Спублики Казахстан от 9 июля 2004 года «Об электроэнергетике» иустанавливают порядок технической эксплуатации электрических станции и сетей Республики Казахстан - страница 7


неисправности одного из масляных насосов или системы их автоматического включения;

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 допустимого значения.

Пуск ГТУ после аварийного останова или сбоя при предыдущем пуске, если причины этих отказов не устранены, не допускается.

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

После каждой неудачной попытки пуска ГТУ зажигание топлива без предварительной вентиляции трактов не менее 4 минут при работе на жидком топливе и 10 минут при работе на газообразном топливе не допускается. Конкретная продолжительность вентиляции в зависимости от компоновки тракта, вида топлива и типа ГТУ должна быть указана в инструкции по эксплуатации.

492. Пуск должен быть немедленно прекращен действием защит или персоналом в случаях:

1) нарушения установленной последовательности пусковых операций;

2) повышения температуры газов выше допустимой по графику пуска;

3) повышения нагрузки пускового устройства выше допустимой;

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

5) помпажных явлений в компрессорах ГТУ.

493. ГТУ должна быть немедленно от­ключена действием защит или персоналом в случаях:

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

2) повышения частоты вращения ротора сверх допустимого предела;

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

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

5) недопустимого понижения 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;

6) прослушивания металлических звуков (скрежета, стуков), необычных шумов внутри турбомашин и аппаратов ГТУ;

7) возрастания вибрации подшипниковых опор выше допус­тимых значений, указанных в пункте 504 настоящих Правил;

8) появления искр или дыма из подшипников или концевых уплотнений турбомашин или генератора;

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

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

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

12) исчезновения напряжения на устройствах регулирования и автоматизации или на всех контрольно-измерительных приборах;

13) отключения турбогенератора вследствие повреждения;

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

15) недопустимого изменения давления воздуха за компрессорами.

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

494. ГТУ должна быть разгружена и остановлена по решению технического руководителя электростанции в случаях:

1) нарушения нормального режима эксплуатации или нормальной работы вспомогательного оборудования, при появлении сигналов предупредительной сигнализации, если устранение причин нарушения невозможно без останова;

2) заедания стопорных, регулирующих и противопомпажных клапанов;

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

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

5) недопустимого увеличения неравномерности измеряемых температур газов;

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

7) при неисправности отдельных защит или оперативных контрольно-измерительных приборов.

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

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

496. После отключения ГТУ должна быть обеспечена эффективная вентиляция трактов и там, где это предусмотрено, произведена 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 инструкции по эксплуатации.

497. На электростанциях должны быть установлены регламент технического обслуживания ГТУ, технология и периодичность выполнения регламентных работ.

498. Регламент технического обслуживания должен предусматривать:

визуальную диагностику проточной части без разборки турбомашин и аппаратов в местах, указанных в инструкции по эксплуатации, с применением специальных оптических или волоконно-оптических приборов, если это предусмотрено заводской ин­струкцией;

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 резервных и аварийных масляных насосов и уст­ройств автоматического включения; 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;

проверку и восстановление эффективности шумоглушения внутри машинного зала, на территории электростанции и прилегающей к ней территории;

проверку эффективности оборудования, ограничивающего концентрацию в уходящих газах загрязняющих атмосферу выбросов.

499. 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 газов на входе в турбину или выходе из нее;

давления топлива и воздуха (газов), а также давления и температуры масла в характерных точках;

вибрации турбин, компрессоров, турбогенераторов и возбудителей;

соответствия экономичности расчетной и нормативной.

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

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

501. Проверка действия защит от превышения температуры газов в турбинах должна проводиться не реже 1 раза в 4 месяца.

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

при приемке ГТУ в эксплуатацию после монтажа;

после реконструкции, изменяющей динамическую характерис­тику ГТУ или статическую и динамическую характеристики сис­темы регулирования;

при выявлении существенных изменений статических и дина­мических характеристик регулирования в процессе эксплуатации или при ремонте (после устранения обнаруженных недостатков).

503. 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 1 раз в смену, а контрольные автоматические пуски с нагружением ацетата должны производиться не реже 1 раза в месяц.

504. При эксплуатации ГТУ средние квадратические 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 ГТУ более 7 суток не допускается, а при вибрации 11,2 мм-с–1 турбина должна быть отключена действием защиты или вручную.

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

ГТУ должна быть разгружена и остановлена, если в течение 1-3 суток произойдет плавное возрастание любого компонента вибрации одной из опор подшипников на 2 мм-с–1 .

