Правила технічна експлуатація електричних станцій І мереж

Вид материала

Документы

Содержание 8.5 Энергоблоки ТЭС 8.6 Газотурбинные установки (автономные и работающие в составе парогазовых установок) 8.7 Водоподготовка и водно-химический режим электростанций и тепловых сетей 8.7.2 Водоподготовка и коррекционная обработка воды 8.7.3 Химический контроль 8.7.4 Нормы качества пара и воды

Подобный материал:

• П О С Т А Н О В А від 4 березня 1997 р. N 209 Київ, 306.28kb.
• Програма вступних фахових випробувань з електротехніки за спеціальністю 05070101 «Монтаж, 143.78kb.
• Реферат По предмету технічна експлуатація інформаційних мереж, 175.21kb.
• Щодо роз’яснень стосовно чинності настанови з прийняття в експлуатацію об’єктів електричних, 12.72kb.
• Україна срібнянська районна державна адміністрація чернігівської області, 25.64kb.
• Конкурс студентських наукових робіт «Технічна діагностика комп’ютерних систем І мереж», 60.29kb.
• Якубенко Василь Миколайович. Результати навчання: Урезультаті вивчення модуля студенти, 19.01kb.
• 1. Назва модуля, 43.69kb.
• Інститут енергетики та систем керування напрям: Електромеханіка, 111.49kb.
• Призначена для добування та транспортування споживачам питної води, 71.94kb.

8.5 Энергоблоки ТЭС

8.5.1 При эксплуатации энергоблоков должны обеспечиваться требования согласно 8.3.1 и 8.4.1, участие их в первичном и вторичном регулировании частоты и мощности при нормальных (в соответствии с диспетчерским графиком) и аварийных режимах работы ЭЭС.

8.5.2 Для выполнения диспетчерского графика нагрузки должны быть обеспечены изменения нагрузки энергоблока в регулировочном диапазоне и, при необходимости, до технического минимума, остановы в резерв и режимы пуска энергоблока из различных тепловых состояний.

Однокорпусный режим работы дубль-блоков допускается как исключение при особых затруднениях в прохождении минимума электрической нагрузки энергосистемы.

Выполнение переменного графика нагрузки ЭЭС с использованием режимов, не предусмотренных действующими инструкциями (например, моторного режима, низкочастотного вращающегося резерва и т. п.), допускается только после согласования этих режимов с заводами-изготовителями оборудования и включения соответствующих дополнений в местные инструкции.

8.5.3 Теплофикационные энергоблоки, работающие с полным расходом циркуляционной воды через конденсатор, могут быть привлечены к покрытию диспетчерского графика электрических нагрузок с сохранением заданного количества отпускаемой теплоты.

Теплофикационные энергоблоки, работающие на встроенном пучке конденсатора или при закрытых органах парораспределения цилиндра низкого давления (ЦНД), как правило, не должны привлекаться к покрытию переменной части графика электрических нагрузок. В отдельных случаях допускается разгрузка указанных энергоблоков с переводом тепловой нагрузки на пиковые или резервные источники. Количество теплофикационных энергоблоков, не привлекаемых к покрытию переменного графика электрических нагрузок, должно быть определено техническим руководителем энергогенерирующей компании и диспетчерской службой НЭК “Укрэнерго”.

8.5.4 Нижний предел регулировочного диапазона энергоблока должен быть установлен исходя из условий сохранения неизменного состава работающего оборудования и работы системы автоматического регулирования во всем диапазоне нагрузок без вмешательства персонала. При эксплуатации энергоблоков должна быть обеспечена возможность их работы на техническом минимуме нагрузки, для достижения которого допускается изменение состава работающего оборудования и отключение отдельных автоматических регуляторов. Технический минимум нагрузки должен быть установлен по согласованному решению технических руководителей энергогенерирующей компании и электростанции (энергообъекта) на основании данных заводов-изготовителей оборудования, условий его эксплуатации, указанных в местной инструкции и доведен до сведения диспетчерской службы ЭЭС.

8.5.5 При нагрузке энергоблока, соответствующей нижнему пределу регулировочного диапазона или техническому минимуму, снижение температуры свежего пара и пара после промперегрева должно быть не больше заданного заводами-изготовителями оборудования или проектом его модернизации.

8.5.6 Предельная скорость изменения нагрузки энергоблока в регулировочном диапазоне должна быть установлена на основании данных заводов- изготовителей оборудования и норм предельно допустимых скоростей изменения нагрузки энергоблоков мощностью 160 - 800 МВт.

8.5.7 Энергоблоки, спроектированные для работы с постоянным (номинальным) давлением свежего пара, допускается эксплуатировать в режиме скользящего давления с полным открытием части регулирующих клапанов ЦВД турбины только после проведения специальных испытаний, согласования режимов работы с заводами-изготовителями оборудования и внесения в местные инструкции соответствующих дополнений^*.

8.5.8 В теплофикационных энергоблоках, оснащенных блочными обессоливающими установками (БОУ), конденсат греющего пара сетевых подогревателей должен направляться через БОУ только в случаях нарушения плотности трубной системы этих подогревателей.

8.5.9 Остановы энергоблоков в резерв на короткое время (на ночное время, выходной день) должны проводиться без расхолаживания оборудования. На всех энергоблоках подлежит обеспариванию система промежуточного перегрева пара, а на энергоблоках с прямоточными котлами также и пароперегревательный тракт за ВЗ. На барабанных котлах и прямоточных котлах с полнопроходным сепаратором должны быть реализованы технологические приемы, исключающие выброс сконденсированного пара из пароперегревательных поверхностей нагрева в горячие паросборные коллекторы.

