Закон «О безопасной эксплуатации тепломеханического оборудования электрических станций и сетей»



страница3/4
Дата18.10.2016
Размер0,91 Mb.
1   2   3   4
Раздел 5. ТРЕБОВАНИЯ к БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ

ПАРОТУРБИННЫХ установок

Статья 14. Функциональные требования к эксплуатации

паротурбинных установок.
1. При эксплуатации паротурбинных установок должны быть обеспечены:

надежность и безопасность работы всего основного и вспомогательного оборудования;

готовность принятия номинальных электрической и тепловой нагрузок и их безопасного изменения до технического минимума;

нормативные показатели экономичности основного и вспомогательного оборудования.


Статья 15. Функциональные, нормативные требования и

требования безопасности к системам защиты

турбины от повышения частоты вращения её ротора

1. Система автоматического регулирования турбины в процессе эксплуатации должна:

устойчиво выдерживать заданные электрическую и тепловую нагрузки и обеспечивать возможность их плавного изменения;

устойчиво поддерживать частоту вращения ротора турбины на холостом ходу и плавно ее изменять при номинальных и пусковых параметрах пара в пределах рабочего диапазона механизма управления турбиной;

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.

2. Параметры работы системы регулирования паровых турбин должны удовлетворять техническим условиям на поставку турбин.

Степень неравномерности регулирования давления пара в регулируемых отборах и противодавления должна удовлетворять требованиям потребителя, согласованным с заводом-изготовителем турбин, и не допускать срабатывания предохранительных клапанов (устройств).

Все проверки и испытания системы регулирования и защиты турбины от повышения частоты вращения должны выполняться в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей турбин и действующими нормативными документами.

3. Автомат безопасности должен срабатывать при повышении частоты вращения ротора турбины на 10 - 12% сверх номинальной или до значения, указанного заводом-изготовителем.

При срабатывании автомата безопасности должны закрываться:

стопорные, регулирующие (стопорно-регулирующие) клапаны свежего пара и пара промперегрева;

стопорные (отсечные), регулирующие и обратные клапаны, а также регулирующие диафрагмы и заслонки отборов пара;

отсечные клапаны на паропроводах связи со сторонними источниками пара.

4. Система защиты турбины от повышения частоты вращения ротора (включая все ее элементы) подлежит испытанию увеличением частоты вращения выше номинальной в соответствии с указаниями завода-изготовителя.

Статья 16. Требования безопасности и критерии

исправности стопорных, регулирующих, отсечных

и обратных клапанов.
1. Стопорные и регулирующие клапаны свежего пара и пара после перегрева должны быть плотными.

Плотность стопорных и регулирующих клапанов свежего пара, а также пара перегрева подлежит проверке раздельным испытанием каждой группы клапанов.

Критерием плотности клапанов служит частота вращения ротора турбины, которая устанавливается после полного закрытия проверяемых клапанов при полном (номинальном) или частичном давлении пара перед этими клапанами. Допустимое значение частоты вращения определяется инструкцией завода-изготовителя.

При одновременном закрытии всех стопорных и регулирующих клапанов и номинальных параметрах свежего пара и противодавления (вакуума) пропуск пара через них не должен вызывать вращения ротора турбины.

Проверка плотности клапанов должна производиться после монтажа турбины, перед испытанием автомата безопасности повышением частоты вращения, перед остановом турбины в капитальный ремонт, при пуске после капитального ремонта, но не реже 1 раза в год. При выявлении в процессе эксплуатации турбины признаков снижения плотности клапанов (при пуске или останове турбины) должна быть проведена внеочередная проверка их плотности.

2. Плотность обратных клапанов регулируемых отборов и срабатывание предохранительных клапанов этих отборов должны проверяться не реже одного раза в год и перед испытанием турбины на сброс нагрузки.

Обратные клапаны регулируемых отопительных отборов пара, не имеющих связи с отборами других турбин, РОУ и другими источниками пара, при отсутствии специальных указаний завода-изготовителя на плотность не проверяются.

Посадка обратных клапанов всех отборов подлежит проверке перед каждым пуском и при останове турбины, а при нормальной работе - периодически по графику, определяемому техническим руководителем ТЭС, но не реже одного раза в 4 месяца.