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.

505. 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 должна быть выявлена причина отклонения и приняты меры к ее устранению.

506. 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.

507. Периодичность среднего и капитального ремонта долж­на быть установлена согласно техническим условиям в зависи­мости от режимов и продолжительности работы ГТУ, количества пусков и используемого топлива с учетом фактического состоя­ния оборудования.


25. Системы управления технологическими процессами


508. Системы управления технологическими процессами, том числе и автоматизированные (АСУ ТП), во время эксплуатации должны обеспечивать:

контроль технического состояния энергетического оборудования;

автоматическое регулирование технологических параметров;

автоматическую защиту технологического оборудования;

автоматическое управление оборудованием по заданным алгоритмам;

технологическую и аварийную сигнализацию;

дистанционное управление регулирующей и запорной арматурой.

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

509. Персоналу, обслуживающему системы управления, необходимо обеспечить поддержание этих систем в исправном состоянии, готовность их к работе, своевременность проведения технического обслуживания и ремонта, выполнение мероприятий по по­вышению надежности и эффективности использования, наличие запасных приборов и материалов.

Персоналу, обслуживающему технологическое оборудование, необходимо своевременно вводить в работу и эффективно использо­вать системы управления.

Контроль за сохранность и чистоту внешних частей устройств систем управления ведет оперативный персо­нал цехов, районов, участков энергообъектов, в которых установ­лены устройства управления.

510. Системы управления технологическими процессами должны быть выполнены в объеме, установленном нормативно-техническими документами, с применением технических средств, обеспечивающих минимум трудозатрат на обслуживание, ремонт и наладку.

511. Электропитание системы управления должно быть осуществлено по 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 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 (РУСН) 0,4 кВ своего или соседнего энергоблока, от которого не резервируется 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 должны проверяться по графику, утвержденному техническим руководителем энергообъекта.

512. 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 (АСУ ТП) не должны превышать значений, допускаемых стандартами и техническими условиями.

В местах расположения технических средств в помещениях технологических цехов температура в нормальных условиях должна находится в пределах +10 – +50С, относительная влажность не более 90%. В аварийных режимах, характеризующихся образованием течей технологического оборудования, температура и относительная влажность допускается, соответственно, 75С и 100%.

В помещениях щитов управления, где расположены технические средства системы контроля и управления (АСУ ТП), температура и относительная влажность должны быть не выше соответственно 25С и 40-80 %. В аварийных режимах, обусловленных неисправностью систем кондиционирования воздуха, указанные параметры могут быть соответственно 35 С и 90%.

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

513. Щиты шкафного типа должны быть заземлены, тщательно уплотнены, иметь постоянное освещение, штепсельные розетки на 12 и 220 В. Дверцы щитов должны запираться.

Штепсельные розетки должны быть подключены к сети освещения помещений.

Телефонная связь между местными приборами, сборками задвижек, панелями неоперативного контура блочных щитов, панелями аппаратуры защиты и сборками первичных преобразователей и средства их связи с оперативным щитом управления должны быть в исправном состоянии.

514. На аппаратуре, установленной на панелях, пультах и по месту, на первичных преобразователях, запорной арматуре и сборках зажимов должны быть надписи о назна­чении аппаратуры.

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.

515. У заборных устройств, первичных преобразователей и исполнительных механизмов должны быть площадки для обслу­живания.

516. Прокладки силовых и измерительных кабельных линий к средствам управления должны соответствовать противопожар­ным требованиям и Правилам устройства электроустановок (ПУЭ).

Объем и периодичность проверки изоляции силовых и изме­рительных кабельных линий должны соответствовать требованиям настоящих Правил (главы 39 и 40).

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

517. 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 противопожарными требованиями. Проверка состояния уплотнений должна производиться после капитального ремонта и по мере необходимости.

518. Импульсные линии должны быть плотными. После капитального ремонта оборудования все импульсные линии должны продуваться. Линии, в которые возможно попадание воздуха или шлама, кроме того, должны продуваться с периодичностью, установленной местной инструкцией.

Первичные запорные органы на отборных устройствах при эксплуатации должны обеспечивать возможность отключения импульсных линий при работе оборудования. Ремонт первичных запорных органов и все операции с ними (открытие, закрытие) необходимо осуществлять персоналу, обслуживающему технологическое оборудование.

519. Регулирующие и запорные органы, используемые в системах управления и оснащенные серводвигателем, в процессе эксплуатации должны удовлетворять техническим требованиям по плотности, расходным характеристикам и люфтам. При закрытии плотность должна обеспечиваться воздействием системы дистанционного или автоматического управления без «дозакрытия» вручную.