8.5.10 Технология и графики-задания пуска энергоблока должны быть выбраны в зависимости от исходного теплового состояния. Для энергоблоков с прямоточными котлами пуск из состояния горячего резерва (простой до 1 ч) при сохранении параметров пара, близких к номинальным, допускается при строгом соблюдении дополнительных условий и мер, которые должны быть оговорены в местных инструкциях.

8.5.11 Оборудование, технологические и электрические схемы, арматура, тепловая изоляция, растопочное и водное хозяйство энергоблоков и электростанции (энергообъекта) должны быть в состоянии, позволяющем обеспечить одновременный пуск не менее двух энергоблоков после простоя любой продолжительности.

8.5.12 Пуск энергоблока запрещается в случаях:

а) наличия условий, запрещающих пуск основного оборудования в соответствии с настоящими Правилами;

б) неисправности любой из технологических защит, действующих на останов оборудования энергоблока;

в) неисправности устройств дистанционного управления оперативными регулирующими органами, а также арматурой, используемой при ликвидации аварийных ситуаций;

г) неготовности к включению БОУ;

д) неготовности противопожарных средств;

е) повреждения опор и пружинных подвесок трубопроводов свежего пара, холодного и горячего промперегрева, питательной воды и двухфазной среды.

8.5.13 Для реализации в эксплуатации возможности противоаварийного управления мощностью турбины или режимов перевода энергоблока на нагрузку собственных нужд под воздействием противоаварийной автоматики, а также при отключении турбогенератора от сети из-за внешних повреждений соответствующие системы автоматического управления и оборудование должны быть в исправном состоянии.

Теплофикационные энергоблоки, работающие с отсечкой ЦНД или на встроенном пучке конденсатора, не должны привлекаться к противоаварийному регулированию частоты в ЭЭС.

8.5.14 Работа энергоблока с включённым регулятором давления свежего пара, воздействующим на регулирующие клапаны турбины (регулятор “до себя”), если он не входит в состав системы регулирования частоты и мощности в энергосистеме, запрещается.

В исключительных случаях, при неисправности или неустойчивой работе оборудования, допускается с разрешения технического руководителя энергогенерирующей компании с уведомлением диспетчерской службы НЭК “Укрэнерго” временная работа энергоблока с включенным регулятором “до себя”.

8.5.15 При отсутствии (отказе) системы автоматического регулирования частоты и мощности энергоблоков в случае наброса (сброса) нагрузки турбин из-за изменения частоты персонал должен немедленно приступить к изменению нагрузки котлов в пределах регулировочного диапазона в целях восстановления исходного давления свежего пара. Если изменения нагрузки могут привести к перегрузкам линий электропередачи, угрожающим нарушением устойчивости ЭЭС, то в местных инструкциях должны быть указаны согласованные с диспетчерской службой НЭК “Укрэнерго” изменения частоты, при которых должны начинаться указанные действия персонала.

8.5.16 Технология останова энергоблока в ремонт должна выбираться в зависимости от характера и целей ремонта.

8.5.17 Энергоблок должен быть немедленно остановлен действием защит или персоналом в случаях:

а) останова котла моноблока или обоих котлов дубль-блока;

б) отключения турбины, связанного с ее повреждениями или опасными нарушениями режима работы согласно 8.4.29, кроме перечисления у) - недопустимого снижения температуры свежего пара или пара после промперегрева;

в) отключения турбогенератора или трансформатора энергоблока из-за внутреннего повреждения;

г) отключения всех питательных насосов;

д) образования сквозных трещин или разрыва питательного трубопровода, паропровода, корпуса деаэратора;

е) исчезновения напряжения на всех приборах контроля или на устройствах дистанционного и автоматического управления энергоблока;

ж) пожара, угрожающего обслуживающему персоналу или оборудованию.

8.5.18 Эксплуатация энергоблока должна быть организована в соответствии с местными инструкциями по основному и вспомогательному оборудованию, а также с инструкцией по пуску и останову энергоблока. Перечень местных инструкций и сами инструкции должны быть утверждены техническим руководителем электростанции (энергообъекта).

Местная инструкция по пуску и останову энергоблока должна содержать:

• пооперационные указания по ведению режимов;
  

• графики-задания изменения основных показателей всех режимов пусков и остановов (параметров пара, нагрузки энергоблока, частоты вращения турбины, расхода топлива или температуры газов в поворотной камере котла и др.) с указанием продолжительности проведения основных операций;
  

• указания о порядке включения (отключения) технологических защит и автоматических регуляторов;
  

• критерии надежности оборудования;
  

• объем контроля теплового и механического состояния оборудования для обеспечения надежности режимов;
  

• данные о минимальном составе используемых при пуске автоматических регуляторов;
  

• указания об исключении открытия арматуры пусковых схем, не предназначенной для использования в условиях нормальной эксплуатации.
  

8.5.19 Местные инструкции должны быть разработаны с учетом особенностей конкретного энергоблока на основании типовых инструкций, а при их отсутствии — на основании инструкций и технических условий на поставку заводов-изготовителей оборудования.

8.5.20 Пуском и остановом энергоблока должен руководить начальник смены цеха или старший машинист, а пуском после капитального, планово- предупредительного ремонтов или длительного (более 30 суток) простоя — начальник котлотурбинного цеха (начальник энергоблока) или его заместитель.

8.5.21 Изменения проектных пусковых схем на действующих энергоблоках допускаются:

• для целевых испытаний новых схемных решений и режимов пуска, согласованных с заводами-изготовителями оборудования;
  

• при модернизации пусковых схем в целях их приближения к типовой пусковой схеме или для повышения надежности и улучшения эксплуатационных качеств.
  

Объем и порядок модернизации и изменения пусковых схем энергоблоков должны быть согласованы с Минтопэнерго Украины.

