Приказ министерство энергетики РФ 19 июня 2003 г
| Вид материала | Документы |
- Приказ от 19 июня 2003 г. N 231 об утверждении инструкции по контролю и обеспечению, 323.71kb.
- Приказ Минэнерго РФ от 19 июня 2003 г. №229 Зарегистрировано в Минюсте РФ 20 июня 2003, 4069.66kb.
- Приказ Минэнерго РФ от 19 июня 2003 г. №229 Зарегистрировано в Минюсте РФ 20 июня 2003, 4042.71kb.
- Госстроя РФ от 30 июня 2003 г. N 132 в настоящие сниП внесены изменения, вступающие, 3495.04kb.
- Приказ от 19 июня 2003 года №231 Зарегистрировано в Министерстве юстиции Российской, 810.92kb.
- Министерство Энергетики России. Сдоклад, 56.14kb.
- Приказ министерство транспорта РФ 13 июня 2000, 207.64kb.
- Приказ от 19 июня 2003 г. N 229 об утверждении правил технической эксплуатации электрических, 4023.53kb.
- Приказ от 27 декабря 2000 г. №163 межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности), 2486.98kb.
- Приказ Председателя Налогового комитета Министерства финансов Республики Казахстан, 385.01kb.
должны быть составлены паспорта установленной формы.
4.1.30. Мазут из сливных лотков после окончания слива цистерн
должен быть спущен полностью, и лотки в местах, где отсутствуют
перекрытия, закрыты крышками (решетками). Лотки, гидрозатворы, шандоры
и фильтры, установленные перед приемными емкостями, должны очищаться
по мере необходимости.
4.1.31. На мазутном хозяйстве должны быть следующие параметры
пара: давление 8 - 13 кгс/см2 (0,8 - 1,3 МПа), температура 200 - 250
град. С.
4.1.32. При сливе мазута "открытым паром" общий расход пара из
разогревающих устройств на цистерну вместимостью 50 - 60 м3 должен
быть не более 900 кг/ч.
4.1.33. На мазутосливе (в цистернах, лотках и приемных емкостях)
мазут должен подогреваться до температуры, обеспечивающей нормальную
работу перекачивающих насосов.
Температура мазута в приемных емкостях и резервуарах не должна
быть выше 90 град. С.
4.1.34. Тепловая изоляция оборудования (резервуаров,
трубопроводов и др.) должна быть в исправности.
4.1.35. Железобетонные и металлические резервуары должны
подвергаться наружному и внутреннему обследованию для выявления
коррозионного износа и нарушения герметичности резервуаров не реже 1
раза в 5 лет. При необходимости они должны очищаться от донных
отложений.
4.1.36. На все приемные емкости и резервуары для хранения жидкого
топлива должны быть составлены градуировочные таблицы, которые
утверждаются техническим руководителем энергообъекта.
4.1.37. По утвержденному графику должны проводиться: наружный
осмотр мазутопроводов и арматуры - не реже 1 раза в год, а в пределах
котельного отделения - 1 раз в квартал и выборочная ревизия арматуры -
не реже 1 раза в 4 года.
4.1.38. Вязкость мазута, подаваемого в котельную, не должна
превышать: для механических и паромеханических форсунок - 2,5 град. ВУ
(16 мм2/с), для паровых и ротационных форсунок - 6 град. ВУ (44
мм2/с).
4.1.39. Фильтры топлива должны очищаться (паровой продувкой,
вручную или химическим способом) при повышении их сопротивления на 50%
по сравнению с начальным (в чистом состоянии) при расчетной нагрузке.
Обжиг фильтрующей сетки при очистке не допускается.
Мазутоподогреватели должны очищаться при снижении их тепловой
мощности на 30% номинальной.
4.1.40. Резервные насосы, подогреватели и фильтры должны быть
исправными и в постоянной готовности к пуску.
Проверка включения и плановый переход с работающего насоса на
резервный должны производиться по графику, но не реже 1 раза в месяц.