При неисправности обратного клапана работа турбины с соответствующим отбором пара запрещается.

3. Проверка времени закрытия стопорных (защитных, отсечных) клапанов, а также снятие характеристик системы регулирования на остановленной турбине и при ее работе на холостом ходу должны выполняться:

после монтажа турбины;

непосредственно до и после капитального ремонта турбины или ремонта основных узлов системы регулирования или парораспределения.

Снятие характеристик системы регулирования при работе турбины под нагрузкой, необходимых для построения статической характеристики, должно выполняться:

после монтажа турбины;

после капитального ремонта турбины или ремонта основных узлов системы регулирования или парораспределения.
Статья 17. Требования безопасности к проведению и результатам испытаний системы регулирования турбины мгновенным сбросом нагрузки.
1. Испытания системы регулирования турбины мгновенным сбросом нагрузки, соответствующей максимальному расходу пара, должны выполняться:

при приемке турбин в эксплуатацию после монтажа;

после реконструкции, изменяющей динамическую характеристику турбоагрегата или статическую и динамическую характеристики системы регулирования.

Испытания системы регулирования серийных турбин, оснащенных электрогидравлическими преобразователями (ЭГП), могут быть произведены путем парового сброса нагрузки (мгновенным закрытием только регулирующих клапанов) без отключения генератора от сети.

На головных образцах турбин и на первых образцах турбин, подвергшихся реконструкции (с изменением динамической характеристики агрегата или характеристик регулирования), и на всех турбинах, не оснащенных ЭГП, испытания должны проводиться со сбросом электрической нагрузки путем отключения генератора от сети.

2. При выявлении отклонений фактических характеристик регулирования и защиты от нормативных значений, увеличения времени закрытия клапанов сверх указанного заводом-изготовителем или в местной инструкции или ухудшения их плотности должны быть определены и устранены причины этих отклонений.

3. 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 %.
Статья 18. Требования по обеспечению безопасности при

эксплуатации систем маслоснабжения турбоустановки.

1. При эксплуатации систем маслоснабжения турбоустановки должны быть обеспечены:

надежность работы агрегатов на всех режимах;

пожаробезопасность;

поддержание качества масла и температурного режима;

предотвращение протечек масла и попадания его в охлаждающую систему и окружающую среду.

2. Резервные и аварийные масляные насосы и устройства их автоматического включения подлежат проверке в работе два раза в месяц при работе турбоагрегата, а также перед каждым его пуском и остановом.

Для турбин, у которых рабочий масляный насос системы смазки имеет индивидуальный электропривод, проверка автоматического включения резерва (АВР) перед остановом не производится.

3. У турбин, оснащенных системами предотвращения развития горения масла на турбоагрегате, электрическая схема системы подлежит проверке перед пуском турбины из холодного состояния.

4. Запорная арматура, устанавливаемая на линиях системы смазки, регулирования и уплотнений генератора, ошибочное переключение которой может привести к останову или повреждению оборудования, должна быть опломбирована в рабочем положении.


Статья 19. Требования по обеспечению безопасности при

эксплуатации конденсационной установки турбины.

1. При эксплуатации конденсационной установки должна быть обеспечена безопасная, экономичная и надежная работа турбины во всех эксплуатационных режимах с соблюдением нормативных температурных напоров в конденсаторе и норм качества конденсата.

2. При эксплуатации конденсационной установки должны выполняться:

профилактические мероприятия по предотвращению загрязнений конденсатора (обработка охлаждающей воды химическими и физическими методами, применение шарикоочистных установок и т.п.);

периодические чистки конденсаторов при повышении давления отработавшего пара по сравнению с нормативными значениями на 0,5 кПа (0,005 кгс/см2) из-за загрязнений поверхностей охлаждения;

контроль за чистотой поверхности охлаждения и трубных досок конденсатора;

контроль за расходом охлаждающей воды (непосредственным измерением расхода или по тепловому балансу конденсаторов), оптимизация расхода охлаждающей воды в соответствии с ее температурой и паровой нагрузкой конденсатора;

проверка плотности вакуумной системы и ее уплотнение;

проверка водяной плотности конденсатора путем систематического контроля солесодержания конденсата;

проверка содержания кислорода в конденсате после конденсатных насосов.