8.5.22 Перед выводом энергоблоков в оперативное состояние резерва сроком более трёх суток или консервацию должны быть приняты меры по предупреждению коррозии металла наружных поверхностей нагрева котла и внутренних поверхностей пароводяного тракта энергоблока согласно 8.7.5, действующим НД и эксплуатационным инструкциям.

8.5.23 При останове энергоблока в резерв или консервацию после вентиляции топки и газоходов котла продолжительностью 10-15 мин тягодутьевые машины должны быть остановлены, все шибера на газовоздухопроводах, лазы и лючки, а также направляющие аппараты тягодутьевых машин должны быть плотно закрыты;

Положение шиберов и направляющих аппаратов тягодутьевых машин во время простаивания энергоблока в резерве или консервации зависит от метода подогрева поверхностей нагрева котла и регламентируется местной инструкцией.

8.5.24 Перед выводом энергоблока в резерв или консервацию сроком более 30 суток необходимо произвести вытеснение водорода из турбогенератора инертными газами (углекислым газом или азотом).

Операции по вытеснению водорода из турбогенератора и заполнение его водородом производится в соответствии с инструкцией по его эксплуатации.

8.5.25 Во время пребывания энергоблока в состоянии резерва или консервации должны быть обеспечены:

- работоспособное состояние основного и вспомогательного оборудования, пылесистем, газоочистительных установок, СИТ, средств автоматики и управления;

- готовность энергоблока к пуску после вывода из резерва или консервации;

- защита от коррозии внутренних поверхностей пароводяного тракта энергоблока, наружных поверхностей нагрева котла, калориферов, газоходов и дымовой трубы.

8.5.26 Температура металла поверхностей нагрева котла при нахождении в резерве или консервации должна быть выше температуры точки росы.

Мероприятия по обеспечению оптимальной, по условиям коррозии, температуры для каждого котла и энергоблока в целом должны выбираться с учетом конструктивных особенностей оборудования и схемы газовоздушного тракта.

8.5.27 Вспомогательное оборудование и механизмы энергоблока, связанные с обеспечением работоспособности энергоблока во время простаивания, должны периодически или постоянно находиться в работе.

Перечень оборудования и механизмов, периодичность включения их в работу и длительность работы должны соответствовать графику, утвержденному техническим руководителем электростанции.

8.5.28 Основное и вспомогательное оборудование энергоблока, находящееся в резерве или консервации, должно быть под контролем оперативного персонала.

Все операции, проводимые на оборудовании энергоблока должны фиксироваться в оперативном журнале.

8.5.29 В зимний период на энергоблоке, находящемся в резерве или консервации, должны быть обеспечены мероприятия в соответствии с 8.3.43.

8.5.30 Перед вводом энергоблока в работу после нахождения в длительном (более 30 суток) резерве или консервации должны быть проведены операции по проверке работоспособности основного и вспомогательного оборудования, механизмов и устройств:

- опрессовка и гидравлические испытания котла;

- проверка и настройка предохранительных клапанов;

- водная промывка в соответствии с требованиями инструкции по пуску котла;

- проверка и прокрутка (опробование) всего вспомогательного оборудования и механизмов;

- проверка готовности и работоспособности системы пылеприготовления, средств очистки поверхностей нагрева, систем гидрозолошлакоудаления (ГЗШУ), золоочистных установок, дистанционного управления оборудованием и механизмами, СИТ, автоматики и защит;

- вытеснение из турбогенератора воздуха инертными газами (углекислотой или азотом) и заполнение водородом.

8.5.31 Если в течение длительного времени СИТ находились в нерабочем состоянии, то перед пуском энергоблока необходимо:

- тщательно осмотреть СИТ с целью выявления и устранения последствий коррозии (ржавчины) и др., если это необходимо, - просушить. Осмотр СИТ рекомендуется проводить не реже одного раза в 3 месяца;

- проверить работоспособность;

- провести, при необходимости, техническое и метрологическое обслуживание в соответствии с требованиями технической документации заводов-изготовителей;

Обеспечить в местах установки СИТ температуру воздуха от 1 до 40 ^оС и относительную влажность не более 80 %.

8.5.32 Пуск энергоблока из резерва или консервации после проверки его готовности проводится по графику-заданию пуска из холодного состояния, если не предусмотрены дополнительные требования.


8.6 Газотурбинные установки (автономные и работающие в составе парогазовых установок)

8.6.1 При эксплуатации газотурбинной установки (ГТУ) должны быть обеспечены:

• надежность и экономичность работы основного и вспомогательного оборудования при соблюдении диспетчерского графика нагрузки;
  
• возможность работы с номинальными параметрами, соответствующими техническим условиям на ГТУ;
  
• чистота проточной части компрессоров, турбин и теплообменных аппаратов;
  
• отсутствие утечек воздуха и газа, а также течей топлива, масла и воды;
  
• недопущение шума в машзале выше установленных норм.
  

Возможность и продолжительность работы ГТУ с отклонениями от номинальной частоты вращения должна быть регламентирована техническими условиями на ГТУ.

8.6.2 Система регулирования ГТУ должна удовлетворять следующим требованиям:

• устойчиво поддерживать заданную электрическую нагрузку;
  
• удерживать ГТУ на холостом ходу при номинальной частоте вращения ротора;
  
• обеспечивать надежную работу ГТУ на режимах пуска и останова, а также останов агрегата в аварийных ситуациях;
  
• обеспечивать при изменении нагрузки плавное изменение режима работы ГТУ;
  

• удерживать частоту вращения ротора, не вызывающую срабатывания автомата безопасности, при мгновенном сбросе максимальной электрической нагрузки до нуля (для ГТУ со свободной силовой турбиной значение электрической нагрузки указывается в технических условиях);
  

• поддерживать температуру газов перед турбиной (турбинами) на требуемом уровне, не допуская ее повышения до предельного значения, при котором срабатывает аварийная защита;
  

• иметь нечувствительность системы ограничения температуры газов не более 10 °С;
  

• обеспечивать беспомпажную работу компрессоров;
  

• иметь степень статической неравномерности регулирования частоты вращения генераторного вала в пределах 4–5 % номинальной (возможное, при необходимости, повышение степени неравномерности для улучшения условий эксплуатации ГТУ конкретных типоразмеров должно быть указано в технических условиях); минимальная местная степень статической неравномерности регулирования частоты вращения должна быть не ниже 2 % номинальной;
  
• иметь степень нечувствительности по частоте вращения при любой нагрузке не более 0,2 % номинальной.
  