Ремонт регулирующих и запорных органов, сочленений их с исполнительными механизмами, ремонт электроприводов и установка их на место необходимо выполнять персоналу, ремонтирующему технологическое оборудование, а приемку – персоналу, обслуживающему системы управления.

520. Техническое обслуживание, текущий и капитальный ремонт средств управления должны быть организованы по гра­фикам, утвержденным техническим руководителем энергообъекта и составленным на основании заводских инструкций или нормативов на сроки и состав технического обслуживания и ремонта. Ремонт технических средств, входящих в информационные и вычислитель­ные комплексы с ЭВМ, должен осуществляться на специализированных предприятиях по заводской технологии.

521. Ввод в эксплуатацию технологических защит после монтажа или реконструкции должен выполняться по распоряже­нию технического руководителя энергообъекта.

522. 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 не допускается.

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 должно быть произведено по распоряжению начальника смены электростанции с уведомлением технического руководителя и оформлено записью в оперативной документации;

для периодической проверки согласно графику, утвержденному техническим руководителем энергообъекта. Производство ремонтных и наладочных работ в цепях включенных защит не допускается.

523. Исполнительные операции защит и устройств автоматического включения резерва технологического оборудования необходимо проверять персоналу соответствующего технологического цеха и персоналу, обслуживающего эти средства, перед пуском оборудования после его простоя более 3 суток или если во время останова на срок менее 3 суток производились ремонтные работы в цепях защит. При недопустимости проверки исполнительных операций в связи с тепловым состоянием агре­гата проверка защиты должна быть осуществлена без воздействия на исполнительные органы.

Опробование защит с воздействием на оборудование произво­дится после окончания всех работ на оборудовании, участвующем в работе защит.

524. Средства технологических защит (первичные измерительные преобразователи, измерительные приборы, сборки зажи­мов, ключи и переключатели, запорная арматура импульсных линий) должны иметь внешние отличительные признаки (красный цвет и другие).

На панелях защит с обеих сторон и установленной на них аппаратуре должны быть надписи, указывающие их назначение. На шкалах приборов должны быть отметки уставок срабатывания защит.

525. Алгоритмы работы защит, включают значения уставок, выдержек времени срабатывания и определяются заво­дом-изготовителем оборудования. При реконструкции обо­рудования или отсутствии данных заводов-изготовителей уставки и выдержки времени должны быть установлены на основании результатов испытаний.

Устройства для изменения уставок должны быть опломбированы (кроме регистрирующих приборов). Пломбы разрешается снимать только работникам, обслуживающим средства защиты, с записью об этом в оперативном журнале. Снятие пломб разрешается только при отключенных средствах защиты.

526. Технологические защиты, действующие на отключение оборудования, должны быть снабжены средствами, фиксирующими первопричину их срабатывания.

Средства, фиксирующие первопричину срабатывания защиты, включая регистраторы событий, должны быть в эксплуатации в течение всего времени работы защищаемого оборудования.

Все случаи срабатывания защит, а также их отказов должны быть учтены, а причины и виды неисправностей проанализированы.

527. Регуляторы, введенные в эксплуатацию, должны быть в состоянии, обеспечивающем поддержание технологических параметров, регламентированных нормативно-техническими документами.

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

528. Технологическое оборудование должно соответствовать требованиям настоящих Правил и техническим условиям заводов-изготовителей автоматизированного оборудования.

529. По каждому контуру регулирования, введенному в эксплуатацию, на электростанции нужно иметь данные, необходи­мые для восстановления его настройки после ремонта или замены вышедшей из строя аппаратуры.

530. Ввод в эксплуатацию средств логического управления после наладки или корректировки технологических алгоритмов управления должен производиться пo распоряжению техническо­го руководителя энергообъекта.

531. Средства логического управления, введенные в эксплу­атацию, должны быть в состоянии, обеспечивающем выполнение соответствующих технологических программ (алгоритмов). Про­верка работоспособности средств логического управления произ­водится после доведения ремонтных работ, как во внешних цепях, так и в шкафах. Она должна выполняться персоналом техноло­гического цеха и цеха, обслуживающего систему управления, с воздействием на исполнительные органы. При недопустимости проверки исполнительных операций проверку работоспособности средств логического управления необходимо производить персоналу, обслуживающему средства управления, перед пуском оборудования после его простоя более 3 суток.

