более чем в 1,5 раза.
Нормы технологических потерь воды, пара и конденсата (потерь на
собственные нужды) при работе форсунок, продувках и обдувках котлов,
водных отмывках, обслуживании установок для очистки конденсата,
деаэрации добавочной воды тепловой сети, разгрузке мазута, отборе проб
теплоносителя для химических анализов и других технологических
операций должны разрабатываться электростанцией для каждой операции с
учетом возможного повторного использования воды в цикле ТЭС.
Общая суммарная норма внутристанционных непроизводительных и
технологических потерь воды, пара и конденсата для каждой
электростанции должна ежегодно утверждаться энергосистемой.
4.9. Трубопроводы и арматура
4.9.1. Администрация энергообъекта специальным распоряжением
назначает из числа инженерно-технических работников лиц,
обеспечивающих контроль за исправным состоянием и безопасной
эксплуатацией трубопроводов.
4.9.2. На каждый трубопровод должен быть заведен паспорт по
форме, установленной нормативным документом.
4.9.3. После капитального и среднего ремонта, а также ремонта,
связанного с вырезкой и переваркой участков трубопровода, заменой
арматуры, наладкой опор и заменой тепловой изоляции, перед включением
оборудования в работу должны быть проверены:
отсутствие временных монтажных и ремонтных стяжек, конструкций и
приспособлений, лесов;
исправность неподвижных и скользящих опор и пружинных креплений,
лестниц и площадок обслуживания трубопроводов и арматуры;
размер затяжки пружин подвесок и опор в холодном состоянии;
исправность индикаторов тепловых перемещений;
возможность свободного перемещения трубопроводов при их прогреве
и других эксплуатационных режимах;
состояние дренажей и воздушников, предохранительных устройств;
размер уклонов горизонтальных участков трубопроводов и
соответствие их положениям нормативной документации;
легкость хода подвижных частей арматуры;
соответствие показаний крайних положений запорной арматуры
(открыто-закрыто) на щитах управления ее фактическому положению;
исправность тепловой изоляции;
наличие полного комплекта ремонтной документации (схемы,
формуляры, сварочная документация, протоколы металлографических
исследований, акты приемки после ремонта и т.д.).
4.9.4. Администрацией энергообъекта на основании нормативных
документов по эксплуатации трубопроводов должны быть разработаны и
утверждены местные инструкции, учитывающие конкретные условия
эксплуатации трубопроводов на данном энергообъекте.
При эксплуатации трубопроводов и арматуры в соответствии с
действующими инструкциями должны контролироваться:
размеры тепловых перемещений трубопроводов и их соответствие
расчетным значениям по показаниям индикаторов;
отсутствие защемлений и повышенной вибрации трубопроводов;
плотность предохранительных устройств, арматуры и фланцевых
соединений;
температурный режим работы металла при пусках и остановах;
степень затяжки пружин подвесок и опор в рабочем и холодном
состоянии - не реже 1 раза в 2 года;
герметичность сальниковых уплотнений арматуры;
соответствие показаний указателей положения (УП) регулирующей
арматуры на щитах управления ее фактическому положению;
наличие смазки подшипников, узлов приводных механизмов, винтовых
пар шпиндель - резьбовая втулка, в редукторах электроприводов
арматуры.
4.9.5. При заполнении средой неостывших паропроводов должен
осуществляться контроль разности температур стенок трубопровода и
рабочей среды, которая должна быть выдержана в пределах расчетных
значений.
4.9.6. Система дренажей должна обеспечивать полное удаление влаги
при прогреве, остывании и опорожнении трубопроводов, для чего
последние должны иметь уклон горизонтальных участков не менее 0,004
(по ходу движения среды), сохраняющийся до температуры,
соответствующей насыщению при рабочем давлении среды.
При замене деталей и элементов трубопроводов необходимо сохранить
проектное положение оси трубопровода.
При прокладке дренажных линий должно быть учтено направление
тепловых перемещений во избежание защемления трубопроводов.
При объединении дренажных линий нескольких трубопроводов на
каждом из них должна быть установлена запорная арматура.
4.9.7. При компоновке трубопроводов и арматуры должна быть
обеспечена возможность обслуживания и ремонта арматуры. В местах
установки арматуры и индикаторов тепловых перемещений паропроводов
должны быть установлены площадки обслуживания.
4.9.8. На арматуре должны быть нанесены названия и номера
согласно технологическим схемам трубопроводов, а также указатели
направления вращения штурвала.
Регулирующие клапаны должны быть снабжены указателями степени
открытия регулирующего органа, а запорная арматура - указателями
"Открыто" и "Закрыто".
4.9.9. Ремонт трубопроводов, арматуры и элементов дистанционного
управления арматурой, установка и снятие заглушек, отделяющих
ремонтируемый участок трубопровода, должны выполняться только по
наряду-допуску.
4.9.10. Арматура, ремонтировавшаяся в условиях мастерской, должна
быть испытана на герметичность затвора, сальниковых, сильфонных и
фланцевых уплотнений давлением, равным 1,25 рабочего.
Арматура, ремонтировавшаяся без вырезки из трубопровода, должна
быть испытана на плотность рабочим давлением среды при пуске
оборудования.
4.9.11. Тепловая изоляция трубопроводов и арматуры должна быть в
исправном состоянии. Температура на ее поверхности при температуре
окружающего воздуха 25 град. С должна быть не более 45 град. С.
Тепловая изоляция фланцевых соединений, арматуры и участков
трубопроводов, подвергающихся периодическому контролю (сварные
соединения, бобышки для измерения ползучести и т.п.), должна быть
съемной.
Тепловая изоляция трубопроводов, расположенных на открытом
воздухе и вблизи масляных баков, маслопроводов, мазутопроводов, должна
иметь металлическое или другое покрытие для предохранения ее от
пропитывания влагой или горючими нефтепродуктами. Трубопроводы,
расположенные вблизи кабельных линий, также должны иметь металлическое
покрытие.