8.6.3 Импульс по температуре, используемый в системах регулирования и защиты, должен быть генерируемым малоинерционными датчиками (термоэлектрическими пирометрами или другими измерительными устройствами с динамической коррекцией в случае необходимости), установленными в характерных сечениях тракта и обеспечивающими представительное определение температуры газов перед турбиной (турбинами).

8.6.4 Устройства защиты от недопустимого повышения температуры газов после каждой ступени сгорания должны быть настроены на срабатывание при температуре, указанной в технических условиях на ГТУ.

8.6.5 Автоматы безопасности должны быть настроены на срабатывание при повышении частоты вращения роторов на 10-12 % выше номинальной или до значения, указанного в технических условиях на ГТУ.

8.6.6 При эксплуатации ГТУ должны быть выполнены мероприятия, обеспечивающие снижение запыленности засасываемого в компрессор воздуха (засев свободных площадок травами, устройство газонов, асфальтирование дорог, сооружение средств полива и т.п.) и исключающие возможность попадания собственных или посторонних выбросов в воздухозаборное устройство.

8.6.7 Система очистки воздуха должна обеспечивать компрессор ГТУ воздухом при остаточной среднегодовой запыленности не более 0,3 мг/м³, в этом воздухе концентрация пыли с размером частиц более 20 мкм должна быть не выше 0,03 мг/м³. Допускается (в периоды повышенной запыленности) кратковременная, не более 100 ч в год, концентрация пыли до 5 мг/м³ с частицами размером не более 30 мкм. Состояние воздушных фильтров при эксплуатации должно регулярно контролироваться. Не допускается вынос из них масла или других материалов во всасывающий тракт ГТУ. Не реже двух раз в месяц воздушные фильтры должны быть осмотрены и очищены от пыли и шлама (если ГТУ работает в базовом режиме, то при ее ближайшем плановом останове).

8.6.8 Система фильтрации воздуха должна быть оборудована байпасами с клапанами двустороннего действия, открывающимися автоматически при превышении допустимого перепада давлений на фильтрах или появления избыточного давления в камере фильтров.

8.6.9 Обледенение воздушных фильтров и проточной части компрессоров не допускается. При необходимости воздухозаборные тракты ГТУ должны быть оборудованы устройствами, предотвращающими обледенение.

8.6.10 Стопорные и регулирующие топливные клапаны ГТУ должны быть плотными. Клапаны должны расхаживаться на полный ход перед каждым пуском, а также ежедневно на часть хода при непрерывной работе, если это предусмотрено инструкцией завода-изготовителя.

Плотность топливных клапанов ГТУ должна проверяться перед пуском после длительного (свыше 7 суток) простоя, а также не реже одного раза в месяц при регулярной работе; при непрерывной работе более 30 суток проверка должна быть произведена при ближайшем плановом останове.

8.6.11 Запорная арматура, устанавливаемая на трубопроводах систем смазки и уплотнений вала турбогенератора, а также на трубопроводах аварийного слива масла из маслобаков ГТУ, должна быть опломбирована в рабочем положении.

8.6.12 Турбогенераторы ГТУ при переходе в режим электродвигателя должны быть немедленно отключены, для чего должна быть установлена защита от их обратной мощности. Это требование не распространяется на ГТУ со свободными силовыми турбинами.

8.6.13 Пуск и синхронизация ГТУ из любого теплового состояния должны осуществляться автоматически. Частотный пуск вновь устанавливаемых одновальных ГТУ должен осуществляться тиристорным пусковым устройством, если не требуется автономности пуска.

Плановый останов ГТУ должен производиться автоматически по заданной программе.

8.6.14 Пуском ГТУ должен руководить начальник смены, а после среднего и капитального ремонта или проведения регламентных работ - начальник цеха электростанции (энергообъекта) или его заместитель.

8.6.15 Перед пуском ГТУ после ремонта или простоя в резерве свыше 3 суток должны быть проверены исправность и готовность к включению средств технологической защиты и автоматики, блокировок вспомогательного оборудования, масляной системы, резервных и аварийных маслонасосов, СИТ и средств оперативной связи. Выявленные при этом неисправности должны быть устранены.

8.6.16 Пуск ГТУ запрещается в случаях:

• неисправности или отключения какой-либо из защит;
  
• дефектов системы регулирования, которые могут привести к превышению допустимой температуры газов или разгону турбины;
  
• неисправности одного из масляных насосов или системы их АВР;
  
• отклонения от норм качества топлива или масла, а также при температуре или давлении топлива (масла) ниже или выше установленных пределов;
  
• отклонения контрольных показателей теплового или механического состояния ГТУ от допустимых их значений.
  

Пуск ГТУ после аварийного останова или сбоях и отказах при предыдущем пуске запрещается, если причины этих отказов не устранены.

8.6.17 Перед зажиганием топлива в камерах сгорания тракты ГТУ должны быть провентилированы не менее 2 мин при работе на жидком и 5 мин при работе на газообразном топливе при вращении ротора пусковым устройством.