Если во время останова технологического оборудования на срок менее 3 суток в цепях средств логического управления производились ремонтные и наладочные работы и если аналогичные работы производились ранее в шкафах центральной части, проверка работоспособности средств логического управления должна выполняться персоналом технологического цеха и персоналом, обслуживающим средства управления, с воздействием на исполнительные органы на остановленном оборудовании.

При недопустимости проверки исполнительных операций в связи с тепловым состоянием оборудования проверка средств логического управления должна осуществляться без воздействия на исполнительные органы.

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

532. На работающем оборудовании производство ремонтных и наладочных работ в исполнительных (внешних) цепях средств логического управления не допускается.

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

533. Все изменения технологических алгоритмов средств логического управления, введенных в эксплуатацию, должны быть утверждены техническим руководителем энергообъекта.

534. Если предусмотренные проектом регуляторы, средства логического управления, функции АСУ ТП не введены в эксплуатацию за срок, установленный для освоения технологи­ческого оборудования, то должны быть оформлены обоснованные технические решения с указанием причин отказа от внедрения и задание проектной организации на доработку проекта.


26. Водоподготовка и водно-химический режим

тепловых электростанций и тепловых сетей


535. Режим эксплуатации водоподготовительных установок и водно-химический режим должны обеспечить работу электростанций и тепловых сетей без повреждений и снижения экономичности, вызванных коррозией внутренних поверхностей водоподготовительного, теплоэнергетического и сетевого оборудования, а также образованием накипи и отложений на теплопередающих поверхностях, отложений в проточной части турбин, шлама в оборудовании и трубопроводах электростанций и тепловых сетей.

536. Организацию и контроль за водно-химическим режимом работы оборудования электростанций и организаций, эксплуатирующих тепловые сети, необходимо осуществлять персоналу химического цеха (лаборатории или соответствующего подразделения).

Изменения проектных схем и конструкций оборудования, которые могут влиять на работу водоподготовительных установок и установок для очистки конденсатов, а также на водно-химический режим электростанций (тепловых сетей), должны быть обоснованы проектными или иными организациями, аккредитованными в установленном порядке.

Включение в работу и отключение любого оборудования, могущие вызывать ухудшение качества воды и пара, должны быть согласованы с химическим цехом (лабораторией или соответствующим подразделением).

Внутренние осмотры оборудования, отбор проб отложений, вырезку образцов труб, составление актов осмотра, а также расследование аварий и неполадок, связанных с водно-химическим режимом, необходимо выполнять персоналу соответствующего технологического цеха с участием персонала химического цеха (лаборатории или соответствующего подразделения).

537. Применение новых методов водоподготовки и водно-химических режимов должно быть обосновано специализированными техническими или проектными организациями, аккредитованными в установленном порядке.


Водоподготовка и коррекционная обработка воды


538. 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 загрязненных кон­денсатов, а также установки коррекционной обработки воды долж­ны быть смонтированы и сданы для пусковой наладки за 2 месяца до пуска энергоблока (котла) и включены в работу при его пуске.

Общестанционные баки запаса обессоленной воды и конденсата должны быть смонтированы с нанесением на них антикоррозионных покрытий к началу предпусковой очистки оборудования первого энергоблока (котла) электростанции.

539. 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.

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

541. Капитальный ремонт оборудования водоподготовительных установок, установок для очистки конденсатов и коррекционной обработки воды должен производится 1 раз в 3 года, текущий ремонт – по мере необходимости, измерение уровней фильтрующих материалов – 2 раза в год.

542. Реагенты и фильтрующие материалы, не отвечающие требованиям ГОСТ и ТУ заводов-изготовителей, применять в эксплуатации энергопредприятий не допускается.

543. Порядок хранения, приготовления и дозирования реагентов, технология их применения должны быть изложены в специальных инструкциях, разработанных энергопредприятием на основе рекомендаций заводов-изготовителей.

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

545. На котлах с естественной циркуляцией должно быть организовано фосфатирование котловой воды с подачей фосфатного раствора в барабан котла. При необходимости должно корректироваться значение рН котловой воды раствором едкого натра. На котлах давлением 40-100 кгс/см2 (3,9-9,8 МПа) разрешается применение трилонной обработки котловой воды взамен фосфатирования.

546. На котлах давлением до 70 кгс/см2 (7 МПа) при необходимости более глубокого удаления кислорода из питательной воды в дополнение к термической деаэрации можно проводить обработку питательной воды сульфитом натрия или гидразином.