Трубопроводы с температурой рабочей среды ниже температуры
окружающего воздуха должны быть защищены от коррозии, иметь гидрои
теплоизоляцию.
Для тепловой изоляции должны применяться материалы, не вызывающие
коррозии металла трубопроводов.
4.9.12. Изоляция трубопроводов, не имеющих защитного покрытия,
должна быть окрашена. При наличии защитного покрытия на их поверхность
должны быть нанесены маркировочные кольца.
4.9.13. При обнаружении свищей, трещин в питательных
трубопроводах, паропроводах свежего пара и пара промперегрева, а также
в их арматуре аварийный участок должен быть отключен.
Если при отключении невозможно резервировать аварийный участок,
то оборудование, связанное с этим участком, должно быть остановлено.
4.9.14. Арматура должна использоваться строго в соответствии с ее
функциональным назначением.
4.10. Золоулавливание и золоудаление.
Золоулавливающие установки
Золоулавливающие установки
4.10.1. При работе котла на твердом топливе должна быть
обеспечена бесперебойная работа золоулавливающей установки.
Эксплуатация котла с неработающей золоулавливающей установкой не
допускается.
В случае появления сигнала о достижении верхнего предельного
уровня золы в двух бункерах и более разных полей электрофильтра,
прекращении орошения каплеуловителя мокрой золоулавливающей установки
или прекращении удаления из него пульпы необходимо принять меры к
выявлению и устранению причин неполадок.
Использовать бункеры золоулавливающих установок для накопления
уловленной золы не допускается. Она должна удаляться из бункеров
непрерывно.
4.10.2. При растопке котла на газе или мазуте высокое напряжение
на электрофильтры не должно подаваться, механизмы встряхивания должны
быть включены в работу, должен быть обеспечен подогрев бункеров и
изоляторных коробок. После перевода котла на сжигание твердого топлива
должны быть включены в работу виброрыхлители или аэрирующие устройства
бункеров, время подачи высокого напряжения на электрофильтры должно
быть указано в местной инструкции.
4.10.3. В подбункерных помещениях электрофильтров температура
воздуха должна поддерживаться не ниже 12 град. С.
Температура стенок бункеров и течек золоулавливающих установок
должна поддерживаться на 15 град. С выше температуры конденсации
водяных паров, содержащихся в дымовых газах.
На электростанциях с открытой компоновкой электрофильтров в
районах с расчетной температурой отопления минус 15 град. С и ниже
электрофильтры перед пуском должны предварительно прогреваться горячим
воздухом до температуры выше точки росы дымовых газов растопочного
топлива.
Орошение мокрых золоулавливающих установок, а также подача воды в
золосмывные аппараты электрофильтров и батарейных циклонов, воздуха в
аппараты систем пневмозолоудаления и включение системы контроля работы
электрофильтров и наличия золы в бункерах должны быть осуществлены до
растопки котла.
4.10.4. При повышении температуры дымовых газов за
электрофильтрами выше температуры газов перед ними необходимо снять
высокое напряжение со всех полей. В случае обнаружения очагов
возгорания в электрофильтре следует остановить котел и приступить к
устранению аварийного состояния.
4.10.5. Режим эксплуатации золоулавливающих установок должен
определяться следующими показателями:
для электрофильтров - оптимальными параметрами электропитания при
заданной температуре дымовых газов и оптимальным режимом встряхивания
электродов;
для мокрых золоулавливающих установок - оптимальным расходом
орошающей воды и температурой газа после аппаратов не менее чем на 15
град. С выше точки росы дымовых газов (по водяным парам);
для батарейных циклонов - оптимальным аэродинамическим
сопротивлением аппаратов.
4.10.6. При эксплуатации мокрых золоулавливающих установок должны
быть предусмотрены меры, предотвращающие брызгоунос. В случае
установки электрофильтров за мокрыми золоулавливающими установками
наличие следов брызгоуноса за последними не допускается.
4.10.7. Состояние золоулавливающих установок должно
контролироваться в соответствии с типовыми инструкциями по их
эксплуатации.
4.10.8. При останове котла на срок более 3 сут. золоулавливающие
установки должны быть осмотрены и очищены от отложений.
4.10.9. Испытания золоулавливающих установок должны быть
выполнены при вводе их в эксплуатацию из монтажа, после капитального
ремонта или реконструкции специализированными организациями.
Для проведения испытаний золоулавливающие установки должны иметь
измерительные участки на газоходах и быть оборудованы штуцерами,
лючками и другими приспособлениями, а также стационарными площадками с
освещением для обслуживания используемых при испытаниях приборов.
4.10.10. Золоулавливающие установки не реже 1 раза в год должны
подвергаться испытаниям по экспресс-методу в целях проверки их
эксплуатационной эффективности и при необходимости разработки
мероприятий по улучшению работы.
Системы золошлакоудаления и золоотвалы
4.10.11. При эксплуатации систем золошлакоудаления и золоотвалов
должны быть обеспечены:
своевременное, бесперебойное и экономичное удаление и
складирование золы и шлака в золоотвалы, на склады сухой золы, а также
отгрузка их потребителям;
надежность оборудования, устройств и сооружений внутреннего и
внешнего золошлакоудаления;
рациональное использование рабочей емкости золоотвалов и складов
сухой золы;
предотвращение загрязнения золой и сточными водами воздушного и
водного бассейнов, а также окружающей территории.
4.10.12. Эксплуатация систем гидро- и пневмозолоудаления должна
быть организована в режимах, обеспечивающих:
оптимальные расходы воды, воздуха и электроэнергии;
минимальный износ золошлакопроводов;
исключение замораживания внешних пульпопроводов и водоводов,
заиления золосмывных аппаратов, каналов и пульпоприемных бункеров,
образования отложений золы в бункерах, течках и золопроводах
пневмозолоудаления.
