Постановление Правительства Республики Казахстан от 28 ноября 2012 года №1352 в соответствии с подпунктом 8 статьи 4 закон icon

Постановление Правительства Республики Казахстан от 28 ноября 2012 года №1352 в соответствии с подпунктом 8 статьи 4 закон



НазваниеПостановление Правительства Республики Казахстан от 28 ноября 2012 года №1352 в соответствии с подпунктом 8 статьи 4 закон
страница5/17
Дата конвертации11.04.2013
Размер3.13 Mb.
ТипЗакон
источник
1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   17
Паровые и водогрейные котельные установки

      305. При эксплуатации паровых и водогрейных котлов обеспечиваются:
      1) надежность и безопасность работы всего основного и вспомогательного оборудования;
      2) возможность достижения номинальной производительности котлов, параметров и качества пара и воды;
      3) экономичный режим работы, установленный на основе испытаний и заводских инструкций;
      4) регулировочный диапазон нагрузок, определенный для каждого типа котла и вида сжигаемого топлива;
      5) минимально допустимые нагрузки;
      6) допустимые выбросы вредных веществ в атмосферу.
      306. Вновь вводимые в эксплуатацию котлы давлением 100 кгс/см(9,8 МПа) и выше должны после монтажа подвергаться химической очистке совместно с основными трубопроводами и другими элементами водопарового тракта. Котлы давлением ниже 100 кгс/см2 (9,8 МПа) и водогрейные котлы перед вводом в эксплуатацию подвергаются щелочению.
      Непосредственно после химической очистки и щелочения принимаются меры к защите очищенных поверхностей от стояночной коррозии.
      307. Перед пуском котла из ремонта или длительного нахождения в резерве (более 3 суток) проверяются исправность и готовность к включению вспомогательного оборудования КИП, средств дистанционного управления арматурой и механизмами, авторегуляторов, устройств защиты, блокировок и средств оперативной связи. Выявленные неисправности устраняются.
      При неисправности блокировок и устройств защиты, действующих на останов котла, пуск его не допускается.
      308. Пуск котла организуется под руководством начальника смены или старшего машиниста, а после капитального или среднего ремонта – под руководством начальника цеха или его заместителя.
      309. Перед растопкой барабанный котел заполняется деаэрированной питательной водой.
      Прямоточный котел заполняется питательной водой, качество которой должно соответствовать инструкции по эксплуатации в зависимости от схемы обработки питательной воды.
      310. Заполнение неостывшего барабанного котла разрешается при температуре металла верха опорожненного барабана не выше 160 о С.
      Если температура металла верха барабана превышает 140о С, заполнение его водой для гидроопрессовки не допускается.
      311. Заполнение водой прямоточного котла, удаление из него воздуха, а также операции при промывке от загрязнений производится на участке до встроенных в тракт котла задвижек при сепараторном режиме растопки или по всему тракту при прямоточном режиме растопки.
      Растопочный расход воды должен быть равен 30 % от номинальной величины.
      Другое значение растопочного расхода может быть определено лишь инструкцией завода-изготовителя или инструкцией по эксплуатации, скорректированной на основе результатов испытаний.
      312. Расход сетевой воды перед растопкой водогрейного котла устанавливается и поддерживается в дальнейшей работе не ниже минимально допустимого, определяемого заводом-изготовителем для каждого типа котла.
      313. При растопке прямоточных котлов блочных установок давление перед встроенными в тракт котла задвижками поддерживается на уровне 120-130 кгс/см2 (12-13 МПа) для котлов с рабочим 140 кгс/см2 (13,8 МПа) и 240-250 кгс/см2 (24-25 МПа) для котлов на сверхкритическое давление. Изменение этих значений или растопка на скользящем давлении допускается по согласованию с заводом-изготовителем на основе специальных испытаний.
      314. Перед растопкой и после останова котла топка и газоходы, включая рециркуляционные, провентилируются дымососами, дутьевыми вентиляторами и дымососами рециркуляции при открытых шиберах газовоздушного тракта не менее 10 минут с расходом воздуха не менее 25 % номинального.
      Вентиляция котлов, работающих под наддувом, водогрейных котлов при отсутствии дымососов осуществляется дутьевыми вентиляторами и дымососами рециркуляции.
      Перед растопкой котлов из неостывшего состояния при сохранившемся избыточном давлении в пароводяном тракте вентиляция начинается не ранее чем за 15 минут до розжига горелок.
      315. Перед растопкой котла на газе проверяется контрольная опрессовка газопроводов котла воздухом и проведена герметичность закрытия запорной арматуры перед горелками газом в соответствии с действующей инструкцией по эксплуатации газового хозяйства энергетического объекта, работающих на природном газе.
      316. При растопке котлов включаются дымосос и дутьевой вентилятор, а котлов, работа которых рассчитана без дымососов, – дутьевой вентилятор.