Методы контроля за работой конденсационной установки, его периодичность определяются инструкцией эксплуатирующей организации в зависимости от конкретных условий эксплуатации.
Статья 20. Требования по обеспечению безопасной эксплуатации системы регенерации турбинной установки.
1. При эксплуатации оборудования системы регенерации должны быть обеспечены:

нормативные значения температуры питательной воды (конденсата) за каждым подогревателем и конечный ее подогрев;

надежность теплообменных аппаратов.

Нагрев питательной воды (конденсата), температурные напоры, переохлаждение конденсата греющего пара в подогревателях системы регенерации должны проверяться до и после капитального ремонта турбоустановки, после ремонта подогревателей и периодически по графику (не реже одного раза в месяц).

2. Эксплуатация подогревателя высокого давления (ПВД) запрещается:

при отсутствии или неисправности элементов его защиты;

при неисправности клапана регулятора уровня.

Эксплуатация группы ПВД, объединенных аварийным обводом, запрещается при:

отсутствии или неисправности элементов защиты хотя бы на одном ПВД;

неисправности клапана регулятора уровня любого ПВД;

отключении по пару любого ПВД.

Подогреватель высокого давления или группа ПВД подлежат немедленному отключению при неисправности защиты или клапана регулятора уровня (КРУ). При неисправном состоянии каких-либо других, кроме КРУ, элементов системы автоматического регулирования уровня и невозможности быстрого устранения дефекта на работающем оборудовании подогреватель (или группа ПВД) должен быть выведен из работы в срок, определяемый техническим руководителем эксплуатирующей организации.


Статья 21. Требования по обеспечению безопасного пуска

турбинной установки.

1. Резервные питательные насосы, а также другие насосные агрегаты, находящиеся в автоматическом резерве, должны быть исправными и содержаться в постоянной готовности к пуску - с открытыми задвижками на входном и выходном трубопроводах.

Проверка их включения и плановый переход с работающего насоса на резервный должны производиться по графику, но не реже одного раза в месяц.

2. Перед пуском турбины после среднего или капитального ремонта подлежит проверке исправность и готовность к включению основного и вспомогательного оборудования, контрольно-измерительных приборов, средств дистанционного и автоматического управления, устройств технологической защиты, блокировок, средств информации и оперативной связи. Выявленные при этом неисправности подлежат устранению.

Перед пуском турбины из холодного состояния (после нахождения ее в резерве более трех суток) подлежат проверке: исправность и готовность к включению оборудования и КИП, а также работоспособность средств дистанционного и автоматического управления, устройств технологической защиты, блокировок, средств информации и оперативной связи; прохождение команд технологических защит на все исполнительные устройства; исправность и готовность к включению тех средств и оборудования, на которых за время простоя производились ремонтные работы. Выявленные при этом неисправности подлежат устранению до пуска.

При пусках агрегата из других тепловых состояний средства защиты и блокировки должны проверяться в соответствии с инструкциями эксплуатирующей организации.

Руководить пуском турбины должен начальник смены цеха или старший машинист, а после капитального или среднего ремонта - начальник цеха или его заместитель.

3. Пуск турбины запрещается в случаях:

отклонения показателей теплового и механического состояний турбины от допустимых значений, регламентированных заводом-изготовителем турбины;

неисправности хотя бы одной из защит, действующих на останов турбины;

наличия дефектов системы регулирования и парораспределения, которые могут привести к разгону турбины;

неисправности одного из масляных насосов смазки, регулирования, уплотнений генератора или устройств их автоматического включения (АВР);

отклонения качества масла от норм на эксплуатационные масла или понижения температуры масла ниже установленного заводом-изготови-телем предела;

отклонения качества свежего пара по химическому составу от норм.

4. Подача пара на уплотнения турбины, сброс горячей воды и пара в конденсатор, подача пара для прогрева турбины без включения валоповоротного устройства запрещаются. Условия подачи пара в турбину, не имеющую валоповоротного устройства, определяются инструкцией эксплуатирующей организации.