На котлах давлением 70 кгс/см2 (7 МПа) и выше обработка конденсата или питательной воды должна производиться гидразином (кроме котлов с кислородными водно-химическими режимами и котлов с отпуском пара на предприятия пищевой, микробиологической, фармацевтической и другой промышленности в случае запрета санитарных органов на наличие гидразина в паре), или другими реагентами, разрешенными к применению.

Поддержание необходимых значений рН питательной воды должно осуществляться вводом аммиака.


Химический контроль


547. Химический контроль на электростанции должен обеспечивать:

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

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 количества вредных выбросов электростанции в атмосферу.

548. 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.

549. На всех контролируемых участках пароводяного тракта должны быть установлены отборники проб воды и пара с холодильниками для охлаждения проб до 20-40 С.

Пробоотборные линии и поверхности охлаждения холодильников должны быть выполнены из нержавеющей стали.

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

550. В дополнение к внутреннему осмотру оборудования должны быть организованы вырезки образцов труб, а также отбор отложений из проточной части турбин, подогревателей и прочим.

Места и периодичность вырезки образцов труб должны определяться в соответствии с методиками по контролю состояния основного оборудования тепловых электрических станций; определению количества и химического состава отложений.

На основании внутреннего осмотра оборудования и оценки количества и химического состава отложений должен быть составлен акт о состоянии внутренней поверхности оборудования, о необходимости проведения эксплуатационной химической очистки и принятия других мер, препятствующих коррозии и образованию отложений.


Нормы качества пара и воды


551. Качество пара прямоточных котлов должно удовлетворять нормам, указанным в приложении 8 (1) к настоящим Правилам.

552. Качество питательной воды прямоточных котлов должно удовлетворять нормам, указанным в приложении 8 (2) к настоящим Правилам.

553. На тех электростанциях с прямоточными котлами на давление пара 140 кгс/см2 (13,8 МПа), где проектом не была предусмотрена очистка всего конденсата, выходящего из конденсатосборника турбины, допускается содержание соединений натрия в питательной воде и паре при работе котлов не более 10 мкг/дм3, общая жесткость питательной воды должна быть не более 0,5 мкг-экв/дм3, а содержание в ней соединений железа – не более 20 мкг/ дм 3.

Для прямоточных котлов давлением 100 кгс/см2 (9,8 МПа) и менее нормы качества питательной воды, пара и конденсата турбин при работе котлов должны быть согласованы с вышестоящей организацией на основе имеющегося опыта эксплуатации или обоснованны проектными или иными организациями, аккредитованными в установленном порядке.

554. При пуске энергоблока с прямоточным котлом технология вывода загрязнений из пароводяного тракта должна быть принята в соответствии с инструкцией по ведению водно-химического режима энергоблоков сверхкритического давления в зависимости от продолжительности предшествующего простоя энергоблока, а также с учетом длительности предыдущей компании и объема ремонтных работ на поверхностях нагрева котла.

Технология вывода загрязнений из пароводяного тракта при пуске прямоточных котлов давлением 100 кгс/см2 (9,8 МПа) и менее должна быть определена на основе имеющегося опыта эксплуатации.

555. При пуске энергоблока с прямоточным котлом после доведения нагрузки до заданной диспетчерским графиком или при подключении второго котла дубль-блока в течение первых 2 суток допускается превышение не более чем на 50% удельной электрической проводимости пара, а также содержания в нем соединений натрия и кремниевой кислоты, а в питательной воде – удельной электрической проводимости, общей жесткости, содержания соединений натрия, кремниевой кислоты, железа и меди.

При этом в первые сутки содержание соединений железа и кремниевой кислоты допускается до 50 мкг/ дм.2 по каждому из этих составляющих.

При пуске энергоблока с прямоточным котлом после капитального и среднего ремонта превышение норм не более, чем на 50% допускается в течение 4 суток. При этом в первые сутки содержаний соединений железа и кремниевой кислоты допускается до 100 мкг/ дм3 по каждому из этих составляющих.

556. 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, указанным в приложении 9 к настоящим Правилам.

557. Качество питательной воды котлов с естественной циркуляцией должно удовлетворять нормам, согласно приложению 10 к настоящим Правилам.

Содержание соединений натрия для котлов 140 кгс/см2 (13,8 МПа) должно быть не более 50 мкг/дм3. Допускается корректировка норм содержания натрия в питательной воде на ТЭЦ с производственным отбором пара тогда, когда на ней не установлены газоплотные или другие котлы с повышенными локальными тепловыми нагрузками экранов и регулирование перегрева пара осуществляется впрыском собственного конденсата.