      317. С момента начала растопки котла организуется контроль уровня воды в барабане.
      Продувка верхних водоуказательных приборов выполняется:
      1) для котлов давлением 40 кгс/см2 (3,9 МПа) и ниже при избыточном давлении в котле около 1 кгс/см2 (0,1 МПа) и перед включением в главный паропровод;
      2) для котлов давлением более 40 кгс/см2 (3,9 МПа) – при избыточном давлении в котле 3 кгс/см2 (0,3 МПа) и при давлении 15-30 кгс/см2 (1,5-3 МПа).
      Сниженные указатели уровня воды сверяются с водоуказательными приборами в процессе растопки (с учетом поправок).
      318. Растопка котла из различных тепловых состояний выполняется в соответствии с графиками пуска, составленными на основе инструкции завода-изготовителя и результатов испытаний пусковых режимов.
      319. В процессе растопки котла из холодного состояния после капитального и среднего ремонта, но не реже 1 раза в год проверяется по реперам тепловое перемещение экранов, барабанов и коллекторов.
      320. Если до пуска котла на нем проводились работы, связанные с разборкой фланцевых соединений и лючков, то при избыточном давлении 3-5 кгс/см2 (0,3-0,5 МПа) должны быть подтянуты болтовые соединения. Подтяжка болтовых соединений при большем давлении не допускается.
      321. При растопках и остановах котлов необходимо организовать контроль за температурным режимом барабана. Скорость прогрева и охлаждения нижней образующей барабана и перепад температур между верхней и нижней образующими барабана не должны превышать допустимых значений, приведенных в приложении 5 к настоящим Правилам.
      322. Включение котла в общий паропровод производится после дренирования и прогрева соединительного паропровода. Давление пара за котлом при включении должно быть равно давлению в общем паропроводе.
      323. Переход на сжигание твердого топлива (начало подачи в топку пыли) на котлах, работающих на топливах с выходом летучих менее 15 %, разрешается при тепловой нагрузке топки на растопочном топливе не ниже 30 % номинальной. При работе на топливах с выходом летучих более 15 % разрешается подача пыли при меньшей тепловой нагрузке, которая устанавливается местной инструкцией исходя из обеспечения устойчивого воспламенения пыли.
      При пуске котла после кратковременного простоя (до 30 минут) разрешается переход на сжигание твердого топлива с выходом летучих менее 15 % при тепловой нагрузке топки не ниже 15% номинальной.
      324. Режим работы котла должен строго соответствовать режимной карте, составленной на основе испытания оборудования и инструкции по эксплуатации. При реконструкции котла и изменении марки и качества топлива режимная карта скорректируется.
      325. При работе котла соблюдаются тепловые режимы, обеспечивающие поддержание допустимых температур пара в каждой ступени и каждом потоке первичного и промежуточного пароперегревателей.
      326. При работе котла верхний предельный уровень воды в барабане должен быть не выше, а нижний предельный уровень не ниже уровней, устанавливаемых на основе данных завода-изготовителя и испытаний оборудования.
      327. Поверхности нагрева котельных установок с газовой стороны должны содержаться в чистом состоянии путем поддержания оптимальных режимов и применения механизированных систем комплексной очистки (паровые, воздушные или водяные аппараты, устройства импульсной очистки, виброочистки, дробеочистки). Предназначенные для этого устройства, а также средства дистанционного и автоматического управления ими должны быть в постоянной готовности к действию.
      Периодичность очистки поверхностей нагрева регламентируется графиком или производственной инструкцией.
      328. При эксплуатации котлов включаются 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 обеспечивается равномерность распределения воздуха между горелками и исключен переток воздуха (газа) через остановленный вентилятор (дымосос).
      329. На паровых котлах, сжигающих в качестве основного топлива мазут с содержанием серы более 0,5 %, в регулировочном диапазоне нагрузок его сжигание осуществляется 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).
      330. Мазутные форсунки перед установкой на место испытываются 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 обеспечивается запасным комплектом форсунок. Применение нетарированных форсунок не допускается.
      331. Работа мазутных форсунок, в том числе растопочных без организованного подвода к ним воздуха не допускается.
      При эксплуатации форсунок и паромазутопроводов котельной выполняются условия, исключающие попадание мазута в паропровод.
      332. При эксплуатации котлов температура воздуха, о С, поступающего в воздухоподогреватель, должна быть не ниже значений, предусмотренных в приложении 6 к настоящим Правилам.
      Температура предварительного подогрева воздуха при сжигании сернистого мазута должна быть выбрана такой, чтобы температура уходящих газов в регулировочном диапазоне нагрузок котла была не ниже 150о С.
      При сжигании 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 приведенными значениями в приложении 6 настоящих Правил и установлена на основании опыта эксплуатации.
      Растопка котла на сернистом мазуте производится с предварительно включенной системой подогрева воздуха (калориферы, система рециркуляции горячего воздуха). Температура воздуха перед воздухоподогревателем в начальный период растопки на мазутном котле должна быть не ниже 90о С.