Для ликвидации пересыщения воды труднорастворимыми соединениями и
осаждения взвешенных твердых частиц (осветления) должны быть
предусмотрены необходимые площадь и глубина отстойного бассейна.
4.10.13. При эксплуатации систем гидрозолоудаления должны быть
обеспечены плотность трактов и оборудования, исправность облицовки и
перекрытий каналов, золошлакопроводов, устройств для оперативного
переключения оборудования.
В системах пневмозолоудаления должна быть предусмотрена очистка
сжатого воздуха от масла, влаги и пыли, а также предотвращено
попадание влаги в золопроводы, промежуточные бункера и емкости складов
золы.
4.10.14. Эксплуатация оборотных (замкнутых) гидравлических систем
золошлакоудаления должна быть организована в бессточном режиме,
предусматривающем:
поддержание баланса воды в среднем за год;
преимущественное использование осветленной воды в технических
целях (обмывка поверхностей нагрева котлов, золоулавливающих
установок, гидроуборка зольных помещений, уплотнение подшипников
багерных насосов, орошение сухих участков золоотвалов для
пылеподавления, охлаждение газов путем впрыска воды, приготовление
бетонных растворов и т.д.) и направление образующихся стоков в систему
гидрозолоудаления (ГЗУ).
Сброс осветленной воды из золоотвалов в реки и природные водоемы
допускается только по согласованию с региональными природоохранными
органами.
4.10.15. Сбросы посторонних вод в оборотную систему ГЗУ
допускаются при условии, что общее количество добавляемой воды не
превысит фактические ее потери из системы в течение календарного года.
В качестве добавочной воды должны быть использованы наиболее
загрязненные промышленные стоки с направлением их в устройства,
перекачивающие пульпу.
4.10.16. При нехватке осветленной воды подпитка оборотной системы
ГЗУ технической водой допускается путем перевода на техническую воду
изолированной группы насосов.
Смешение в насосах и трубопроводах технической и осветленной воды
запрещается, за исключением систем с нейтральной или кислой реакцией
осветленной воды.
4.10.17. В шлаковых ваннах механизированной системы шлакоудаления
должен быть уровень воды, обеспечивающий остывание шлака и исключающий
подсос воздуха в топку.
4.10.18. Состояние смывных и побудительных сопл системы ГЗУ
должно систематически контролироваться, и при увеличении их
внутреннего диаметра более чем на 10% по сравнению с расчетным сопла
должны заменяться.
4.10.19. Контрольно-измерительные приборы, устройства
технологических защит, блокировок и сигнализации систем гидро- и
пневмозолоудаления должны быть в исправности и периодически
проверяться.
4.10.20. Выводимые в резерв или в ремонт тракты гидро- или
пневмозолоудаления должны быть опорожнены и при необходимости промыты
водой или продуты воздухом.
4.10.21. При отрицательной температуре наружного воздуха
выводимые из работы пульпопроводы и трубопроводы осветленной воды
системы ГЗУ должны быть своевременно сдренированы для предотвращения
их замораживания.
4.10.22. Должен быть организован систематический (по графику)
контроль за износом золошлакопроводов и своевременный поворот труб.
Очистка трубопроводов от минеральных отложений должна быть произведена
при повышении гидравлического сопротивления трубопроводов на 20% (при
неизменном расходе воды, пульпы).
4.10.23. При повышенном абразивном износе элементов систем
удаления и складирования золошлаков (пульпопроводы, золопроводы, сопла
и др.) должны быть приняты меры для защиты этих элементов от износа
(применение камнелитых изделий, абразивостойких металлов и т.п.).
4.10.24. При необходимости должны быть проверены уклоны
пульпопроводов и надземных трубопроводов осветленной воды, произведена
рихтовка труб или установка дополнительных дренажей.
4.10.25. Ремонт и замена оборудования должны быть организованы по
графику, составленному на основе опыта эксплуатации систем золо- и
шлакоудаления. Указанный график должен быть скорректирован при
изменении работы систем золошлакоудаления (изменение вида топлива,
подключение дополнительных котлов и т.п.).
4.10.26. Заполнение золоотвалов водой и золошлаками, а также
выдача золошлаков из золоотвалов должны осуществляться по проекту.
Эксплуатация и контроль за состоянием дамб золоотвалов должны
быть организованы в соответствии с положениями действующих правил.
4.10.27. Не менее чем за 3 года до окончания заполнения
существующего золоотвала электростанцией должно быть обеспечено
наличие проекта создания новой емкости.
4.10.28. На границах золоотвалов, бассейнов и каналов осветленной
воды, а также на дорогах, в зоне расположения внешней системы
золоудаления должны быть установлены предупреждающие и запрещающие
знаки.
4.10.29. Для контроля за заполнением золоотвалов 1 раз в год
должны производиться нивелировка поверхности расположенных выше уровня
воды золошлаковых отложений и промеры глубин отстойного пруда по
фиксированным створам.
Предельно допустимый уровень заполнения золоотвалов должен быть
отмечен рейками (реперами).
4.10.30. Наращивание ограждающих дамб без проектов не
допускается.
При наращивании дамб из золошлакового материала и мягких грунтов
(суглинков, супесей) работы должны выполняться в теплое время года.
4.10.31. Устройства (лестницы, мостики, ограждения и др.),
обеспечивающие уход за сооружениями и безопасность персонала, должны
быть в исправном состоянии.
4.10.32. На каждой электростанции должны ежегодно составляться и
выполняться планы мероприятий по обеспечению надежной работы системы
удаления и складирования золы и шлака. В планы должны быть включены:
графики осмотров и ремонта оборудования, пульпопроводов осветленной
воды, график наращивания дамб, очистки трубопроводов от отложений,
мероприятия по предотвращению пыления, рекультивации отработанных
золоотвалов и др.
4.11. Станционные теплофикационные установки
4.11.1. Режим работы теплофикационной установки электростанции и
районной котельной (давление в подающих и обратных трубопроводах и
температура в подающих трубопроводах) должен быть организован в
соответствии с заданием диспетчера тепловой сети.