После любой неудачной попытки пуска ГТУ зажигание топлива без предварительной вентиляции трактов не менее 4 мин при работе на жидком и 10 мин при газообразном топливе запрещается. Продолжительность вентиляции в зависимости от компоновки тракта, вида топлива и типа ГТУ должно быть конкретизировано в местной инструкции по эксплуатации ГТУ.

8.6.18 Пуск ГТУ должен быть немедленно прекращен действием защит или персоналом в случаях:

а) нарушения установленной последовательности пусковых операций;

б) повышения температуры газов выше допустимой по графику пуска;

в) повышения нагрузки пускового устройства выше допустимой;

г) не предусмотренного инструкцией снижения частоты вращения разворачиваемого вала после отключения пускового устройства;

д) помпажных явлений в компрессорах ГТУ.

8.6.19 Газотурбинная установка должна быть немедленно отключена действием защит или персоналом в случаях:

а) недопустимого повышения температуры газов перед турбиной (турбинами);

б) повышения частоты вращения ротора сверх допустимого предела;

в) обнаружения трещин или разрыва масло- или топливопроводов высокого давления;

г) недопустимого осевого сдвига, недопустимых относительных перемещений роторов компрессоров и турбин;

д) недопустимого снижения давления масла в системе смазки или уровня в масляном баке, а также недопустимого повышения температуры масла на сливе из любого подшипника или температуры любой из колодок упорного подшипника;

е) появлении металлических звуков (скрежета, стуков), необычных шумов внутри турбомашин и аппаратов ГТУ;

ж) возрастания вибрации подшипниковых опор выше допустимых значений согласно 8.6.30;

и) появления искр или дыма из подшипников или концевых уплотнений турбомашин или турбогенератора;

к) воспламенения масла или топлива и невозможности немедленно ликвидировать пожар имеющимися средствами;

л) взрыва (хлопка) в камерах сгорания или газоходах;

м) погасания факела в камерах сгорания, недопустимого понижения давления жидкого или газообразного топлива;

н) отсутствия напряжения на всех СИТ или устройствах регулирования и автоматизации;

п) отключения турбогенератора вследствие внутреннего повреждения;

р) возникновения помпажа компрессоров или недопустимого приближения к границе помпажа;

с) недопустимого изменения давления воздуха за компрессорами.

Одновременно с отключением ГТУ действием защиты или персоналом должен быть отключен турбогенератор.

8.6.20 Газотурбинная установка должна быть разгружена и остановлена по решению технического руководителя электростанции (энергообъекта) в случаях:

а) нарушения нормального режима работы основного и вспомогательного оборудования (при появлении сигналов предупредительной сигнализации), если устранение причин нарушения невозможно без останова;

б) заедания стопорных, регулирующих и противопомпажных клапанов;

в) обледенения воздухозаборного устройства, если не удается устранить обледенение при работе ГТУ под нагрузкой;

г) недопустимого повышения температуры наружных поверхностей корпусов турбин, камер сгорания, переходных трубопроводов, если снизить эту температуру изменением режима работы ГТУ не удается;

д) недопустимого увеличения неравномерности измеряемых температур газов;

е) недопустимого повышения температуры воздуха перед компрессорами высокого давления, а также в случаях нарушения нормального водоснабжения;

ж) при неисправности отдельных защит или оперативных СИТ.

8.6.21 При загорании отложений в регенераторах или подогревателях сетевой воды, если не происходит опасного изменения параметров, ГТУ должна быть оставлена в работе для обеспечения охлаждения теплообменных поверхностей.

При загорании отложений на остановленной ГТУ должны быть включены противопожарные установки;

8.6.22 После отключения ГТУ должна быть обеспечена эффективная вентиляция трактов и других мест, где это предусмотрено, проведена продувка топливных коллекторов и форсунок (горелок) воздухом или инертным газом. По окончании вентиляции должны быть перекрыты всасывающий и (или) выхлопной тракты. Продолжительность и периодичность вентиляции и прокруток роторов при остывании ГТУ должны быть указаны в местной инструкции по эксплуатации ГТУ.

8.6.23 На электростанциях (энергообъектах) должны быть установлены регламент технического обслуживания ГТУ, технология и периодичность выполнения регламентных работ.

8.6.24 Регламент технического обслуживания должен предусматривать:

• визуальную диагностику проточной части, без разборки турбомашин и аппаратов, в местах согласно местной инструкции по эксплуатации с применением специальных оптических или волоконно-оптических приборов, если это предусмотрено заводами- изготовителями;
  
• периодические удаления отложений из проточной части ГТУ без разборки турбомашин и аппаратов с применением растворов технических моющих средств и мягких абразивов;
  

• проверку работы системы защиты и автоматического управления ГТУ, включая контрольные автоматические пуски ГТУ с проверкой соответствия основных параметров воздуха и газов, давления топлива и нагрузки пускового устройства расчетному графику пуска;
  

• осмотр и проверку герметичности, производительности топливных форсунок и угла распыливания топлива на выходе из них;
  

• проверку АВР резервных и аварийных масляных насосов ;
  

• проверку плотности трактов, клапанов, шиберов и арматуры;
  

• осмотр и проверку топливных насосов и насосов системы технического водоснабжения;
  

• осмотр и очистку масляных, топливных и водяных фильтров;
  
• восстановление эффективности шумоглушащих устройств;
  
• профилактику оборудования с целью снижения концентрации вредных веществ в уходящих в газах.
  

8.6.25 В процессе эксплуатации на основании наблюдений и показаний приборов должна проводиться параметрическая и вибрационная диагностика, включающая анализ:

• соответствия мощности ГТУ расчетной и нормативной;
  
• степени загрязнения и запасов устойчивости компрессоров;
  
• эффективности теплообменных аппаратов;
  
• неравномерности измеряемых температур на входе и выходе турбин;
  
• давления топлива и воздуха (газов), а также давления и температуры масла в характерных точках;
  

• вибрации турбин, компрессоров, турбогенераторов и возбудителей.
  