      333. Все котлы, сжигающие твердое топливо в пылевидном состоянии с потерями тепла от механической неполноты сгорания, превышающими 0,5 %, оборудуются постоянно действующими установками для отбора проб летучей золы в целях контроля за указанными потерями. Периодичность отбора проб уноса устанавливается производственной инструкцией.
      334. Обмуровка котлов должна быть в исправном состоянии. При температуре окружающего воздуха 25о С температура на поверхности обмуровки должна быть не более 45о С.
      335. Топка и весь газовый тракт котлов должны быть плотными. Присосы воздуха в топку и в газовый тракт до выхода из пароперегревателя для паровых газомазутных котлов паропроизводительностью до 420 т/ч должны быть не более 5 %, для котлов паропроизводительностью выше 420 т/ч – 3 %, для пылеугольных котлов – соответственно 8 и 5 %.
      Присосы воздуха в топку и газовый тракт до выхода из конвективных поверхностей нагрева для водогрейных котлов должны быть не более 5 %.
      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.
      336. Плотность ограждающих поверхностей котла и газоходов контролируется путем осмотра и определения присосов воздуха 1 раз в месяц. Присосы в топку определяются не реже 1 раза в год, а также до и после среднего и капитального ремонта. Неплотности топки и газоходов котла устраняются.
      337. Эксплуатационные испытания котла для составления режимной карты и корректировки инструкции по эксплуатации проводится 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 оборудуются необходимыми приспособлениями для проведения эксплуатационных испытаний.
      338. При выводе котла в резерв или ремонт принимаются меры для консервации поверхностей нагрева котла и калориферов по консервации теплоэнергетического оборудования.
      339. Внутренние отложения из поверхностей нагрева котлов удаляются при водных отмывках во время растопок и остановов или при химических очистках.
      Периодичность химических очисток определяется соответствующими инструкциями по результатам количественного анализа внутренних отложений.
      340. Подпитывать остановленный котел с дренированием воды в целях ускорения охлаждения барабана не допускается.
      341. 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 оС. Из остановленного прямоточного котла разрешается спускать воду при давлении выше атмосферного, верхний предел этого давления устанавливается производственной инструкцией в зависимости от системы дренажей и расширителей.
      При останове котлов блочных электростанций производится обеспаривание промежуточного пароперегревателя в конденсатор турбины.
      342. При останове котла в резерв после вентиляции топки и газоходов не более 15 минут тягодутьевые машины останавливаются; все отключающие шиберы на газовоздуховодах, лазы и лючки, а также направляющие аппараты тягодутьевых  машин плотно закрываются.
      343. В зимний период на котле, находящемся в резерве или ремонте, устанавливается наблюдение за температурой воздуха.
      При температуре воздуха в котельной (или наружной – при открытой компоновке) ниже 0 оС, принимаются 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 организуется подогрев воды в котлах или циркуляция ее через экранную систему.
      344. Режим расхолаживания котлов после останова при выводе их в ремонт определяется 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.
      345. Надзор дежурного персонала за остановленным котлом организуется до полного снижения в нем давления и снятия напряжения с электродвигателей; контроль температуры газа и воздуха в районе воздухоподогревателя и уходящих газов может быть прекращен не ранее чем через 24 часа после останова.
      346. 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.
      347. При разрыве мазутопровода или газопровода в пределах котельной или сильных утечках мазута (газа) принимаются все меры для прекращения истечения топлива через поврежденные участки вплоть до отключения мазутонасосной и закрытия запорной арматуры на ГРП, а также для предупреждения пожара или взрыва.
      348. Котел немедленно останавливается и отключается:
      1) при недопустимом повышении или понижении уровня воды в барабане или выходе из строя всех приборов контроля уровня воды в барабане;
      2) при быстром снижении уровня воды в барабане, несмотря на усиленное питание котла;
      3) при выходе из строя всех расходомеров питательной воды прямоточного парового и водогрейного котлов (если при этом возникают нарушения режима, требующие подрегулировки питания) или прекращении питания любого из потоков прямоточного котла более чем на 30 секунд;
      4) при прекращении действия всех питательных устройств (насосов);
      5) при недопустимом повышении давления в пароводяном тракте;
      6) при прекращении действия более 50 % предохранительных клапанов или других заменяющих их предохранительных устройств;
      7) при недопустимом повышении или понижении давления в тракте прямоточного котла до встроенных задвижек; недопустимом понижении давления в тракте водогрейного котла более чем на 10 секунд;
      8) при разрыве труб пароводяного тракта или обнаружении трещин, вспучин в основных элементах котла (барабане, коллектоpax, выносных циклонах, паро- и водоперепускных, а также водоспускных трубах), в паропроводах, питательных трубопроводах и пароводяной арматуре;
      9) при погасании факела в топке;
      10) при недопустимом понижении давления газа или мазута за регулирующим клапаном (при работе котла на одном из этих видов топлива);
      11) при одновременном понижении давления газа и мазута (при совместном их сжигании) за регулирующими клапанами ниже пределов, установленных производственной инструкцией;
      12) при отключении всех дымососов (для котлов с уравновешенной тягой) или дутьевых вентиляторов либо всех регенеративных воздухоподогревателей;
      13) при взрыве в топке, взрыве или загорании горючих отложений в газоходах и золоулавливающей установке, разогреве докрасна несущих балок каркаса или колонн котла, при обвале обмуровки, а также других повреждениях, угрожающих персоналу или оборудованию;
      14) при прекращении расхода пара через промежуточный пароперегреватель;
      15) при снижении расхода воды через водогрейный котел ниже минимально допустимого более чем на 10 секунд;
      16) при повышении температуры воды на выходе из водогрейного котла выше допустимой;
      17) при пожаре, угрожающего персоналу, оборудованию или цепям дистанционного управления отключающей арматуры, входящей в схему защиты котла;
      18) при исчезновении напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления или на всех контрольно-измерительных приборах;
      19) при разрыве мазутопровода или газопровода в пределах котла.