Сброс в конденсатор рабочей среды из котла или паропроводов и подача пара в турбину для ее пуска должны производиться при давлениях пара в конденсаторе, указанных в инструкциях или других документах заводов-изготовителей турбин, но не выше 60 кПа (0,6 кгс/см2).

Статья 22. Требования безопасности при нормальной работе

и остановах турбоагрегатов.
1. Не допускается превышение допускаемой заводом – изготовителем продолжительности работы турбоустановки с вибрациями подшипниковых опор, превышающими установленные заводом нормативные значения.

Периодичность контроля значений вибрации подшипниковых опор турбоустановки в процессе ее эксплуатации должна быть установлена инструкцией эксплуатирующей организации в зависимости от вибрационного состояния турбоагрегата, но не реже одного раза в месяц.

2. Для контроля за состоянием проточной части турбины и заносом ее солями должны проверяться не реже одного раза в месяц 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 вследствие солевого заноса должна быть произведена очистка проточной части турбины, способ которой должен быть выбран исходя из состава и характера отложений и местных условий.

3. Для каждой турбины подлежит определению длительность выбега ротора при останове с нормальным давлением отработавшего пара и при останове со срывом вакуума. При изменении этой длительности должны быть выявлены и устранены причины отклонения. Длительность выбега должна быть проконтролирована при всех остановах турбоагрегата.

4. При выводе турбины в резерв на срок семь суток и более должны быть приняты меры к консервации оборудования турбоустановки.

Метод консервации выбирается техническим руководителем эксплуатирующей организации, исходя из местных условий.

5. Турбина должна быть немедленно остановлена (отключена) персоналом при отказе в работе защит или при их отсутствии в случаях, установленных заводом – изготовителем.

Необходимость срыва вакуума при отключении турбины должна быть определена инструкцией эксплуатирующей организации в соответствии с указаниями завода-изготовителя.

В инструкции эксплуатирущей организации должны быть даны четкие указания о недопустимых отклонениях значений контролируемых величин по агрегату.
Раздел 6. ТРЕБОВАНИЯ к БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ

БЛОЧНЫХ установок ТЕПЛОВЫХ ЭлекТРО-

станций
Статья 23. Функциональные требования и требования

безопасности к эксплуатации блочных установок ТЭС
1. При эксплуатации блочных установок должно обеспечиваться их участие в регулировании частоты и мощности при нормальных (в соответствии с диспетчерским графиком) и аварийных режимах энергосистемы.

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

2. Нижний предел регулировочного диапазона энергоблока должен быть установлен исходя из условия сохранения неизменного состава работающего оборудования и работы системы автоматического регулирования во всем диапазоне нагрузок без вмешательства персонала. При эксплуатации энергоблоков должна быть обеспечена возможность их безопасной работы на техническом минимуме нагрузки, для достижения которого допускается изменение состава работающего оборудования и отключение отдельных автоматических регуляторов.

Нижний предел регулировочного диапазона и технический минимум нагрузки подлежат указанию в инструкции эксплуатирующей организации и должны быть доведены до сведения диспетчерской службы.

При нагрузке энергоблока, соответствующей нижнему пределу регулировочного диапазона или техническому минимуму, не допускается понижение температуры свежего пара и пара после перегрева более заданного заводами - изготовителями оборудования.

3. Предельная скорость изменения нагрузки энергоблока в регулировочном диапазоне должна быть установлена на основании норм предельно допустимых скоростей изменения нагрузки при работе энергоблоков 160 - 800 МВт в регулировочном диапазоне.

Энергоблоки, спроектированные для работы с постоянным давлением свежего пара, допускается эксплуатировать в режиме скользящего давления с полным открытием части регулирующих клапанов ЦВД турбины после проведения специальных испытаний и согласования режимов с заводами - изготовителями котлов. При этом в инструкции эксплуатирующей организации должны быть внесены соответствующие дополнения.