Предельные значения отклонений контролируемых параметров от паспортных не должны превышать заданных заводами-изготовителями или указанных в технических условиях на поставку.

8.6.26 Все проверки и испытания системы регулирования и защиты ГТУ от повышения частоты вращения должны выполняться в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей.

8.6.27 Проверка действия защит от превышения температуры газов в турбинах должна проводиться не реже одного раза в 4 месяца.

8.6.28 Проверка работы системы регулирования ГТУ мгновенным сбросом электрической нагрузки путем отключения турбогенератора от сети должна проводиться:

• при приемке ГТУ в эксплуатацию после монтажа;
  
• после реконструкции, изменяющей динамическую характеристику турбоагрегата или статическую и динамическую характеристики системы регулирования.
  
• при выявлении существенных изменений статических и динамических характеристик регулирования в процессе эксплуатации и устранения при ремонте обнаруженных недостатков.
  

8.6.29 Периодически работающие ГТУ должны быть в постоянной готовности к пуску. Если их включения в работу не требуется, исправность оборудования и систем таких ГТУ должна проверяться один раз в смену, а контрольные автоматические пуски с нагружением агрегата должны проводиться не реже одного раза в неделю.

8.6.30 При работе ГТУ среднеквадратические значения виброскорости подшипниковых опор турбин, компрессоров, турбогенератора и возбудителя должны быть не выше 4,5 мм•с^-1.

При превышении нормативного значения вибрации должны быть приняты меры к ее снижению в срок не более 30 суток.

При вибрации свыше 7,1 мм•с^-1 эксплуатировать турбоагрегаты более 7 суток запрещается.

Турбина должна быть отключена действием защиты или вручную при повышении вибрации турбоагрегата до 11,2 мм•с^-1.

Газотурбинная установка должна быть немедленно остановлена, если при установившемся режиме происходит одновременное внезапное изменение вибрации двух опор одного ротора, или смежных опор, или двух компонентов вибрации одной опоры на 1 мм•с^-1 и более от любого начального уровня.

Газотурбинная установка должна быть разгружена и остановлена, если произойдёт плавное возрастание:

-за период до 3 суток любой составляющей (компоненты) вибрации одной из опор валопровода на 2 мм•с^-1;

-независимо от продолжительности возрастания любой составляющей (компоненты) вибрации одной из опор валопровода на 3 мм•с^-1.

Вибрация должна измеряться и регистрироваться с помощью стационарной аппаратуры непрерывного контроля. Допускается, до монтажа аппаратуры непрерывного контроля вибрации подшипников по среднеквадратическому значению виброскорости, оценивать вибрационное состояние ГТУ исходя из соотношений, приведенных в таблице 8.9.

Таблица 8.9

Наименование параметра		Значение
Среднеквадратическое значение виброскорости, мм•с-1		4,5	7,1
Эквивалентное значение размаха виброперемещений, мкм
	50,0 (3000)	30	65
При частотах вращения турбины, с-1 (об/мин):	66,7 (4000)	25	50
	83,3 (5000)	20	40
	100,0 (6000) и более	15	35

Вибрационное состояние авиационных и судовых газотурбинных двигателей, работающих в составе энергетических установок, должно быть определено по техническим условиям на поставку. Однако при этом двигатели не должны вызывать вибрации связанного с ними оборудования сверх указанного выше уровня.

8.6.31 Для каждого вала ГТУ должны быть установлены длительность нормального выбега ротора и номинальное значение силы электрического тока электродвигателя валоповоротного устройства.

Длительность выбега роторов и сила тока должны измеряться и регистрироваться в суточной ведомости при всех остановах ГТУ. При отклонении времени выбега или силы электрического тока от нормальных, а также при возникновении посторонних шумов во время выбега должна быть выявлена причина отклонений и приняты меры к их устранению.

8.6.32 При выводе ГТУ в длительный резерв должны быть приняты меры к ее консервации. Продолжительность останова, при которой требуется консервация, перечень подлежащих консервации узлов и технология ее проведения, должны быть указаны в технических условиях на ГТУ.

8.6.33 Периодичность средних и капитальных ремонтов должна быть установлена согласно техническим условиям в зависимости от режимов и продолжительности работы ГТУ, количества пусков и используемого топлива с учетом фактического состояния.


8.7 Водоподготовка и водно-химический режим электростанций и тепловых сетей

8.7.1 Общие положения

8.7.1.1 Режим эксплуатации водоподготовительных установок и водно-химический режим должны обеспечивать работу ТЭС, АЭС, ИТ и тепловых сетей без повреждений и снижения экономичности оборудования, обусловленных коррозией внутренних поверхностей водоподготовительного, теплоэнергетического и сетевого оборудования, без образования накипи и отложений на теплообменных поверхностях, отложений в проточной части турбин, шлама в оборудовании и трубопроводах.

8.7.1.2 Организацию и контроль водно-химического режима работы оборудования должен производить персонал химического цеха (лаборатории или соответствующего подразделения) ТЭС, АЭС, ИТ и предприятий, которые эксплуатируют тепловые сети.

Включение в работу и отключение любого оборудования, которое может ухудшить качество воды и пара, должно быть согласовано с химическим цехом (лабораторией или соответствующим подразделением).

Внутренние осмотры оборудования, отбор проб отложений, вырезки образцов труб, составление актов осмотра, а также расследование технологических нарушений и неполадок, связанных с водно-химическим режимом, должен выполнять персонал соответствующего технологического цеха при участии персонала химического цеха (лаборатории или соответствующего подразделения).

Любые изменения проектных схем и конструкций оборудования, которые могут влиять на работу водоподготовительных установок и установок для очистки конденсатов, а также на водно-химический режим ТЭС, АЭС, ИТ и тепловых сетей должны быть согласованы энергокомпанией или специализированной службой вышестоящей организации.