Проверка срабатывания устройств АВР должна производиться не реже 1
раза в квартал по программе и графику, утвержденным техническим
руководителем.
4.1.41. При выводе в ремонт топливопроводов или оборудования они
должны быть надежно отключены от работающего оборудования,
сдренированы и при необходимости производства внутренних работ
пропарены.
На отключенных участках топливопроводов паровые или другие
спутники должны быть отключены.
4.1.42. Перед включением резервуара с мазутом в работу после
длительного хранения в нем топлива из придонного слоя (до 0,5 м)
должна быть отобрана проба мазута для анализа на влажность и приняты
меры, предотвращающие попадание отстоявшейся воды и мазута большой
обводненности в котельную.
4.1.43. По утвержденному графику, но не реже 1 раза в неделю,
должно проверяться действие сигнализации предельного повышения и
понижения температуры и понижения давления топлива, подаваемого в
котельную на сжигание, правильность показаний выведенных на щит
управления дистанционных уровнемеров и приборов для измерения
температуры топлива в резервуарах и приемных емкостях.
4.1.44. Прием, хранение и подготовка к сжиганию других видов
жидкого топлива должны осуществляться в установленном порядке.
Особенности приема, хранения и подготовки к
сжиганию жидкого топлива газотурбинных установок
4.1.45. При сливе, хранении и подаче на сжигание жидкого топлива
не должно быть допущено его обводнения. При необходимости пропарки
цистерн после слива обводненные продукты пропарки должны быть поданы в
специальные емкости мазутосклада.
4.1.46. Слив топлива должен быть организован закрытым способом.
Сливные устройства, их антикоррозионные покрытия, паровые спутники,
арматура и т.д. должны быть в исправном состоянии, чтобы не допускать
загрязнения топлива и его застывания.
Минимальная и максимальная температура жидкого топлива в
резервуарах должна быть указана в местных инструкциях.
4.1.47. Топливо из резервуаров для подачи в ГТУ должно отбираться
плавающим заборным устройством с верхних слоев.
4.1.48. Пробы топлива из придонных слоев резервуаров должны
отбираться при инвентаризации и перед включением резервуара в работу.
При обнаружении обводненности в придонном слое более 0,5% должны быть
приняты меры к предотвращению попадания обводненного топлива на
сжигание. При высоте обводненного слоя выше уровня "мертвого" остатка
увлажненный слой должен быть сдренирован в специальные емкости
мазутосклада.
4.1.49. Внутренний осмотр резервуаров с циркуляционным способом
разогрева должен производиться не реже 1 раза в 5 лет, резервуаров с
паровым обогревом - ежегодно с обязательными гидравлическими
испытаниями плотности внутрирезервуарных подогревателей и устранением
повреждений антикоррозионного покрытия. Резервуары по мере
необходимости должны очищаться от донных отложений.
4.1.50. После монтажа или ремонта трубопроводы жидкого топлива
должны продуваться паром или сжатым воздухом и подвергаться химической
промывке и пассивации с последующей промывкой газотурбинным топливом в
количестве, соответствующем трехкратной вместимости системы.
4.1.51. Вязкость подаваемого на ГТУ топлива должна быть не более:
при применении механических форсунок - 2 град. ВУ (12 мм2/с), при
использовании воздушных (паровых) форсунок - 3 град. ВУ (20 мм2/с).
4.1.52. Жидкое топливо должно быть очищено от механических
примесей в соответствии с требованиями заводов - изготовителей ГТУ.
В местных инструкциях должно быть указано допустимое значение
перепада давления на входе в фильтры и выходе из них, при котором они
должны выводиться на очистку.
4.1.53. Периодичность контроля качества топлива и присадки при
хранении и подаче топлива на сжигание, места отбора проб и
определяемые показатели качества должны быть установлены местной
инструкцией.