      349. Котел останавливается по распоряжению технического руководителя электростанции:
      1) при обнаружении свищей в трубах поверхностей нагрева, паро- и водоперепускных, а также водоспускных трубах котлов, паропроводах, коллекторах, в питательных трубопроводах, а также течи и парении в арматуре, фланцевых и вальцовочных соединениях;
      2) при недопустимом превышении температуры металла поверхностей нагрева, если понизить температуру изменением режима работы котла не удается;
      3) при выходе из строя всех дистанционных указателей уровня воды в барабане котла;
      4) при резком ухудшении качества питательной воды по сравнению с установленными нормами;
      5) при прекращении работы золоулавливающих установок на пылеугольном котле;
      6) при неисправности отдельных защит или устройств дистанционного и автоматического управления и контрольно-измерительных приборов.

^ Паротурбинные установки

      350. При эксплуатации паротурбинных установок обеспечиваются:
      1) надежность работы основного и вспомогательного оборудования;
      2) готовность принятия номинальных электрической и тепловой нагрузок и их изменения до технического минимума;
      3) нормативные показатели экономичности основного и вспомогательного оборудования.
      351. Система автоматического регулирования турбины удовлетворяет следующим требованиям:
      1) устойчиво выдерживать заданные электрическую и тепловую нагрузки и обеспечивать возможность их плавного изменения;
      2) 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;
      3) 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.
      352. Параметры работы системы регулирования паровых турбин должны соответствовать техническим условиям на поставку турбин.
      Для всего парка эксплуатируемых турбин, выпущенных ранее 1 января 1991 года, а также турбин иностранных фирм значения этих параметров должны соответствовать значениям, указанным приложении 7 к настоящим Правилам.
      Степень неравномерности регулирования давления пара в регулируемых отборах и противодавления удовлетворяет требованиям потребителя, согласованным с заводом-изготовителем турбин, и не допускать срабатывания предохранительных клапанов (устройств).
      353. Все проверки и испытания системы регулирования и защиты турбины от повышения частоты вращения выполняются в соответствии с требованиями инструкций заводов-изготовителей турбин.
      354. Автомат безопасности отрабатывает при повышении частоты вращения ротора турбины на 10-12 % выше номинальной или до значения, указанного заводом-изготовителем.
      При срабатывании автомата безопасности закрываются:
      1) стопорные, регулирующие (стопорно-регулирующие) клапаны свежего пара и пара промперегрева;
      2) стопорные (отсечные), регулирующие и обратные клапаны, а также регулирующие диафрагмы и заслонки отборов пара;
      3) отсечные клапаны на паропроводах связи со сторонними источниками пара.
      355. Система защиты турбины от повышения частоты вращения (включая все ее элементы), если нет специальных указаний завода-изготовителя, испытывается увеличением частоты вращения в следующих случаях:
      1) после монтажа турбины;
      2) после капитального ремонта турбины;
      3) перед испытанием системы регулирования сбросом нагрузки с отключением генератора от сети;
      4) после разборки автомата безопасности;
      5) после длительного (более 30 суток) простоя турбины;
      6) после разборки системы регулирования или отдельных ее узлов;
      7) при плановых проверках (не реже 1 раза в 4 месяца).
      В случаях, предусмотренных подпунктами 6) и 7) настоящего пункта, допускается испытание защиты без увеличения частоты вращения, но с обязательной проверкой действия всей ее цепи.
      Испытания защиты турбины увеличением частоты вращения производятся под руководством начальника цеха или его заместителя.
      356. Стопорные и регулирующие клапаны свежего пара и пара после промперегрева должны быть плотными.
      Плотность стопорных и регулирующих клапанов свежего пара, а также пара промперегрева проверяется раздельным испытанием каждой группы.