Температура сетевой воды в подающих трубопроводах в соответствии
с утвержденным для системы теплоснабжения температурным графиком
должна быть задана по усредненной температуре наружного воздуха за
промежуток времени в пределах 12 - 24 ч, определяемый диспетчером
тепловой сети в зависимости от длины сетей, климатических условий и
других факторов.
Отклонения от заданного режима за головными задвижками
электростанции (котельной) должны быть не более:
по температуре воды, поступающей в тепловую сеть, - +/- 3 %;
по давлению в подающих трубопроводах - +/- 5 %;
по давлению в обратных трубопроводах - +/- 0,2 кгс/см2 (+/- 20
кПа).
Температура сетевой воды в обратных трубопроводах, расход сетевой
воды в подающих трубопроводах, разность расходов в подающем и обратном
трубопроводах обеспечиваются режимами работы тепловой сети и систем
теплопотребления и контролируются диспетчером тепловой сети.
Среднесуточная температура сетевой воды в обратных трубопроводах не
может превышать заданную графиком более чем на 3%. Понижение
температуры сетевой воды в обратных трубопроводах по сравнению с
графиком не лимитируется.
Максимальные среднечасовые расходы сетевой воды в подающих
трубопроводах и разность расходов сетевой воды в подающих и обратных
трубопроводах не должны превышать установленных в договорах
теплоснабжения значений. При превышении максимальных среднечасовых
расходов сетевой воды в подающих трубопроводах, разности расходов в
подающих и обратных трубопроводах, температуры сетевой воды в обратных
трубопроводах диспетчер тепловой сети должен принять меры к
восстановлению установленных значений.
Отклонения давления и температуры пара на коллекторах
электростанции (котельной) должны быть не более +/- 5 % заданных
параметров.
4.11.2. Для каждого сетевого подогревателя и группы
подогревателей на основе проектных данных и результатов испытаний
должны быть установлены:
расчетная тепловая производительность и соответствующие ей
параметры греющего пара и сетевой воды;
температурный напор и максимальная температура подогрева сетевой
воды;
предельное допустимое давление с водяной и паровой сторон;
расчетный расход сетевой воды и соответствующие ему потери
напора.
Кроме того, на основе данных испытаний должны быть установлены
потери напора в водогрейных котлах, трубопроводах и вспомогательном
оборудовании теплофикационной установки при расчетном расходе сетевой
воды.
Испытания должны проводиться на вновь смонтированных
теплофикационных установках и периодически (1 раз в 3 - 4 года) в
процессе эксплуатации.
4.11.3. Регулирование температуры воды на выходе из сетевых
подогревателей, на выводах тепловой сети, а также на станциях
подмешивания, расположенных в тепловой сети, должно быть равномерным
со скоростью, не превышающей 30 град. С в час.
4.11.4. При работе сетевых подогревателей должны быть обеспечены:
контроль за уровнем конденсата и работой устройств
автоматического поддержания уровня;
отвод неконденсирующихся газов из парового пространства;
контроль за температурным напором;
контроль за нагревом сетевой воды;
контроль за гидравлической плотностью по качеству конденсата
греющего пара.
Трубная система теплообменных аппаратов должна периодически
очищаться по мере загрязнения, но не реже 1 раза в год (перед
отопительным сезоном).
4.11.5. Устройства для автоматического включения резерва должны
быть в постоянной готовности к действию и периодически проверяться по
графику, утвержденному техническим руководителем энергообъекта.
4.11.6. Установка для подпитки тепловых сетей должна обеспечивать
их подпитку химически очищенной деаэрированной водой в рабочем режиме
и аварийную подпитку водой из систем хозяйственно-питьевого или
производственного водопроводов в размерах, установленных нормами
технологического проектирования электрических станций.
4.11.7. Каждый случай подачи воды для подпитки тепловой сети, не
отвечающей положениям п. 4.8.39 настоящих Правил, осуществляется с
разрешения технического руководителя энергообъекта и должен быть
отмечен в оперативном журнале с указанием количества поданной воды и
источника водоснабжения.
В соединениях трубопроводов подпитывающего устройства с
трубопроводами технической, циркуляционной или водопроводной воды
должен быть предусмотрен контрольный клапан между двумя закрытыми и
пломбированными задвижками. При нормальной работе тепловых сетей
контрольный клапан должен быть открыт.
4.11.8. Подпиточно-сбросные устройства должны поддерживать
заданное давление на всасывающей стороне сетевых насосов при рабочем
режиме тепловых сетей и останове сетевых насосов. Должна быть
предусмотрена защита обратных трубопроводов от внезапного повышения
давления.
При возможности аварийного снижения давления сетевой воды в
теплофикационной установке, подающих трубопроводах тепловой сети и
системах теплопотребления должна быть предусмотрена защита от
вскипания сетевой воды во всех точках системы теплоснабжения. При
невозможности обеспечения условий невскипания сетевой воды самозапуск
и аварийное включение резервных сетевых или подпиточных насосов не
допускается.
4.11.9. Баки-аккумуляторы и емкости запаса должны заполняться
только химически очищенной деаэрированной водой температурой не выше
95 град. С. Пропускная способность вестовой трубы должна
соответствовать максимальной скорости заполнения и опорожнения бака.
Предельный уровень заполнения баков-аккумуляторов и емкостей
запаса, запроектированных без тепловой изоляции, при выполнении
изоляции должен быть снижен на высоту, эквивалентную по массе тепловой
изоляции.
Если в качестве бака-аккумулятора и емкости запаса применен бак
для нефтепродуктов, рассчитанный на плотность продукта 0,9 т/м3,
уровень заполнения бака должен быть уменьшен на 10%.
4.11.10. Антикоррозионная защита баков должна быть выполнена в
соответствии с положениями нормативных документов по защите
баков-аккумуляторов от коррозии и воды в них от аэрации.