Удельная электрическая проводимость Н-катионированной пробы для котлов давлением 140 кгс/см2 (13,8 МПа) должна быть не более 1,5 мкСм/см. Допускается соответствующая корректировка нормы удельной электрической проводимости в случаях корректировки нормы содержания натрия в питательной воде.

Содержание гидразина (при обработке воды гидразином) должно составлять от 20 до 60 мкг/дм3; в период пуска и останова котла допускается содержание гидразина до 3000 мкг/дм3.

Содержание аммиака и его соединений должно быть не более 1000 мкг/дм3; в отдельных случаях с разрешения (согласования) вышестоящей организации энергосистемы или специализированной технической организации, определенной центральным органом, допускается увеличение содержание аммиака до значений, обеспечивающих поддержание необходимого значения рН пара, но не приводящих к превышению норм содержания в питательной воде соединений меди.

Содержание свободного сульфита (при сульфитировании) должно быть не более 2 мг/дм3.

Суммарное содержание нитритов и нитратов для котлов давлением 140 кгс/см2 (13,8 МПа) должно быть не более 20 мкг/дм3; для котлов давлением 100 кгс/см2 (9,8 МПа) и менее допустимое содержание нитритов и нитратов должно быть установлено на основе имеющегося опыта эксплуатации исходя из условий обеспечения безаварийной и экономичной работы оборудования, при этом для котлов давлением 70 кгс/см2 (7,0 МПа) и менее содержание нитратов не нормируется.

558. Качество питательной воды котлов с естественной циркуляцией давлением менее 40 кгс/см2 (3,9 МПа) должно соответ­ствовать ГОСТ 20995-75. Для электростанций, на которых установлены котлы с давлением пара, отличающимся от стандартизованных значений, нормы качества пара и питательной воды должны быть скорректированы вышестоящей организацией или специализированной технической организацией, определенной центральным органом.

559. Нормы качества котловой воды, режимы непрерывной и периодической продувок должны быть установлены на основе инструкций завода-изготовителя котла, типовых инструкций по ведению водно-химического режима или результатов теплохимических испытаний.

560. Избыток фосфатов в котловой воде должен составлять:

для котлов давлением 140 кгс/см2 (13,8 МПа) по чистому отсеку – 0,5-2 мг/дм3, по солевому отсеку – не более 12 мг/дм3;

для котлов давлением 100 кгс/см2 (9,8 МПа) и ниже по чистому отсеку – 2-6 мг/дм3, по солевому отсеку – не более 30 мг/дм3.

Для котлов без ступенчатого испарения избыток фосфатов должен (как и остальные показатели) соответствовать норме для чистого отсека в зависимости от давления в котле.

561. Значение рН котловой воды чистого отсека должно составлять:

для котлов давлением 140 кгс/см2 (13,8 МПа) – 9,0-9,5;

для котлов давлением 100 кгс/см2 (9,8 МПа) и ниже – не менее 9,3.

Значение рН котловой воды солевого отсека должно состав­лять:

для котлов давлением 140 кгс/см2 (13,8 МПа) – не более 10,5;

для котлов давлением 100 кгс/см2 (9,8 МПа) – не более 11,2;

для котлов давлением 40 кгс/см2 (3,9 МПа) – не более 11,8.

Для котлов давлением 100 кгс/см2 (9,8 МПа), питаемых хи­мически очищенной водой, допускается значение рН продувочной воды не более 11,5.

Для котлов давлением 140 кгс/см2 (13,8 МПа) в котловой воде должно соблюдаться соотношение Щфф = (0,20,5)Щобщ в чис­том отсеке и

Щфф = (0,50,7)Щобщ в солевом отсеке.

Для котлов давлением 100 кгс/см2 (9,8 МПа) и ниже в котловой воде солевого и чистого отсеков должно выполняться условие – Щфф  0,5 Щобщ.

При несоблюдении требуемых значений рН и соотноше­ний щелочностей в котловую воду должен вводиться едкий натр, в том числе и в пусковых режимах.

562. Для котлов с барабанами, имеющими заклепочные со­единения, относительная щелочность котловой воды не должна превышать 20%; со сварными барабанами и креплением труб вальцовкой или вальцовкой с уплотнительной подваркой – 50%.

Для котлов, имеющих сварные барабаны и приваренные к ним трубы, относительная щелочность воды не нормируется.