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

5. Работа не входящих в систему регулирования частоты и мощности в энергосистеме энергоблоков с включенными регуляторами давления пара перед турбиной, воздействующими на регулирующие клапаны турбины (регуляторами "до себя") допускается только временно в исключительных случаях, при неисправности или неустойчивости работы оборудования с разрешения технического руководителя энергосистемы с уведомлением органов диспетчерского управления соответствующего уровня.

6. При отсутствии (отказе) системы автоматического регулирования частоты и мощности энергоблоков в случае наброса (сброса) нагрузки турбин вследствие изменения частоты персонал обязан немедленно приступить к изменению нагрузки котлов в пределах регулировочного диапазона с целью восстановления исходного давления свежего пара. Если изменения нагрузки могут привести к перегрузкам линий электропередачи, угрожающим нарушением устойчивости энергосистемы, то в инструкциях эксплуатирующей организации должны быть указаны согласованные с органами диспетчерского управления соответствующего уровня изменения частоты, при которых должны начинаться указанные действия персонала.


Статья 24. Требования по обеспечению безопасности пуска

и останова блочной установки ТЭС

1. Оборудование, пусковые и электрические схемы, арматура, тепловая изоляция, растопочное и водное хозяйство энергоблоков и электростанций должны содержаться в состоянии, позволяющем обеспечить одновременный пуск не менее двух энергоблоков электростанции после любой продолжительности простоя.

Изменения проектных пусковых схем на действующих энергоблоках допускаются:

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

при модернизации пусковых схем в целях их приближения к типовой пусковой схеме или улучшения эксплуатационных качеств.

Объем и порядок модернизации и изменения пусковых схем энергоблоков подлежат согласованию с заводами-изготовителями оборудования.

2. Пуском и остановом энергоблока должен руководить старший машинист энергоблока или начальник смены котлотурбинного цеха, а после капитального и среднего ремонта - начальник котлотурбинного цеха или его заместитель.

3. Пуск энергоблока запрещается в случаях:

наличия условий, не допускающих пуск основного оборудования в соответствии с настоящим техническим регламентом;

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

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

неготовности к включению блочной обессоливающей установки;

повреждения опор и пружинных подвесок трубопроводов.

4. Остановы энергоблоков в резерв на ночное время должны производиться без расхолаживания оборудования. На всех энергоблоках подлежит обеспариванию система промежуточного перегрева пара, а на энергоблоках с прямоточными котлами, оснащенными встроенной задвижкой (ВЗ) и встроенным сепаратором, также и пароперегревательный тракт за ВЗ. На барабанных котлах, а также на прямоточных котлах с полнопроходным сепаратором (ППС) должны быть реализованы технологические приемы, исключающие выброс конденсата из пароперегревательных поверхностей нагрева в горячие паросборные коллекторы.

5. Энергоблок должен быть немедленно остановлен персоналом при отказе в работе защит или при их отсутствии в случаях:

останова котла моноблока или обоих котлов дубль-блока;

отключения турбины, связанного с ее повреждениями или опасными нарушениями режима работы, указанными в разделе 5 настоящего регламента (кроме случаев недопустимого понижения температуры свежего пара или после перегрева);

отключения генератора или трансформатора энергоблока из-за внутреннего повреждения;

отключения всех питательных насосов;

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

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

пожара, угрожающего персоналу, оборудованию или цепям дистанционного управления отключающей арматуры, входящей в схемы защиты оборудования энергоблока.

Раздел 7. ТРЕБОВАНИЯ к БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ

систем управления технологическими

процессами.
Статья 25. Функциональное назначение и требования по

обеспечению безопасной эксплуатации систем

управления технологическими процессами.

1. Системы управления технологическими процессами, в том числе и автоматизированные (АСУ ТП), в процессе эксплуатации должны обеспечивать:

контроль за состоянием энергетического оборудования;

автоматическое регулирование технологических параметров;

автоматическую защиту технологического оборудования;

автоматическое управление оборудованием по заданным алгоритмам (логическое управление);

технологическую и аварийную сигнализацию;

дистанционное управление регулирующей и запорной арматурой.