      Критерием плотности служит частота вращения ротора турбины, которая устанавливается после полного закрытия проверяемых клапанов при полном (номинальном) или частичном давлении пара перед этими клапанами. Допускаемое значение частоты вращения определяется инструкцией завода-изготовителя.
      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 проводится 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) проводится внеочередная проверка их плотности.
      357. 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:
      1) на полный ход – перед пуском турбины и в случаях, предусмотренных производственной инструкцией или инструкцией завода-изготовителя;
      2) на часть хода – ежесуточно во время работы турбины.
      При рассаживании клапанов на полный ход, контролируются плавность их хода и посадка.
      358. Плотность обратных клапанов регулируемых отборов и срабатывание предохранительных клапанов этих отборов проверяется не реже 1 раза в год и перед испытанием турбины на сброс нагрузки.
      Обратные клапаны регулируемых отопительных отборов пара, не имеющих связи с отборами других турбин, редукционно-охладительными установками (далее – РОУ) и другими источниками пара, проверке на плотность можно не подвергать, если нет специальных указаний завода-изготовителя.
      Посадка обратных клапанов всех отборов проверяется 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 месяца.
      При неисправности обратного клапана работа турбины с соответствующим отбором пара не допускается.
      359. Проверка времени закрытия стопорных (защитных, отсечных) клапанов, а также снятие характеристик системы регулирования на остановленной турбине и при ее работе на холостом ходу для проверки их соответствия требованиям пункта 352 настоящих Правил и данным завода-изготовителя выполняются:
      1) после монтажа турбины;
      2) 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, выполняется:
      1) после монтажа турбины;
      2) после капитального ремонта турбины или ремонта основных узлов системы регулирования или парораспределения.
      360. Испытания системы регулирования турбины мгновенным сбросом нагрузки, соответствующей максимальному расходу пара, выполняются:
      1) при приемке турбин в эксплуатацию после монтажа;
      2) после реконструкции, изменяющей динамическую характеристику турбоагрегата или статическую и динамическую характеристики системы регулирования.
      Испытания системы регулирования серийных турбин, оснащенных электрогидравлическими преобразователями (далее – ЭГП), могут быть произведены путем парового сброса нагрузки (мгновенным закрытием только регулирующих клапанов) без отключения генератора от сети.
      На головных образцах турбин и на первых образцах турбин, подвергшихся реконструкции (с изменением динамической характеристики агрегата или характеристик регулирования), и на всех турбинах, не оснащенных ЭГП, испытания проводятся со сбросом электрической нагрузки путем отключения генератора от сети.
      361. При выявлении отклонений фактических характеристик регулирования и защиты от нормативных значений, увеличении времени закрытия клапанов сверх указанного заводом-изготовителем или в местной инструкции или ухудшения их плотности определяются и устраняются причины этих отклонений.
      362. 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 %.
      363. При эксплуатации систем маслоснабжения турбоустановки обеспечиваются:
      1) надежность работы агрегатов на всех режимах;
      2) пожаробезопасность;
      3) поддержание нормативного качества масла и температурного режима;
      4) предотвращение протечек масла и попадания его в охлаждающую систему и окружающую среду.
      364. Резервные и аварийные масляные насосы и устройства их автоматического включения проверяются в работе 2 раза в месяц при работе турбоагрегата, а также перед каждым его пуском и остановом.
      Для турбин, у которых рабочий маслонасос системы смазки имеет индивидуальный электропривод; проверка автоматического включения резерва (далее – АВР) перед остановом не проводится.
      365. У турбин, оснащенных системами предотвращения развития горения масла на турбоагрегате, электрическая схема системы проверяется перед пуском турбины из холодного состояния.
      366. Запорная арматура, устанавливаемая на линиях системы смазки, регулирования и уплотнений генератора, ошибочное переключение которой может привести к останову или повреждению оборудования, опломбируется в рабочем положении.
      367. При эксплуатации конденсационной установки обеспечивается экономичная и надежная работа турбины во всех режимах эксплуатации с соблюдением нормативных температурных напоров в конденсаторе и норм качества конденсата.
      368. При эксплуатации конденсационной установки проводятся:
      1) профилактические мероприятия по предотвращению загрязнений конденсатора (обработка охлаждающей воды химическими и физическими методами, применение шарикоочистных установок);
      2) 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;
      3) контроль чистоты поверхности охлаждения и трубных досок конденсатора; контроль расхода охлаждающей воды (непосредственным измерением расхода или по тепловому балансу конденсаторов), оптимизация расхода охлаждающей воды в соответствии с ее температурой и паровой нагрузкой конденсатора;
      4) проверка плотности вакуумной системы и ее уплотнение;
      5) присосы воздуха (кг/ч) в диапазоне изменения паровой нагрузки конденсатора 40-100 % должны быть не выше значений, определяемых по формуле:

Gв = 8 + 0,065 N,

      где N – номинальная электрическая мощность турбоустановки на конденсационном режиме, МВт;
      6) проверка водяной плотности конденсатора путем систематического контроля солесодержания конденсата;
      7) проверка содержания кислорода в конденсате после конденсатных насосов.