Эксплуатация баков-аккумуляторов без усиливающих наружных
конструкций, предотвращающих лавинообразное разрушение бака, и без
антикоррозионной защиты внутренней поверхности не допускается.
Оценка состояния баков-аккумуляторов и емкостей запаса,
определение их пригодности к дальнейшей эксплуатации должны
производиться ежегодно в период отключения установок горячего
водоснабжения путем визуального осмотра конструкции и основания баков,
компенсирующих устройств трубопроводов, а также вестовых труб с
составлением акта, утверждаемого техническим руководителем
энергообъекта.
Инструментальное обследование бака-аккумулятора с определением
толщины и состояния стенок и днища должно выполняться не реже 1 раза в
5 лет.
При защите металла бака-аккумулятора от коррозии и воды в них от
аэрации герметизирующей жидкостью внутреннее обследование проводится
при замене герметика.
Для баков-аккумуляторов, предназначенных по проекту для хранения
жидкого топлива, допустимый коррозионный износ поясов стенки при
наличии усиливающих конструкций не должен превышать 20% проектной
толщины. Опорожнение этих баков в зимний период не разрешается.
4.11.11. После окончания монтажа или ремонта должны быть
проведены испытания баков-аккумуляторов и емкостей запаса в
соответствии с положениями строительных норм и правил, определяющих
правила производства и приемки работ на металлических конструкциях.
На каждый принятый в эксплуатацию бак-аккумулятор и емкость
запаса должен быть составлен паспорт.
4.11.12. Эксплуатация баков-аккумуляторов и емкостей запаса не
допускается:
при отсутствии блокировок, обеспечивающих полное прекращение
подачи воды в бак при достижении ее верхнего предельного уровня, а
также отключение насосов разрядки при достижении ее нижнего
предельного уровня;
если баки не оборудованы аппаратурой для контроля уровня воды и
сигнализации предельного уровня, переливной трубой, установленной на
отметке предельно допустимого уровня заполнения, и вестовой трубой.
Электрическая схема сигнализации должна опробоваться 1 раз в
смену с записью в оперативном журнале.
4.11.13. Эксплуатация станционных теплофикационных трубопроводов
должна быть организована в соответствии с положениями раздела 4.12
настоящих Правил.
Антикоррозионное покрытие и тепловая изоляция станционных
теплофикационных трубопроводов должны быть в удовлетворительном
состоянии.
Теплофикационные трубопроводы не реже 1 раза в месяц должны
осматриваться работниками электростанции (котельной), отвечающими за
безопасную эксплуатацию трубопроводов, и ежегодно проверяться на
гидравлическую плотность.
4.11.14. Границей теплофикационного оборудования электростанции
(котельной) должно быть ограждение ее территории, если нет иной
документально оформленной договоренности с организациями,
эксплуатирующими тепловые сети.
Станционные КИП - измерительные устройства расходомеров
(измерительные диафрагмы), датчики этих приборов, первые запорные
клапаны, импульсные линии и сами приборы - независимо от места их
установки относятся к ведению энергообъекта и обслуживаются его
персоналом.
4.11.15. Теплофикационное оборудование должно ремонтироваться в
соответствии с графиком, согласованным с организациями,
эксплуатирующими тепловые сети.
4.12. Тепловые сети
4.12.1. При эксплуатации тепловых сетей должна быть обеспечена
подача потребителям теплоносителя (воды и пара) установленных
договорами теплоснабжения параметров:
температура сетевой воды в подающих трубопроводах в соответствии
с заданным графиком;
давление сетевой воды в подающих и обратных трубопроводах;
температура и давление пара.
Потери тепловой энергии, теплоносителей, затраты электрической
энергии при транспорте и распределении тепловой энергии не должны
превышать значений по нормативным энергетическим характеристикам
тепловых сетей.
При исчерпании фактической мощности источников тепла и пропускной
способности магистралей тепловых сетей присоединение новых
потребителей не допускается.
4.12.2. Границами обслуживания тепловых сетей, если нет иных
документально оформленных договоренностей заинтересованных
организаций, должны быть:
со стороны источника тепла - границы, устанавливаемые в
соответствии с положениями п. 4.11.14 настоящих Правил;
со стороны потребителя тепла - стена камеры, в которой
установлены принадлежащие энергообъектам задвижки на ответвлении к
потребителю тепла.
Границы обслуживания тепловых сетей оформляются двусторонним
актом.
4.12.3. Организация, эксплуатирующая тепловые сети, должна
осуществлять контроль за соблюдением потребителями установленных
режимов теплопотребления и состоянием учета тепловой энергии и
теплоносителей.
4.12.4. Организацией, эксплуатирующей тепловые сети, должны быть
организованы контроль за поддержанием в надлежащем состоянии путей
подхода к объектам сети, а также дорожных покрытий и планировка
поверхностей над подземными сооружениями.
Планировка поверхности земли на трассе тепловой сети должна
исключать попадание поверхностных вод на теплопроводы.
Ввод трубопроводов тепловых сетей в эксплуатацию без устройств
для спуска и отвода воды из каждого секционируемого участка не
допускается.
4.12.5. Организацией, эксплуатирующей тепловые сети, должна быть
обеспечена исправность ограждающих конструкций, препятствующих доступу
посторонних лиц к оборудованию и к запорно-регулирующей арматуре.
4.12.6. Раскопка трассы трубопроводов тепловых сетей или
производство работ вблизи них посторонними организациями допускается
только с разрешения организации, эксплуатирующей тепловые сети, под
наблюдением специально назначенного ею лица.
4.12.7. В организации, эксплуатирующей тепловые сети, должны быть
составлены: план тепловой сети (масштабный); оперативная и
эксплуатационная (расчетная) схемы; профили теплотрасс по каждой
магистрали.
Ежегодно должны корректироваться план, схемы и профили в
соответствии с фактическим состоянием тепловых сетей согласно
положениям п. 1.7.5 настоящих Правил.