Средства измерений, средства и программно-технические комплексы контроля и представления информации, автоматического регулирования, технологической защиты и сигнализации, логического и дистанционного управления, технической диагностики при включенном технологическом оборудовании должны постоянно находиться в работе в проектном объеме и обеспечивать выполнение заданных функций и качества работы.

Вывод из работы устройств систем управления для проведения ремонта, испытаний и других работ должен быть оформлен заявкой, подаваемой в соответствующий центр, осуществляющий оперативно-диспетчерское управление энергообъекта. Заявки должны быть утверждены техническим руководителем эксплуатирующей организации.

2. Электропитание системы управления должно распределяться по следующим группам потребителей:

технологические защиты и их датчики,

устройства дистанционного управления и блокировки,

приборы технологического контроля и их датчики,

устройства аварийной предупредительной сигнализации,

системы обнаружения и тушения пожара,

средства авторегулирования,

средства вычислительной техники и их датчики.

Потребители всех групп, кроме средств вычислительной техники, должны быть разделены на подгруппы по технологическому принципу: для котельного и турбинного отделений.

Распределение по подгруппам, группам должно осуществляться через самостоятельные аппараты защиты, обеспечивающие селективное отключение поврежденных участков и ремонт элементов сети электропитания без останова основного оборудования.

Для блочных установок источниками оперативного тока напряжением 220/380 В должны быть шины распределительного устройства собственных нужд 0,4 кВ своего или соседнего энергоблока, от которого не резервируются шины РУСН 0,4 кВ данного энергоблока, инверторы агрегатов бесперебойного питания, шины щита постоянного тока.

Действие сигнализации должно быть обеспечено при полной потере питания, как любой группы потребителей, так и одного из вводов.

Исправность средств автоматического включения резервного электрического питания устройств управления и устройств сигнализации наличия напряжения питания должна проверяться по графику, утвержденному техническим руководителем энергообъекта.

3. Температура окружающего воздуха, влажность, вибрация, радиация, напряженность внешних электрических и магнитных полей, импульсные перенапряжения, радио и импульсные помехи, интенсивность электростатических разрядов, а также запыленность в местах установки технических средств системы управления не должны превышать значений, допускаемых соответствующими актами технического законодательства и техническими условиями.

Система кондиционирования воздуха должна содержаться в состоянии, обеспечивающем надежное функционирование технических средств, систем управления.

4. Щиты шкафного типа должны быть заземлены, тщательно уплотнены, оборудованы постоянным освещением и подключенными к сети освещения помещений штепсельными розетками на 12 и 220 В. Дверцы щитов должны запираться.

Сборки задвижек, панели аппаратуры защиты, местные щиты управления должны быть оснащены содержащейся в исправном состоянии телефонной связью с блочным или групповым щитом управления.

5. Аппаратура, установленная на панелях, пультах и по месту, первичные преобразователи, запорная арматура импульсных линий, а также сборки зажимов должны быть оснащены четкими надписями, указывающими их назначение.

Щиты, переходные коробки, исполнительные механизмы, все зажимы и подходящие к ним кабели, провода и жилы кабелей, а также трубные соединительные (импульсные) линии должны иметь маркировку.

Площадки для обслуживания заборных устройств, первичных преобразователей и исполнительных механизмов должны соответствовать требованиям техники безопасности и содержаться в чистоте и исправности.

6. Трассы и прокладки силовых и измерительных кабельных линий к средствам управления должны соответствовать противопожарным требованиям.

Объем и периодичность проверки изоляции силовых и измерительных кабельных линий должны соответствовать действующим правилам.

Совмещение в одном кабеле цепей измерения с силовыми и управляющими цепями запрещается.

Уплотнения мест прохода кабелей и импульсных линий через стены, разделяющие помещения, и уплотнения вводов кабелей и импульсных линий в щиты и панели должны обеспечивать плотность или герметичность в соответствии с правилами пожарной безопасности. Проверка состояния уплотнений должна производиться после капитального ремонта и по мере необходимости.

7. Импульсные линии должны быть плотными. После капитального ремонта оборудования все импульсные линии подлежат продувке. Периодичность продувки в процессе эксплуатации линий, в которые возможно попадание воздуха или шлама, должна быть установлена инструкцией эксплуатирующей организации.