      Методы контроля работы конденсационной установки, его периодичность определяются соответствующей инструкцией в зависимости от конкретных условий эксплуатации.
      369. При эксплуатации оборудования системы регенерации обеспечиваются:
      1) нормативные значения температуры питательной воды (конденсата) за каждым подогревателем и конечный ее подогрев;
      2) надежность теплообменных аппаратов.
      Нагрев питательной воды (конденсата), температурные напоры, переохлаждение конденсата греющего пара в подогревателях системы регенерации проверяются до и после капитального ремонта турбоустановки, после ремонта подогревателей и периодически по графику (не реже 1 раза в месяц).
      370. Эксплуатация подогревателя высокого давления (далее – ПВД) не допускается при:
      1) отсутствии или неисправности элементов его защиты;
      2) неисправности клапана регулятора уровня.
      Эксплуатация группы ПВД, объединенных аварийным обводом, не допускается при:
      1) отсутствии или неисправности элементов защиты хотя бы на одном ПВД;
      2) неисправности клапана регулятора уровня любого ПВД;
      3) отключении по пару любого ПВД.
      ПВД или группа ПВД немедленно отключаются при неисправности защиты или клапана регулятора уровня (далее – КРУ).
      При неисправном состоянии каких-либо других, кроме КРУ, элементов системы автоматического регулирования и невозможности быстрого устранения дефекта на работающем оборудовании подогреватель (или группа ПВД) выводится из работы в срок, определяемый техническим руководителем энергообъекта.
      371. 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 проводится по графику, но не реже 1 раза в месяц.
      372. Перед пуском турбины из среднего или капитального ремонта или холодного состояния проверяется исправность и готовность к включению основного и вспомогательного оборудования, блокировок, средств технологической защиты, дистанционного и автоматического управления, контрольно-измерительных приборов, средств информации и оперативной связи. Выявленные при этом неисправности устраняются.
      При пусках агрегата из других тепловых состояний средства защиты и блокировки проверяются в соответствии с производственными инструкциями.
      Пуском турбины руководит начальник смены цеха или старший машинист, а после ее капитального или среднего ремонта – начальник цеха или его заместитель.
      373. Пуск турбины не допускается:
      1) при отклонении показателей теплового и механического состояний турбины от допустимых значений;
      2) при неисправности хотя бы одной из защит, действующих на останов турбины;
      3) при наличии дефектов системы регулирования и парораспределения, которые могут привести к разгону турбины;
      4) при неисправности одного из масляных насосов смазки, регулирования, уплотнений генератора и устройств их АВР;
      5) при отклонении качества масла от норм на эксплуатационные масла или понижении температуры масла, ниже установленного заводом-изготовителем предела;
      6) при отклонении качества свежего пара по химическому составу от норм.
      374. 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 производственной инструкцией.
      Сброс в конденсатор рабочей среды из котла или паропроводов и подача пара в турбину для ее пуска осуществляется при давлениях пара в коденсаторе, указанных в инструкциях или других документах заводов-изготовителей турбин, но не выше 0,6 кгс/см2 (60 кПА).
      375. При эксплуатации турбоагрегатов средние квадратические значения виброскорости подшипниковых опор должны быть не выше 4,5 мм-с–1 .
      При превышении нормативного значения вибрации принимаются меры к ее снижению в срок не более 30 суток.
      При вибрации свыше 7,1 мм-с–1  эксплуатировать турбоагрегаты более 7 суток не допускается, а при вибрации 11,2 мм-с–1 турбина отключается действием защиты или вручную.
      Турбина немедленно останавливается, если при установившемся режиме происходит одновременное, внезапное изменение вибрации оборотной частоты двух опор одного ротора, или смежных опор, или двух компонентов вибрации одной опоры на 1 мм-с–1 и более от любого начального уровня.
      Турбина разгружается и останавливается, если в течение 1–3 суток произойдет плавное возрастание любого компонента вибрации одной из опор подшипников на 2 мм-с–1 .
      Эксплуатация турбоагрегата при низкочастотной вибрации недопустима. При появлении низкочастотной вибрации, превышающей 1 мм-с–1, принимаются 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; изменение вибрации на 1-2 мм-с–1 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.
      До установки стационарной аппаратуры непрерывного контроля вибрации турбогенераторов мощностью менее 50 МВт допускается использовать переносные приборы. Периодичность контроля устанавливается производственной инструкцией в зависимости от вибрационного состояния турбоагрегата, но не реже 1 раза в месяц.
      376. Для контроля за состоянием проточной части турбины и заносом ее солями не реже 1 раза в месяц проверяются 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 проводится промывка или очистка проточной части турбины. Способ промывки или очистки выбирается исходя из состава и характера отложений и реальных условий.