4.1.54. При сжигании в ГТУ жидких топлив, содержащих
коррозионно-агрессивные элементы (ванадий, щелочные металлы и др.) в
количестве, большем, чем допускается действующими государственными
стандартами и техническими условиями, топливо должно быть обработано
на электростанции в соответствии с местными инструкциями (промывка от
солей натрия и калия или добавление антикоррозионной присадки).
Газообразное топливо
4.1.55. При эксплуатации газового хозяйства должны быть
обеспечены:
бесперебойная подача к топочным горелкам газа требуемого
давления, очищенного от посторонних примесей и конденсата, в
количестве, соответствующем нагрузке котлов;
контроль количества и качества поступающего газа;
безопасная работа оборудования, а также безопасное проведение его
технического обслуживания и ремонта;
своевременное и качественное техническое обслуживание и ремонт
оборудования;
надзор за техническим состоянием оборудования и его безопасной
эксплуатацией.
4.1.56. Эксплуатация газового хозяйства энергообъектов должна
быть организована в соответствии с положениями действующих правил.
4.1.57. На каждый газопровод и оборудование ГРП должны быть
составлены паспорта, содержащие основные данные, характеризующие
газопровод, помещение ГРП, оборудование и КИП, а также сведения о
выполняемом ремонте.
4.1.58. На энергообъекте должны быть составлены и утверждены
техническим руководителем перечень газоопасных работ и инструкция,
определяющая порядок подготовки и безопасность их проведения
применительно к конкретным производственным условиям. Газоопасные
работы должны выполняться по наряду. Лица, имеющие право выдачи
нарядов на газоопасные работы, должны быть назначены приказом по
энергообъекту. Перечень газоопасных работ должен не реже 1 раза в год
пересматриваться и переутверждаться.
Особо опасные работы (ввод в эксплуатацию, пуск газа,
присоединение газопроводов, ремонт газопроводов и оборудования "под
газом", работы в ГРП с применением сварки и газовой резки) должны
производиться по наряду и специальному плану, утвержденному
техническим руководителем энергообъекта.
В плане работ должны быть указаны строгая последовательность
проведения работ, расстановка людей, потребность в механизмах и
приспособлениях; мероприятия, обеспечивающие максимальную безопасность
данных работ.
4.1.59. Не допускаются колебания давления газа на выходе из ГРП,
превышающие 10% рабочего. Неисправности регуляторов, вызывающие
повышение или понижение рабочего давления, неполадки в работе
предохранительных клапанов, а также утечки газа, должны устраняться в
аварийном порядке.
4.1.60. Подача газа в котельную по обводному газопроводу
(байпасу), не имеющему автоматического регулирующего клапана, не
допускается.
4.1.61. Проверка срабатывания устройств защиты, блокировок и
сигнализации должна производиться в сроки, предусмотренные
действующими нормативными документами, но не реже 1 раза в 6 месяцев.
4.1.62. Газопроводы при заполнении газом должны быть продуты до
вытеснения всего воздуха. Окончание продувки должно определяться
анализом отбираемых проб, при этом содержание кислорода в газе не
должно превышать 1%, или сгоранием газа, которое должно происходить
спокойно, без хлопков.
Выпуск газовоздушной смеси при продувках газопроводов должен
осуществляться в места, где исключена возможность попадания ее в
здания, а также воспламенения от какого-либо источника огня.
Газопроводы при освобождении от газа должны продуваться воздухом
или инертным газом до полного вытеснения газа. Окончание продувки
определяется анализом. Остаточная объемная доля газа в продувочном
воздухе не должна превышать 20% нижнего предела воспламенения газа.
4.1.63. По утвержденному графику должен проводиться обход трассы
подземных газопроводов, находящихся на территории электростанции. При
этом должны проверяться на загазованность колодцы газопровода, а также
расположенные на расстоянии 15 м в обе стороны от газопровода другие
колодцы (телефонные, водопроводные, теплофикационные,
канализационные), коллекторы, подвалы зданий и другие помещения, в
которых возможно скопление газа.
Для обслуживания подземных газопроводов должны быть составлены и
выданы на руки обходчикам маршрутные карты с присвоенными им номерами.