4.12.8. Оперативная схема тепловых сетей, а также настройка
автоматики и устройств технологической защиты должны обеспечивать:
подачу потребителям теплоносителя заданных параметров в
соответствии с договорами на пользование тепловой энергией;
оптимальное потокораспределение теплоносителя в тепловых сетях;
возможность осуществления совместной работы нескольких источников
тепла на объединенные тепловые сети и перехода при необходимости к
раздельной работе источников;
преимущественное использование наиболее экономичных источников.
4.12.9. Всем тепломагистралям, камерам (узлам ответвления),
подкачивающим, подпиточным и дренажным насосным, узлам автоматического
регулирования, неподвижным опорам, компенсаторам и другим сооружениям
тепловых сетей должны быть присвоены эксплуатационные номера, которыми
они обозначаются на планах, схемах и пьезометрических графиках.
На эксплуатационных (расчетных) схемах подлежат нумерации все
присоединенные к сети абонентские системы, а на оперативных схемах,
кроме того, секционирующая и запорная арматура.
Арматура, установленная на подающем трубопроводе (паропроводе),
должна быть обозначена нечетным номером, а соответствующая ей арматура
на обратном трубопроводе (конденсатопроводе) - следующим за ним четным
номером.
4.12.10. Каждый район тепловых сетей должен иметь перечень
газоопасных камер и проходных каналов. Перед началом работ такие
камеры должны быть проверены для обнаружения газа. Газоопасные камеры
должны иметь специальные знаки, окраску люков и содержаться под
надежным запором.
Все газоопасные камеры и участки трассы должны быть отмечены на
оперативной схеме тепловых сетей.
Надзор за газоопасными камерами должен осуществляться в
соответствии с установленным порядком.
4.12.11. Организация, эксплуатирующая тепловые сети, должна
осуществлять техническую приемку тепловых сетей, тепловых пунктов и
систем теплопотребления, принадлежащих потребителю, после их монтажа
или ремонта, при этом потребитель должен выполнять гидравлическое
испытание на прочность и плотность собственного оборудования
давлением, не превышающим максимально допустимое пробное давление для
данных сетей, арматуры и нагревательных приборов в соответствии с
положениями правил эксплуатации теплопотребляющих установок и тепловых
сетей потребителей.
4.12.12. Организация, эксплуатирующая тепловые сети, должна
организовать постоянный контроль за качеством сетевой воды в обратных
трубопроводах в соответствии с положениями п. 4.8.40 настоящих Правил
и выявлять абонентов, ухудшающих качество сетевой воды.
4.12.13. Трубопроводы тепловых сетей до ввода их в эксплуатацию
после монтажа или капитального ремонта должны быть подвергнуты
очистке:
паропроводы - продувке со сбросом пара в атмосферу;
водяные сети в закрытых системах теплоснабжения и
конденсатопроводы - гидропневматической промывке;
водяные сети в открытых системах теплоснабжения -
гидропневматической промывке и дезинфекции с последующей повторной
промывкой питьевой водой. Повторная после дезинфекции промывка должна
производиться до достижения показателей сбрасываемой воды,
соответствующих санитарным нормам на питьевую воду.
Дезинфекция трубопроводов тепловой сети должна производиться в
соответствии с санитарными правилами устройства и эксплуатации систем
централизованного горячего водоснабжения.
4.12.14. Подключение тепловых сетей потребителей и систем
теплопотребления, не прошедших гидропневматическую промывку, а в
открытых системах теплоснабжения также дезинфекцию, не допускается.
4.12.15. Все вновь смонтированные трубопроводы тепловых сетей до
ввода в эксплуатацию должны быть подвергнуты гидравлическому испытанию
на плотность и прочность в соответствии с правилами устройства и
безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды.
4.12.16. Заполнение сетевых трубопроводов, их промывка и
повторная промывка, дезинфекция (для открытых систем теплоснабжения),
включение системы циркуляции, продувка и прогрев паропроводов и
операции по пуску водяных или паровых тепловых сетей, а также любые
испытания сети или отдельных ее элементов и конструкций должны
выполняться под руководством лица, отвечающего за выполнение этих
работ по специально разработанной технической программе, утвержденной
руководством организации, эксплуатирующей тепловые сети, и
согласованной с руководством энергообъекта - источника тепла.
4.12.17. Трубопроводы тепловых сетей должны заполняться водой
температурой не выше 70 град. С при отключенных системах
теплопотребления.
4.12.18. Наружная поверхность трубопроводов и металлических
конструкций тепловых сетей (балки, опоры, мачты, эстакады и др.)
должна быть защищена стойкими антикоррозионными покрытиями.
Ввод в эксплуатацию тепловых сетей после окончания строительства
или капитального ремонта без наружного антикоррозионного покрытия труб
и металлических конструкций не допускается.
4.12.19. Трубопроводы тепловых сетей, арматура, компенсаторы и
фланцевые соединения должны быть покрыты тепловой изоляцией в
соответствии с проектом.
Применение в тепловых сетях гидрофильной засыпной изоляции, а
также набивной изоляции при прокладке трубопроводов в гильзах
(футлярах) не допускается.
4.12.20. Ввод в эксплуатацию тепловых сетей при неработающем
понижающем дренаже не допускается.
4.12.21. Проходные каналы, а также крупные узловые камеры, в
которых установлено электрооборудование, должны иметь электроосвещение
согласно правилам устройства электроустановок.
Приточно-вытяжная вентиляция проходных каналов должна быть в
исправном состоянии.
4.12.22. Все соединения труб тепловых сетей должны быть сварными,
за исключением мест применения фланцевой арматуры.
Использование для компенсаторов и арматуры хлопчатобумажных и
пеньковых набивок не допускается.
4.12.23. При надземной прокладке тепловых сетей задвижки с
электроприводами должны быть размещены в помещении или заключены в
кожухи, защищающие арматуру и электропривод от атмосферных осадков и
исключающие доступ посторонних лиц.