      377. В процессе эксплуатации экономичность турбоустановки постоянно контролируются путем систематического анализа показателей, характеризующих работу оборудования.
      Для выявления причин снижения экономичности турбоустановки, оценки эффективности ремонта проводятся эксплуатационные (экспресс) испытания оборудования.
      При отклонении показателей работы турбинного оборудования от нормативных, устраняются дефекты оборудования и недостатки эксплуатации.
      Головные образцы турбин и турбины, на которых выполнена реконструкция или проведена модернизация, подвергаются балансовым испытаниям.
      378. Турбина немедленно отключается персоналом путем воздействия на выключатель (кнопку аварийного отключения) при отсутствии или отказе в работе соответствующих защит:
      1) при повышении частоты вращения ротора сверх установки срабатывания автомата безопасности;
      2) при недопустимом осевом сдвиге ротора;
      3) при недопустимом изменении положения роторов относительно цилиндров;
      4) при недопустимом понижении давления масла (огнестойкой жидкости) в системе смазки;
      5) при недопустимом снижении уровня масла в масляном баке;
      6) при недопустимом повышении температуры масла на сливе из любого подшипника, подшипников уплотнений вала генератора, любой колодки упорного подшипника турбоагрегата;
      7) при воспламенении масла на турбоагрегате;
      8) при недопустимом понижении перепада давлений «масло-водород» в системе уплотнений вала турбогенератора;
      9) при недопустимом снижении уровня масла в демпферном баке системы маслоснабжения уплотнений вала турбогенератора;
      10) при отключении всех масляных насосов системы водородного охлаждения турбогенератора (для безинжекторных схем маслоснабжения уплотнений);
      11) при отключении турбогенератора из-за внутреннего повреждения;
      12) при недопустимом повышении давления в конденсаторе;
      13) при недопустимом перепаде давлений на последней ступени у турбин с противодавлением;
      14) при внезапном повышении вибрации турбоагрегата;
      15) при появлении металлических звуков и необычных шумов внутри турбины или турбогенератора;
      16) при появлении искр или дыма из подшипников и концевых уплотнений турбины или турбогенератора;
      17) при недопустимом понижении температуры свежего пара или пара после промперегрева;
      18) при появлении гидравлических ударов в паропроводах свежего пара, промперегрева или в турбине;
      19) при обнаружении разрыва или сквозной трещины на неотключаемых участках маслопроводов и трубопроводов пароводяного тракта, узлах парораспределения;
      20) при прекращении протока охлаждающей воды через статор турбогенератора;
      21) при недопустимом снижении расхода охлаждающей воды на газоохладители;
      22) при исчезновении напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления или на всех контрольно-измерительных приборах.
      Необходимость срыва вакуума при отключении турбины определяется производственной инструкцией в соответствии с указаниями завода-изготовителя.
      В производственной инструкции указываются четкие указания о недопустимых отклонениях значений контролируемых величин по агрегату.
      379. Турбина разгружается и останавливается в период, определяемый техническим руководителем электростанции:
      1) при заедании стопорных клапанов свежего пара или пара после промперегрева;
      2) при заедании регулирующих клапанов или обрыве их штоков; заедании поворотных диафрагм или обратных клапанов отборов;
      3) при неисправностях в системе регулирования;
      4) при нарушении нормальной работы вспомогательного оборудования, схемы и коммуникаций установки, если устранение причин нарушения невозможно без останова турбины;
      5) при увеличении вибрации опор выше 7,1 мм-с–1;
      6) при выявлении неисправности технологических защит, действующих на останов оборудования;
      7) при обнаружении течи масла из подшипников, трубопроводов и арматуры, создающих опасность возникновения пожара;
      8) при обнаружении свищей на неотключаемых для ремонта участках трубопроводов пароводяного тракта;
      9) при отклонении качества свежего пара по химическому составу от норм;
      10) при обнаружении недопустимой концентрации водорода в картерах подшипников, токопроводах, маслобаке, а также превышающей норму утечки водорода из корпуса турбогенератора.
      380. Для каждой турбины определяется длительность выбега ротора при останове с нормальным давлением отработавшего пара и при останове со срывом вакуума. При изменении этой длительности выявляются и устраняются причины отклонения. Длительность выбега контролируются при всех остановах турбоагрегата.
      381. При выводе турбины в резерв на срок 7 суток и более принимаются меры к консервации оборудования турбоустановки.
      Метод консервации выбирается исходя из реальных условий руководителем электростанции.
      382. Эксплуатация турбин со схемами и в режимах, не предусмотренных техническими условиями на поставку, допускается с разрешения завода-изготовителя.
      383. Проведение реконструкции и модернизации турбинного оборудования на электростанциях согласуется с заводом-изготовителем.