8.7.1.3 Применение новых методов водоподготовки и водно-химических режимов должно согласовываться с Минтопэнерго Украины, а для АЭС – с органами государственного регулирования ядерной и радиационной безопасности.


8.7.2 Водоподготовка и коррекционная обработка воды

8.7.2.1 Водоподготовительные установки должны обеспечивать компенсацию потерь пара и воды как в стационарном, так и в аварийных режимах эксплуатации (ТЭС, АЭС, ИТ, тепловых сетей) при обеспечении установленных норм качества добавочной воды.

8.7.2.2 Водоподготовительные установки со всем вспомогательным оборудованием, включая склады реагентов, должны быть смонтированы и сданы для пусковой наладки за 2 месяца до начала предпусковой очистки теплоэнергетического оборудования.

Установки для очистки конденсата турбин и грязных конденсатов, а также установки коррекционной обработки воды должны быть смонтированы и сданы для пусковой наладки за 2 месяца до пуска энергоблока (котла, РУ) и включены в работу во время его пуска.

Общестанционные баки запаса обессоленной воды и конденсата должны быть смонтированы с нанесением на них антикоррозионного покрытия до начала предпусковой очистки оборудования первого энергоблока (котла, РУ) электростанции.

На АЭС готовность установки очистки добавочной воды, обработки загрязненных и сточных вод со вспомогательным оборудованием, очистки конденсата турбин, загрязненных конденсатов, продувочной воды, радиоактивных вод, коррекционной обработки воды, готовность общестанционных баков обессоленной воды и конденсата к соответствующим этапам (подэтапам) введения энергоблока в эксплуатацию определяется “Программой введения энергоблока АЭС в эксплуатацию”.

8.7.2.3 Устройства механизации и автоматизации технологических процессов водоподготовки, очистки конденсата, а также коррекционной обработки воды и приборы автоматического химического контроля должны быть включены в работу при пуске соответствующих установок и агрегатов.

8.7.2.4 Эксплуатация оборудования, трубопроводов и арматуры установок водоподготовки и очистки конденсата, а также строительных конструкций, поверхности которых соприкасаются с коррозионно-активной средой, допускается при условии выполнения на этих поверхностях антикоррозионного покрытия или изготовления их из коррозионно-стойких материалов.

Оборудование и трубопроводы установок для обработки радиоактивных вод АЭС, должны изготавливаться из материалов, стойких к воздействию коррозионно-активной среды, радиоактивных загрязнений и материалов, которые дают возможность проводить дезактивацию. Арматура, импульсные линии и датчики СИТ и автоматики, которые используются в таких установках, должны быть выполнены из нержавеющей стали.

8.7.2.5 Ремонт оборудования водоподготовительных установок, установок для очистки конденсатов и коррекционной обработки воды должен производиться с периодичностью, утвержденной техническим руководителем энергопредприятия, но не реже, чем один раз в 10 лет. Измерение уровней фильтрующих материалов – 2 раза в год.

8.7.2.6 На энергоблоках сверхкритического давления разрешается применение следующих водно-химических режимов: гидразинно-аммиачного, нейтрально-кислородного, кислородно-аммиачного, гидразинного при соблюдении условий, предусмотренных НД.

8.7.2.7 На котлах с естественной циркуляцией должно проводиться фосфатирование котловой воды путем дозирования фосфатного раствора в барабан котла. При необходимости должно корректироваться значение рН котловой воды раствором едкого натра. На котлах с давлением 40–100 кгс/см² (4–10 Мпа) разрешается применение трилонной обработки котловой воды вместо фосфатирования.

8.7.2.8 На котлах с давлением 70 кгс/см² (7 Мпа) и выше обработка конденсата или питательной воды должна производиться только гидразином, кроме котлов с кислородным водно-химическим режимом и котлов с отпуском пара на предприятия пищевого, микробиологического, фармацевтического производства, где существует запрет санитарных органов на наличие гидразина в паре.

8.7.2.9 На котлах давлением до 70 кгс/см² (7,0 Мпа) при необходимости глубокого удаления кислорода из питательной воды в дополнение к термической деаэрации можно проводить обработку питательной воды сульфатом натрия или гидразином.

8.7.2.10 Поддержание необходимых значений рН питательной воды должно осуществляться вводом аммиака.

8.7.2.11 На АЭС с реакторами ВВЭР должна производиться обработка питательной воды парогенераторов и конденсата турбин аммиаком, гидразином, морфолином или другими аминосодержащими реагентами, применение которых согласовано в установленном порядке с регулирующими органами.

При снижении значения рН продувочной воды парогенераторов ниже нормируемой величины допускается дозирование в питательную воду гидроксида лития или другого реагента, согласованного с органами государственного регулирования ядерной и радиационной безопасности.


8.7.3 Химический контроль

8.7.3.1 Химический контроль должен обеспечивать:

• своевременное выявление нарушений режимов работы водоподготовительного, теплотехнического и теплосетевого оборудования, приводящих к коррозии, накипеобразованию и отложениям;
  

• определение с необходимой точностью и периодичностью всех нормированных проектом и НД показателей качества технологических сред ТЭС, АЭС и других теплоэнергетических предприятий;
  

• определение качества или состава 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 качества, количества вредных выбросов ТЭС, АЭС и ИТ в атмосферу;
  

• контроль за состоянием оборудования, находящегося в длительном резерве и консервации.
  

8.7.3.2 Эксплуатация электростанции может быть разрешена только после оснащения экспресс-лаборатории и центральной лаборатории устройствами и приборами для осуществления в полном объеме указанного выше химического контроля.