4.12.24. Присоединение к тепловым сетям систем теплопотребления,
не оборудованных регуляторами и защитными устройствами в соответствии
с правилами эксплуатации теплопотребляющих установок и тепловых сетей
потребителей, а также приборами учета тепловой энергии и
теплоносителей в соответствии с правилами учета тепловой энергии и
теплоносителя, не допускается.
4.12.25. Для контроля за состоянием оборудования тепловых сетей и
режимом их работы регулярно по графику должен производиться обход
теплопроводов и тепловых пунктов.
4.12.26. Организация, эксплуатирующая тепловые сети, обязана
выявлять дефекты строительных конструкций, трубопроводов и
оборудования тепловой сети, осуществлять контроль за их состоянием и
за состоянием тепловой изоляции и антикоррозионного покрытия с
применением современных приборов и методов диагностики, а также путем
осмотра, опрессовок, испытаний на максимальную температуру
теплоносителя и других методов. В организации, эксплуатирующей
тепловые сети, должен осуществляться учет всех повреждений и
выявленных дефектов по всем видам оборудования и анализ вызвавших их
причин.
Контроль за состоянием трубопроводов и оборудования тепловой сети
должен осуществляться с учетом положений правил устройства и
безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды.
Периодичность проведения работ по контролю за состоянием
оборудования тепловой сети определяется техническим руководителем
организации, эксплуатирующей тепловые сети.
4.12.27. На водяных тепловых сетях и конденсатопроводах должен
быть организован систематический контроль за внутренней коррозией
трубопроводов путем анализов сетевой воды и конденсата, а также по
индикаторам внутренней коррозии, устанавливаемым в наиболее
характерных точках (на выводах с ТЭЦ и котельных, концевых участках, в
двух-трех промежуточных узлах магистрали).
Неработающие тепловые сети должны заполняться только химически
очищенной деаэрированной водой.
4.12.28. Из паропроводов насыщенного пара конденсат должен
непрерывно отводиться через конденсатоотводчики.
Работа конденсатоотводчиков на общий конденсатопровод без
установки обратных клапанов не допускается.
4.12.29. Секционирующие задвижки и запорная арматура в нормальном
режиме должны быть в полностью открытом или полностью закрытом
положении; регулировать ими расход теплоносителя не допускается.
4.12.30. Среднегодовая утечка теплоносителя из водяных тепловых
сетей должна быть не более 0,25% среднегодового объема воды в тепловой
сети и присоединенных к ней системах теплопотребления в час независимо
от схемы их присоединения (за исключением систем горячего
водоснабжения, присоединенных через водоподогреватели). Сезонная норма
утечки теплоносителя устанавливается в пределах среднегодового
значения.
При определении утечки теплоносителя не должно учитываться
количество воды на наполнение трубопроводов и систем теплопотребления
при их плановом ремонте и подключении новых участков сети и
потребителей, промывку, дезинфекцию и повторную промывку (для открытых
систем теплоснабжения), проведение регламентных испытаний
трубопроводов и оборудования тепловых сетей.
4.12.31. После ремонта до начала отопительного сезона должно быть
проведено гидравлическое испытание тепловых сетей в целях проверки
плотности и прочности трубопроводов и установленной запорной и
регулирующей арматуры в соответствии с правилами устройства и
безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды.
Минимальное значение пробного давления должно составлять 1,25
рабочего давления. При этом значение рабочего давления устанавливается
техническим руководителем организации, эксплуатирующей тепловые сети,
в соответствии с положениями правил устройства и безопасной
эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды.
Максимальное значение пробного давления устанавливается в
соответствии с положениями правил устройства и безопасной эксплуатации
трубопроводов пара и горячей воды с учетом максимальных нагрузок,
которые могут принять на себя неподвижные опоры.
В каждом конкретном случае значение пробного давления
устанавливается техническим руководителем организации, эксплуатирующей
тепловые сети, в допустимых пределах, указанных выше.
Одновременное проведение гидравлических испытаний тепловых сетей
на прочность и плотность и испытаний на максимальную температуру
теплоносителя не допускается.
4.12.32. Для гидравлических испытаний на прочность и плотность
трубопроводы тепловых сетей должны заполняться водой с температурой не
ниже 5 и не выше 40 град. С.
На время проведения испытаний тепловых сетей пробным давлением
тепловые пункты и системы теплопотребления должны быть надежно
отключены.
4.12.33. Определение тепловых и гидравлических потерь в тепловых
сетях должно осуществляться в соответствии с действующими
методическими указаниями 1 раз в 5 лет по графику, утвержденному
техническим руководителем организации, эксплуатирующей тепловые сети.
4.12.34. Для определения опасности наружной коррозии
трубопроводов подземных тепловых сетей должны систематически
производиться их осмотры и электрические измерения по выявлению
коррозионной агрессивности грунтов и опасного воздействия блуждающих
токов в соответствии с типовой инструкцией по защите трубопроводов
тепловых сетей от наружной коррозии.
4.12.35. Технологические защиты должны быть включены в
эксплуатацию постоянно. Отключение устройств технологической защиты во
время работы тепловых сетей производится с разрешения технического
руководителя организации, эксплуатирующей тепловые сети, с оформлением
в оперативной документации.
Устройства технологической защиты могут быть выведены из работы в
следующих случаях:
при работе сетей в переходных режимах;
при очевидной неисправности защиты;
во время устранения аварий;
в период ремонта оборудования.
Работоспособность устройств технологической защиты должна
периодически проверяться в сроки и в объеме, указанных в местной
инструкции.
4.12.36. Для водяных систем теплоснабжения в основу режима
отпуска тепла должен быть положен график центрального качественного
регулирования. Допускается применение качественно-количественного и
количественного графиков регулирования отпуска тепла при необходимом
уровне оснащения источников тепловой энергии, тепловых сетей и систем
теплопотребления средствами автоматического регулирования, разработке
соответствующих гидравлических режимов.