      При проведении реконструкции и модернизации турбинного оборудования на электростанциях предусматриваются максимальная степень автоматизации управления и высокие показатели ремонтопригодности.

1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   17



Похожие:

Постановление Правительства Республики Казахстан от 28 ноября 2012 года №1352 в соответствии с подпунктом 8 статьи 4 закон iconПостановление Правительства Республики Казахстан от 28 ноября 2012 года №1352 в соответствии с подпунктом 8 статьи 4 закон
В соответствии с подпунктом 8 статьи 4 Закона Республики Казахстан от 9 июля 2004 года «Об электроэнергетике» Правительство Республики...
Постановление Правительства Республики Казахстан от 28 ноября 2012 года №1352 в соответствии с подпунктом 8 статьи 4 закон iconПостановление Правительства Республики Казахстан от 29 ноября 2012 года №1509 в соответствии с подпунктом 14 статьи 4 закон
В соответствии с подпунктом 14 статьи 4 Закона Республики Казахстан от 9 июля 2004 года «Об электроэнергетике» Правительство Республики...
Постановление Правительства Республики Казахстан от 28 ноября 2012 года №1352 в соответствии с подпунктом 8 статьи 4 закон iconПостановление Правительства Республики Казахстан от 2 ноября 2007 года n 1032 в соответствии с подпунктом 5 статьи 17 закон
В соответствии с подпунктом 5 статьи 17 Закона Республики Казахстан от 2 июля 1992 года "Об охране и использовании объектов историко-культурного...
Постановление Правительства Республики Казахстан от 28 ноября 2012 года №1352 в соответствии с подпунктом 8 статьи 4 закон iconПостановление Правительства Республики Казахстан от 6 ноября 2007 года n 1044 в соответствии с подпунктом 4 статьи 17 закон
В соответствии с подпунктом 4 статьи 17 Закона Республики Казахстан от 2 июля 1992 года "Об охране и использовании объектов историко-культурного...
Постановление Правительства Республики Казахстан от 28 ноября 2012 года №1352 в соответствии с подпунктом 8 статьи 4 закон iconПостановление Правительства Республики Казахстан от 21 декабря 2012 года №1655 в соответствии с пунктом 5 статьи 1, пунктами 2, 7 статьи 15-3 закон
Закона Республики Казахстан от 27 ноября 2000 года «Об административных процедурах» и подпунктом 5 статьи 6, статьей 10 Закона Республики...
Постановление Правительства Республики Казахстан от 28 ноября 2012 года №1352 в соответствии с подпунктом 8 статьи 4 закон iconПостановление Правительства Республики Казахстан от 15 июля 2011 года №807 Об утверждении формы, Правил и сроков представления деклараций по обороту биотоплива в соответствии с подпунктом 5 статьи 5 закон
В соответствии с подпунктом 5 статьи 5 Закона Республики Казахстан от 15 ноября 2010 года «О государственном регулировании производства...
Постановление Правительства Республики Казахстан от 28 ноября 2012 года №1352 в соответствии с подпунктом 8 статьи 4 закон iconПостановление Правительства Республики Казахстан от 25 мая 2012 года №678 в соответствии с подпунктом 15-3 статьи 5 закон
В соответствии с подпунктом 15-3 статьи 5 Закона Республики Казахстан от 8 июля 2005 года «О государственном регулировании развития...
Постановление Правительства Республики Казахстан от 28 ноября 2012 года №1352 в соответствии с подпунктом 8 статьи 4 закон iconПостановление Правительства Республики Казахстан от 1 февраля 2012 года №185 в соответствии с подпунктом 13 статьи 5 закон
В соответствии с подпунктом 13 статьи 5 Закона Республики Казахстан от 19 января 2001 года «О зерне» Правительство Республики Казахстан...
Постановление Правительства Республики Казахстан от 28 ноября 2012 года №1352 в соответствии с подпунктом 8 статьи 4 закон iconПостановление Правительства Республики Казахстан от 3 февраля 2012 года №197 Об утверждении форм, Правил представления и составления деклараций по обороту нефтепродуктов в соответствии с подпунктом 9 статьи 6 закон
В соответствии с подпунктом 9 статьи 6 Закона Республики Казахстан от 20 июля 2011 года «О государственном регулировании производства...
Постановление Правительства Республики Казахстан от 28 ноября 2012 года №1352 в соответствии с подпунктом 8 статьи 4 закон iconПостановление Правительства Республики Казахстан от 26 декабря 2011 года №1597 в соответствии с подпунктом 24-4 статьи 8 закон
В соответствии с подпунктом 24-4 статьи 8 Закона Республики Казахстан от 9 июля 2004 года "Об охране, воспроизводстве и использовании...
Разместите кнопку на своём сайте:
Документы


База данных защищена авторским правом ©kzgov.docdat.com 2000-2014
При копировании материала обязательно указание активной ссылки открытой для индексации.
обратиться к администрации
Документы