8.7.3.3 Все турбины давлением свежего пара от 9 до 24 Мпа должны быть оснащены автоматическим химконтролем за качеством свежего пара перед турбиной по содержанию натрия, значения рН и электропроводности.

8.7.3.4 На всех контролируемых участках пароводяного тракта должны быть установлены пробоотборники воды и пара с холодильниками для охлаждения проб до 20–40^оС. Все линии отбора проб и поверхности охлаждения холодильников должны изготавливаться из нержавеющей стали.

На ТЭС с энергоблоками мощностью 200 МВт и более и на ТЭЦ с агрегатами мощностью 50 МВт и более линии отбора проб должны выводиться в специальное, имеющее вентиляцию помещение, примыкающее к экспресс-лаборатории.

На АЭС чистые и загрязненные пробы выводятся в отдельные изолированные помещения.

8.7.3.5 В дополнение к внутреннему осмотру оборудования должен быть организован контроль состояния внутренних поверхностей оборудования по вырезанным образцам труб, взятым пробам отложений из проточной части турбин.

Места и периодичность вырезки образцов труб должны определяться в соответствии с действующими НД.

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 или принятия других мер, препятствующих коррозии и образованию отложений.


8.7.4 Нормы качества пара и воды

8.7.4.1 Качество пара прямоточных котлов должно удовлетворять нормам^*:

натрий, не более…...........................................……….…………………..	5 мкг/дм3;
кремниевая кислота, не более…..........................................……….…….	15 мкг/дм3;
удельная электропроводность, не более…...................……….…….…..	0,3 мкСм/см;
значение рН, не менее….................................................................………	7,5.

При нейтрально-кислородном водно-химическом режиме допускается значение рН не менее 6,5.

8.7.4.2 Качество питательной воды прямоточных котлов должно удовлетворять нормам:

общая жесткость, не более….................................……......………….....	0,2 мкг-экв/дм3;
натрий, не более….....……………….......................….…....……..….…..	5 мкг/дм3;
кремниевая кислота, не более….................................………....……….	15 мкг/дм3;
железо, не более…..………………….......................…………………….	10 мкг/дм3;
растворенный кислород при кислородных режимах ............…………	100–200 мкг/дм3;
удельная электропроводность, не более...........................……………..	0,2 мкСм/см;
медь в воде перед деаэратором, не более.......………..………………...	5 мкг/дм3 **;
растворенный кислород в воде после деаэратора (при отсутствии кислородных режимов), не более…………………………………..…..	10 мкг/дм3;
значение рН при режимах:
гидразинно-аммиачном.................................……………….……..	9,1±0,1,

___________________________

*Нормы качества пара и воды здесь и ниже по содержанию натрия, железа, меди и аммиака отражают суммарное количество соответственно Na, Fe, Cu, NH₃, входящих в состав различных соединений по содержанию кремниевой кислоты в пересчете на SiO₂, фосфатов - в пересчете на РО₄³; удельная электропроводность приведена для Н-катионированной пробы или дегазированной пробы в пересчете на температуру 25 ^оС, значение рН – также в пересчете на температуру 25^оС.

**При оснащении в конденсатно-питательном тракте всех теплообменников трубками из нержавеющей стали или другими коррозионно-стойкими материалами – не более 2 мкг/дм³.

гидразинном.................................................…………………….....	7,7±0,2,
кислородно-аммиачном...............................………………………	8,0±0,5,
нейтрально-кислородном............................……………………….	7,0±0,5;
гидразин, мкг/дм3 при режимах:
гидразинно-аммиачном............................…………..…..…..…….	20–60,
гидразинном.................................................…………….……….....	80–100,
при пуске и остановке..........................…………………………….	до 3000;
содержание нефтепродуктов в конденсате (до конденсатоочистки), не более......................................................................……………………	0,1 мг/дм3

8.7.4.3 На ТЭС с прямоточными котлами на давление пара 140 кгс/см² (14 МПа), где проектом не была предусмотрена очистка всего конденсата, выходящего из конденсатосборника турбины, допускается содержание 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 железа – не более 20 мкг/дм³.

Для прямоточных котлов давлением 100 кгс/см² (10 МПа) и менее нормы качества питательной воды, пара и конденсата турбин при работе котлов должны быть установлены ЭГК или соответствующей вышестоящей организацией на основе опыта эксплуатации.

8.7.4.4 Качество теплоносителя первого и второго контура АЭС с реакторами ВВЭР должно отвечать требованиям действующих отраслевых нормативных документов, регламентирующих технические требования к качеству и способы обеспечения.

8.7.4.5 При пуске энергоблока с прямоточным котлом технология вывода загрязнений из пароводяного тракта должна соответствовать действующим НД в зависимости от продолжительности предшествующего простоя энергоблока, а также с учетом длительности предыдущей рабочей компании и объема ремонтных работ на поверхностях нагрева котла.

Технология вывода загрязнений из пароводяного тракта при пусках прямоточных котлов давлением 100 кгс/см² (10 МПа) и менее должна быть установлена ЭГК или соответствующей вышестоящей организацией на основе опыта эксплуатации.

8.7.4.6 При пуске энергоблока с прямоточным котлом после доведения нагрузки до заданной диспетчерским графиком или при подключении второго котла дубль-блока в течении первых двух суток допускается превышение не более чем на 50  удельной электропроводности пара, а также содержания в нём натрия и кремниевой кислоты, а в питательной воде – удельной электропроводности, общей жесткости, содержания натрия, кремниевой кислоты, железа и меди. При этом в первые сутки содержание 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 и консервации превышение норм не более чем на 50  допускается в течение 4 суток. При этом, в первые сутки содержание железа и кремниевой кислоты допускается до 100 мкг/дм³ по каждому из этих составляющих.

8.7.4.7 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 нормам, приведенным в таблице 8.10.