При наличии нагрузки горячего водоснабжения минимальная
температура воды в подающем трубопроводе сети должна быть:
для закрытых схем - не ниже 70 град. С;
для открытых схем горячего водоснабжения - не ниже 60 град. С.
4.12.37. Гидравлические режимы водяных тепловых сетей должны
разрабатываться ежегодно для отопительного и летнего периодов; для
открытых систем теплоснабжения в отопительный период режимы должны
разрабатываться при максимальном водоразборе из подающего и обратного
трубопроводов и при отсутствии водоразбора.
Мероприятия по регулированию расхода воды у потребителей должны
быть составлены для каждого отопительного сезона.
Очередность сооружения новых магистралей и насосных станций,
предусмотренных схемой теплоснабжения, должна определяться с учетом
реального роста присоединяемой тепловой нагрузки, для чего в
организации, эксплуатирующей тепловую сеть, должны быть разработаны
гидравлические режимы системы теплоснабжения на ближайшие 3 - 5 лет.
В тепловых сетях должны быть предусмотрены мероприятия для
обеспечения теплоснабжения потребителей при выходе из строя насосных
станций и отдельных участков основных магистралей.
4.12.38. Давление воды в любой точке подающей линии водяных
тепловых сетей, в трубопроводах и оборудовании источника тепловой
энергии, тепловых сетей и тепловых пунктов и в верхних точках
непосредственно присоединенных систем теплопотребления при работе
сетевых насосов должно обеспечивать с запасом не менее 0,5 кгс/см2 (50
кПа) невскипание воды при ее максимальной температуре.
Давление воды в обратной линии водяных тепловых сетей при работе
сетевых насосов должно быть в любой точке не ниже 0,5 кгс/см2 (50
кПа). Давление воды в обратной линии должно быть не выше допустимого
для трубопроводов и оборудования источника тепловой энергии, тепловых
сетей и тепловых пунктов и для непосредственно присоединенных систем
теплопотребления.
4.12.39. Статическое давление в системах теплоснабжения должно
быть таким, чтобы обеспечивать заполнение водой трубопроводов тепловой
сети, а также всех непосредственно присоединенных систем
теплопотребления. Статическое давление должно быть не выше допустимого
для трубопроводов и оборудования источника тепла, тепловых сетей и
тепловых пунктов и непосредственно присоединенных систем
теплопотребления.
Статическое давление должно быть определено условно для
температуры воды от 1 до 100 град. С.
4.12.40. При аварийном отключении сетевых и подкачивающих насосов
организация, эксплуатирующая тепловые сети, должна обеспечить давление
сетевой воды в тепловых сетях и системах теплопотребления в пределах
допустимых значений.
При возможности аварийного изменения давлений сетевой воды с
выходом за пределы допустимых значений должна быть предусмотрена
защита оборудования источников тепловой энергии, тепловых сетей,
систем теплопотребления от повышения давления и гидравлических ударов,
а также обеспечено невскипание сетевой воды во всех точках системы
теплоснабжения. При возможности вскипания сетевой воды самозапуск,
аварийное включение резервных насосов не допускаются.
4.12.41. Ремонт тепловых сетей должен производиться в
соответствии с утвержденным графиком (планом) на основе результатов
анализа выявленных дефектов, повреждений, периодических осмотров,
испытаний, диагностики и ежегодных опрессовок.
График ремонтных работ должен быть составлен исходя из условия
одновременного ремонта трубопроводов тепловой сети и тепловых пунктов.
Организация, эксплуатирующая тепловые сети, должна выполнять
работы, направленные на повышение уровня эксплуатации, надежности,
безопасности и эффективности работы оборудования и сетей, уменьшение
потерь тепловой энергии и теплоносителя, затрат электроэнергии при
транспорте и распределении тепловой энергии.
4.13. Контроль за состоянием металла
4.13.1. Для обеспечения безопасной работы теплоэнергетического
оборудования и предотвращения повреждений, которые могут быть вызваны
дефектами деталей при изготовлении, монтаже и ремонте, а также
развитием процессов ползучести, эрозии, коррозии, снижением
прочностных и пластических характеристик при эксплуатации, должен быть
организован контроль за состоянием основного и наплавленного металла.
4.13.2. Контроль за состоянием металла должен проводиться по
планам, утвержденным техническим руководителем электростанции, в сроки
и объемах, предусмотренных нормативными документами.
В нормативных документах должны содержаться положения по входному
контролю и эксплуатационному контролю за состоянием металла в пределах
нормативного <*> и сверхнормативного срока службы.
--------------------------------
<*> Нормативный срок службы (парковый ресурс, назначенный или
расчетный срок службы) определяется нормативными документами.
4.13.3. Контроль металла должна осуществлять лаборатория или
служба металлов энергообъектов, в ведении которых находится
соответствующее оборудование, а также привлеченные организации,
аттестованные на данный вид деятельности в установленном порядке.
Организация работ по подготовке и проведению контроля возлагается на
технического руководителя электростанции.
4.13.4. На электростанции должен быть организован сбор и анализ
информации о результатах контроля и повреждениях металла для
разработки мероприятий по повышению надежности оборудования. При
необходимости должен быть выполнен дополнительный контроль за
состоянием металла сверх предусмотренного нормативными документами.
4.13.5. Технические документы, в которых регистрируются
результаты контроля, должны храниться до списания оборудования.
4.13.6. Входной контроль должен проводиться в целях определения
технического уровня поставляемых узлов и деталей, а также получения
данных для сравнительной оценки состояния основного и наплавленного
металла до начала работы оборудования и при последующем
эксплуатационном контроле, определения уровня их свойств для оценки
соответствия техническим условиям.
4.13.7. Входному контролю подлежит металл вновь вводимых
теплоэнергетических установок, а также вновь устанавливаемых при
ремонте эксплуатируемого оборудования узлов и деталей. Методы и объемы
|