Первичные запорные органы на отборных устройствах должны обеспечивать возможность отключения импульсных линий при работе оборудования.

Люфты, плотность и расходные характеристики используемых в системе управления регулирующих и запорных органов, оснащенных электроприводом, должны удовлетворять предъявляемым к ним техническим требованиям. После закрытия регулирующих и запорных органов плотность должна быть обеспечена воздействием системы дистанционного или автоматического управления, без "дозакрытия" вручную.

8. Техническое обслуживание, текущий и капитальный ремонт средств управления должны выполняться в соответствии с графиком, утвержденным техническим руководителем энергообъекта и составленным на основании заводских инструкций и нормативов на сроки и состав технического обслуживания и ремонта.

9. Ввод в эксплуатацию технологических защит после монтажа или реконструкции должен производиться по разрешению технического руководителя энергообъекта.

Технологические защиты, введенные в постоянную эксплуатацию, должны быть включены в течение всего времени работы оборудования, на котором они установлены.

Вывод из работы исправных технологических защит запрещается.

Защиты должны быть выведены из работы в следующих случаях:

при работе оборудования в переходных режимах, когда необходимость отключения защиты определена инструкцией по эксплуатации основного оборудования;

при очевидной неисправности защиты - отключение производится по распоряжению начальника смены электростанции с обязательным уведомлением технического руководителя и оформляется записью в оперативной документации;

для периодического опробования, если оно производится на действующем оборудовании.

Ремонтные и наладочные работы в цепях включенных защит запрещаются.

10. Периодическое опробование технологических защит должно производиться согласно графику, утвержденному техническим руководителем энергообъекта. При недопустимости проверки исполнительных операций защит в связи с тепловым состоянием защищаемого оборудования опробование защиты производится в испытательном положении - без воздействия на исполнительные устройства.

Перед пуском защищаемого оборудования после его капитального и среднего ремонта, после проведения ремонта в цепях технологических защит а также простоя оборудования более трех суток подлежит проверке исправность и готовность защит к включению путем опробования действия каждой защиты на сигнал и на все исполнительные устройства, в том числе на включение аварийного резерва.

Опробование защит с воздействием на оборудование должно производиться после окончания всех работ на защищаемом ими оборудовании.

11. Панели защит с обеих сторон и установленная на них аппаратура должны быть оснащены четкими надписями, информирующими об их назначении.

На шкалах приборов должны быть отмечены значения уставок срабатывания защит.

12. Алгоритмы работы защит определяются изготовителем защищаемого оборудования и действующими нормативными документами. Значения уставок и выдержек времени срабатывания защит определяются изготовителем защищаемого оборудования или наладочной организацией на основании результатов испытаний.

Устройства для изменения уставок должны быть опломбированы (кроме регистрирующих приборов). Снятие пломб должно производиться только при отключенных средствах защиты обслуживающим их персоналом с записью в оперативном журнале.

13. При останове оборудования вследствие действия технологических защит должна быть предусмотрена возможность определения защиты, сработавшей первой.

Специальные средства фиксации защиты, сработавшей первой, включая регистраторы событий, должны находится во включенном состоянии в течение всего времени работы защищаемого оборудования.

Все случаи срабатывания защит, а также их отказов подлежат учету, а причины и виды неисправностей - анализу.

14. Регуляторы, введенные в эксплуатацию, должны поддерживаться в состоянии, обеспечивающем нахождение технологических параметров в рамках значений, регламентированных нормативными документами.

Отключение исправных автоматических регуляторов допускается только в случаях, указанных в инструкциях по эксплуатации.

15. Технологическое оборудование должно соответствовать требованиям настоящего технического регламента и техническим условиям заводов - изготовителей автоматизированного оборудования.

16. По каждому контуру регулирования, введенному в эксплуатацию, в техническом архиве электростанции должны храниться данные, необходимые для восстановления его настройки после ремонта или замены вышедшей из строя аппаратуры.

17. Ввод в эксплуатацию средств программного (логического) управления после наладки или корректировки технологических алгоритмов управления производится по распоряжению технического руководителя энергообъекта.