563. Расход воды при непрерывной продувке котла должен измеряться расходомером и поддерживаться в следующих пределах:

для установившегося режима при восполнении потерь обессоленной водой или дистиллятом испарителей – не более 1 и не менее 0,5% производительности котла, а при восполнении потерь химически очищенной водой – не более 3 и не менее 0,5%; при пуске котла из монтажа, ремонта или резерва допускается увеличение непрерывной продувки до 2-5%; длительность работы котла с увеличенной продувкой должна быть установлена химическим цехом (лабораторией или соответствующим подразделением);

при высокой минерализации исходной воды, большом невозврате конденсата от потребителей и в других подобных случаях допускается увеличение размера продувки до 5%.

Периодические продувки котлов из нижних точек должны осуществляться при каждом пуске и останове котла, а также во время работы котлов по графику, разработанному электростанцией.

564. Качество воды, применяемой для впрыскивания при регулировании температуры перегретого пара, должно быть таким, чтобы качество перегретого пара соответствовало нормам.

565. При ухудшении качества пара при работе прямо­точных котлов давлением 255 кгс/см2 (25 МПа):

за счет увеличения удельной электрической проводимости до 0,5 мкСм/см, содержания соединений натрия до 10 мкг/дм3 причина нарушения должна быть устранена не позже чем за 72 часа;

за счет увеличения удельной электрической проводимости от 0,5 до 1,0 мкСм/см, содержания соединений натрия от 10 до 15 мкг/дм3 причина ухудшения должна быть устранена не более чем за 24 часа;

за счет неустранения указанных выше нарушений в течение соответственно 72 и 24 часов, а также за счет увеличения удельной элект­рической проводимости более 1 мкСм/см, содержания соедине­ний натрия более 15 мкг/дм3 или снижения рН ниже 5,5 турбина должна быть остановлена в течение не более 24 часов по решению технического руководителя электростанции.

При ухудшении качества пара котлов с естественной циркуляцией:

за счет превышения норм содержания соединений натрия, кремниевой кислоты, удельной электрической проводимости не более чем в 2 раза причина ухудшения должна быть устранена в течение 72 часов;

за счет превышения норм содержания соединений натрия, кремниевой кислоты, удельной электрической проводимости от 2 до 4 раз причина ухудшения должна быть устранена в течение 24 часов;

за счет неустранения указанных выше нарушений в течение соответственно 72 и 24 часов, а также за счет превышения норм содержания соединений натрия, кремниевой кислоты, удельной электрической проводимости более чем в 4 раза или снижения рН ниже 5,5 турбина на блочных электростанциях или котел на электростанциях с поперечными связями должны быть остановлены не позднее чем через 24 часа по решению технического руководителя электростанции.

566. При ухудшении качества питательной воды котлов с естественной циркуляцией:

за счет превышения норм содержания общей жесткости, соеди­нений кремниевой кислоты, натрия не более чем в 2 раза, причина ухудшения должна быть устранена в течение 72 часов;

за счет превышения норм содержания общей жесткости от 2 до 5 раз, содержания соединений кремниевой кислоты, натрия более, чем в 2 раза, причина ухудшения должна быть устранена в течение 24 часов;

за счет неустранения указанных выше нарушений в течение соответственно 72 и 24 часов или за счет увеличения содержания общей жесткости более, чем в 5 раз, котел должен быть остановлен не позднее чем через 4 часа по решению технического руководителя электростанции.

До устранения причин нарушения качества питательной воды увеличиваются непрерывная и периодическая продувки при более частом контроле за качеством пара, а при превышении норм по содержанию общей жесткости проводится и усиленное фосфатирование котловой воды. При этом для котлов 140 кгс/см2 (13,8 МПа) допускается увеличение избытка фосфатов до 12 мг/дм3.

При снижении в котловой воде значения рН ниже 7,5 и невозможности повышения его путем дозирования едкого натра или за счет устранения причин нарушения котел должен быть остановлен немедленно.

567. Качество конденсата турбин после конденсатных насосов первой ступени электростанций с прямоточными котлами давлением 140-255 кгс/см2 (13,8-25 МПа) должно отвечать следующим нормам, не более:

общая жесткость 0,5 мкг-экв/дм3; при очистке 100% конденсата, выходящего из конденсатосборника турбины, допускается временное повышение указанной нормы на срок не более 4 суток при условии соблюдения норм качества питательной воды;

удельная электрическая проводимость 0,5 мкСм/см;

содержание растворенного кислорода после конденсатных насосов 20 мкг/дм3.

568. Качество конденсата турбин электростанций с котлами с естественной циркуляцией должно отвечать нормам, согласно приложению 11 к настоящим Правилам.