В каждой из них должны быть указаны схема трассы газопроводов и ее
длина, а также колодцы подземных коммуникаций и подвалы зданий,
расположенные на расстоянии до 15 м в обе стороны от газопроводов.
4.1.64. Наличие газа в подвалах, коллекторах, шахтах, колодцах и
других подземных сооружениях должно проверяться газоанализатором во
взрывозащищенном исполнении.
Анализ проб воздуха в подвалах зданий может производиться
непосредственно в подвале газоанализаторами взрывозащищенного
исполнения, а при отсутствии их - путем отбора пробы воздуха из
подвала и анализа ее вне здания.
При отборе проб воздуха из коллекторов, шахт, колодцев и других
подземных сооружений спускаться в них не допускается.
При нахождении в подвале, а также у колодцев, шахт, коллекторов и
других подземных сооружений курить и пользоваться открытым огнем не
допускается.
4.1.65. При обнаружении загазованности на трассе должны быть
приняты меры к дополнительной проверке газоанализатором и
проветриванию загазованных подвалов, первых этажей зданий, колодцев
камер, находящихся в радиусе 50 м от обнаруженного места утечки. При
обнаружении загазованности подвалов дополнительно должны быть
предупреждены люди, находящиеся в здании, о недопустимости курения,
пользования открытым огнем и электроприборами.
Одновременно должны быть приняты неотложные меры к выявлению и
устранению утечек газа.
4.1.66. Проверка плотности соединений газопроводов, отыскание
мест утечек газа на газопроводах, в колодцах и помещениях должны
выполняться с использованием мыльной эмульсии.
Применение огня для обнаружения утечек газа не допускается.
Все обнаруженные на действующих газопроводах неплотности и
неисправности должны немедленно устраняться.
4.1.67. Сброс удаленной из газопровода жидкости в канализацию не
допускается.
4.1.68. Подача и сжигание на энергообъектах доменного и коксового
газов должны быть организованы в соответствии с положениями
действующих правил.
4.1.69. Особенности эксплуатации при подаче и сжигании
газогенераторного и сбросно-технологического влажного и сернистого
(содержащего меркаптаны или сероводород) природного газа должны
определяться проектом и местной инструкцией.
4.2. Пылеприготовление
4.2.1. При эксплуатации пылеприготовительных установок должна
быть обеспечена бесперебойная подача к горелкам котла угольной пыли
требуемой тонкости и влажности в количестве, соответствующем нагрузке
котла.
Все исправные системы пылеприготовления с прямым вдуванием при
нагрузке котла 100 - 60% номинальной, как правило, должны быть в
работе. Режим работы систем пылеприготовления должен быть организован
в соответствии с режимной картой, разработанной на основе заводских
характеристик и испытаний пылеприготовительного и топочного
оборудования.
4.2.2. Тепловая изоляция трубопроводов и оборудования должна
поддерживаться в исправном состоянии.
4.2.3. Перед пуском вновь смонтированной или реконструированной
пылеприготовительной установки, а также после ремонта или длительного
нахождения в резерве (более 3 сут.) все ее оборудование должно быть
осмотрено, проверена исправность КИП, устройств дистанционного
управления, защиты, сигнализации, блокировок и автоматики.
Пуск и эксплуатация установок с неисправными системами
сигнализации, защит и блокировок не допускаются.
4.2.4. Перед пуском вновь смонтированной или реконструированной
установки независимо от вида размалываемого топлива в целях выявления
возможных мест отложений пыли и их устранения должен быть проведен
внутренний осмотр установки с вскрытием всех люков и лазов.
Открытие люков и лазов, а также внутренний осмотр установки
должны выполняться с соблюдением всех мер безопасности,
предусматриваемых местной инструкцией.
Контрольный внутренний осмотр установки с составлением акта
должен быть проведен не позднее чем через 200 ч работы системы
пылеприготовления специальной комиссией, назначаемой руководителем
энергообъекта.