18. Средства логического управления, введенные в эксплуатацию, должны находиться в состоянии, обеспечивающем выполнение соответствующих технологических алгоритмов (программ). Проверка работоспособности средств логического управления должна производиться персоналом технологического цеха и цеха, обслуживающего систему управления, после проведения ремонтных работ во внешних цепях или шкафах. Проверка должна быть проведена с воздействием на исполнительные органы, если этому не препятствует тепловое состояние оборудования. В противном случае она должна осуществляться в испытательном положении - без воздействия на исполнительные органы.

Объем и порядок проведения проверок работоспособности должны быть регламентированы инструкцией, утвержденной техническим руководителем энергообъекта.

19. На работающем оборудовании производство ремонтных и наладочных работ в исполнительных (внешних) цепях средств логического управления запрещается.

Проведение наладочных работ в шкафах средств логического управления разрешается при условии отключения от них исполнительных цепей. Подсоединение исполнительных цепей к средствам логического управления разрешается только на остановленном оборудовании.

20. Все изменения технологических алгоритмов средств логического управления, введенных в эксплуатацию, подлежат утверждению техническим руководителем энергообъекта.


Раздел 8. ТРЕБОВАНИЯ к организации ЭКСПЛУАТАЦИИ

водоподготовительных установок тепло-

вых электростанций, тепловых сетей и

систем коммунального теплоснабжения.

Статья 26. Функциональное назначение водоподготовительных

установок и требования к организации и контролю

водно-химического режима тепловых энергоустановок

1. В процессе эксплуатации должны быть обеспечены безопасные работа и водно-химический режим водоподготовительных установок и теплоэнергетического оборудования электростанций, тепловых сетей и систем коммунального теплоснабжения без повреждений и снижения экономичности, вызываемых коррозией внутренних поверхностей, а также образованием накипи и отложений на теплопередающих поверхностях, отложений в проточной части турбин, шлама в оборудовании и трубопроводах.

2. Организация и контроль водно-химического режима работы оборудования должны осуществляться персоналом химического цеха или химической лаборатории, являющихся структурным подразделением эксплуатирующей организации.

Нормы качества питательной, котловой, подпиточной, сетевой воды и воды, впрыскиваемой в паропроводы для регулирования температуры пара, качества насыщенного и перегретого пара, конденсата турбин, испарителей и возвращаемого с производства должны быть установлены на основании инструкций заводов – изготовителей оборудования и (или) результатов его теплохимических испытаний.

Внутрикотловой водно-химический режим и способы его коррекции в процессе эксплуатации должны быть установлены специализированной наладочной организацией на основании инструкций завода-изготовителя котла и результатов теплохимических испытаний.

Химический контроль должен обеспечивать:

своевременное выявление нарушений регламентированных режимов работы водоподготовительного, теплоэнергетического и теплосилового оборудования, приводящим к коррозии, накипеобразованиям и отложениям;

определение качества или состава воды, пара, конденсата, отложений, реагентов, консервирующих и промывочных растворов, масел и сточных вод;

определение количества вредных выбросов в окружающую среду;

проверку загазованности производственных помещений, баков, камер, колодцев и других объектов.

Периодичность химического контроля водно-химического режима устанавливается специализированной наладочной организацией с учетом качества исходной воды и состояния действующего оборудования.

Внутренние осмотры оборудования, отбор проб отложений, вырезка образцов труб, составление актов осмотра, а также расследование аварий и неполадок, связанных с водно-химическим режимом, должны выполняться персоналом соответствующего технологического подразделения эксплуатирующей организации с участием персонала химического цеха или лаборатории.


Раздел 9. ТРЕБОВАНИЯ к безопасной ЭКСПЛУАТАЦИИ

золоулавливающих установок, систем

золошлакоудаления и золоотвалов.
Статья 27. Золоулавливающие установки.

1. Каждая золоулавливающая установка подлежит регистрации в органах Федеральной службы по надзору в сфере природоиспользования Министерства природных ресурсов Российской Федерации.




Поделитесь с Вашими друзьями:
1   2   3   4


База данных защищена авторским правом ©grazit.ru 2017
обратиться к администрации

    Главная страница