4.2.5. Для предупреждения конденсации влаги и налипания пыли на
элементах оборудования перед пуском должен быть обеспечен прогрев
систем пылеприготовления, режим которого должен быть установлен
местной инструкцией.
4.2.6. На пылеприготовительных установках должны быть включены и
находиться в исправном состоянии измерительные приборы, регуляторы,
устройства сигнализации, защиты и блокировок. Приборы, используемые
при измерении температуры в системах контроля, автоматики, защиты,
сигнализации, должны быть малоинерционными или средней инерционности с
временем запаздывания не более 20 с.
4.2.7. При эксплуатации пылеприготовительных установок должен
быть организован контроль за следующими процессами, показателями и
оборудованием:
бесперебойным поступлением топлива в мельницы;
уровнями в бункерах сырого угля и пыли для предотвращения
снижения или увеличения уровня по сравнению с предельными значениями,
указанными в местной инструкции;
температурой сушильного агента и пылегазовоздушной смеси на
выходе из подсушивающих и размольных установок для предотвращения ее
повышения сверх значений, указанных в таблице 4.1;
протоком масла через подшипники с жидкой принудительной смазкой
мельниц и их электродвигателей;
Таблица 4.1
Температура
пылегазовоздушной смеси, град. С
---------------------------------------------------------------------------------------------------------
| Топливо | Установка с прямым вдуванием, | Установка с |
| | за сепаратором при сушке | пылевым бункером |
| |-----------------------------------------------------------| при |
| | воздухом | дымовыми газами | сушке |
|---------------------|-----------------------------|-----------------------------|---------------------|
| | системы с | системы со | системы с | системы с | воздухом | дымовыми |
| | молотковыми | среднеходными | молотковыми | мельницами - | <*> | газами |
| | мельницами | мельницами | мельницами | вентиляторами | | <**> |
|---------------------|-------------|---------------|-------------|---------------|----------|----------|
| Экибастузский уголь | 210 | 150 | - | - | 130 | 150 |
|---------------------|-------------|---------------|-------------|---------------|----------|----------|
| Тощий уголь | 180 | 150 | - | - | 130 | 150 |
|---------------------|-------------|---------------|-------------|---------------|----------|----------|
| Кузнецкие каменные | | | | | | |
| угли марок ОС и СС | 130 | 130 | 180 | - | 80 | 130 |
|---------------------|-------------|---------------|-------------|---------------|----------|----------|
| Другие каменные угли| 130 | 130 | 180 | - | 70 | 130 |
|---------------------|-------------|---------------|-------------|---------------|----------|----------|
| Фрезерный торф | 80 | - | 150 | 150 | - | - |
|---------------------|-------------|---------------|-------------|---------------|----------|----------|
| Канско-ачинские, | | | | | | |
| азейские, | | | | | | |
| райчихинские, | | | | | | |
| башкирский бурые | | | | | | |
| угли | 80 | - | 180 | 220 | 70 | 120 |
|---------------------|-------------|---------------|-------------|---------------|----------|----------|
| Другие бурые угли | 100 | - | 180 | 220 | 70 | 120 |
|---------------------|-------------|---------------|-------------|---------------|----------|----------|
| Сланцы | 100 | - | 180 | - | - | - |
|---------------------|-------------|---------------|-------------|---------------|----------|----------|
| Лигниты | - | - | - | 220 | - | - |
|---------------------|---------------------------------------------------------------------------------|
| Антрацитовый | Не нормируется |
| штыб | |
|-------------------------------------------------------------------------------------------------------|
| <*> При сушке воздухом - температура смеси за мельницей. |
| <**> При сушке дымовыми газами при работе мельниц ШБМ - |
| температура смеси за мельницей, при других типах мельниц - за |
| сепаратором. |
---------------------------------------------------------------------------------------------------------
уровнем вибрации блоков подшипников;
температурой масла в блоке подшипников;
температурой пыли в бункере для предотвращения во всех режимах
работы установки повышения ее сверх значений, указанных в таблице 4.1;