569. Качество обессоленной воды для подпитки прямоточных котлов должно удовлетворять нормам, согласно приложению 12 (1) к настоящим Правилам.

Качество обессоленной воды для подпитки котлов с естест­венной циркуляцией давлением 140 кгс/см2 (13,8 МПа) должно удовлетворять нормам, согласно приложению 12 (2) к настоящим Правилам.

В отдельных случаях нормы качества обессоленной воды могут быть скорректированы вышестоящей организацией энергосистемы или специализированной технической организацией, определенной центральным органом, в зависимости от местных условий (качества исходной воды, схемы водоподготовительной установки, типа используемых ионитов, доли обессоленной воды в балансе питательной) при условии соблюдения норм качества питательной воды.

Качество добавочной воды для подпитки барабанных котлов давлением 100 кгс/см2 (9,8 МПа) и ниже, а также качество внутристанционных составляющих питательной воды прямоточных и барабанных котлов (конденсаты регенеративных, сетевых и других подогревателей, вод дренажных баков, баков нижних точек, баков запаса конденсата и других потоков) должно быть таким, чтобы обеспечивалось соблюдение норм качества питательной воды. При загрязненности внутристанционных составляющих питательной воды, вызывающей нарушение норм, они до возвращения в цикл должны быть подвергнуты очистке или сброшены.

570. При снижении щелочности исходной воды Н-Nа-катионированием или добавлением кислоты остаточная общая щелочность химически очищенной воды должна быть в пределах 0,2-0,8 мг-экв/дм3.

571. При появлении в исходной воде или тракте водоподготовительной установки бактерий, вызывающих образование нитритов, должна проводиться периодическая обработка трубопроводов исходной воды и фильтрующих материалов осветлительных фильтров раствором хлорной извести.

572. Качество дистиллята испарителей, предназначенных для восполнения потерь пара и конденсата, должно удовлетворять следующим нормам:

содержание соединений натрия – не более 100 мкг/дм3;

свободной угольной кислоты ­­­– не более 2 мг/дм3.

Дистиллят испарителей, применяемый для питания прямоточных котлов, должен быть дополнительно очищен до приведенных выше норм качества обессоленной воды для подпитки котлов.

573. Качество питательной воды испарителей, предназна­ченных для восполнения потерь пара и конденсата, должно удов­летворять нормам согласно приложению 13 к настоящим Правилам.

В отдельных случаях на основе опыта эксплуатации нормы качества питательной воды могут быть скорректированы.

При питании испарителей водой с общим солесодержанием более 2000 г/дм3 допускается фосфатирование.

Нормы качества концентрата испарителей и режим продувок должны быть установлены на основе инструкций завода-изготовителя, типовых инструкций по ведению водно-хи­мического режима или результатам теплохимических испытаний, проводимых электростанцией, специализированными организациями, определенными уполномоченным органом по государственному надзору и контролю.

574. Качество конденсата, возвращаемого с производства, должно удовлетворять нормам, согласно приложению 14 к настоящим Правилам.

Возвращаемый конденсат не должен содержать потенциально кислых или щелочных соединений, вызывающих отклонение значения рН котловой воды от установленных норм более, чем на 0,5 единицы при неизменном режиме коррекционной обработки фосфатами или фосфатами и едким натром1,2,3.

Если качество возвращаемого на электростанцию конденсата не обеспечивает норм качества питательной воды, должна быть предусмотрена очистка его до достижения этих норм.

575. Качество воды для подпитки тепловых сетей должно удовлетворять нормам, согласно приложению 15 к настоящим Правилам.

Качество подпиточной воды открытых систем теплоснабжения (с непосредственным водоразбором) должно удовлетворять также требованиям ГОСТ 2874-82 «Вода питьевая. Гигиенические требования и контроль за качеством».

При силикатной обработке подпиточной воды предельная концентрация кальция должна определяться с учетом суммарной концентрации не только сульфатов (для предотвращения выпадения (СаSO4), но и кремниевой кислоты (для предотвращения выпадения (СаSiO3) для заданной температуры нагрева сетевой воды с учетом ее превышения в пристенном слое труб котла на 40С.

При применении комплексной обработки воды (ОЭДФ, цинковая соль ОЭДФ, ИОМС) обработка подпиточной воды должна вестись согласно норм, утвержденных руководством энергопредприятия.

Непосредственная присадка гидразина и других токсичных веществ в подпиточную воду тепловых сетей и сетевую воду не допускается.

576. Качество сетевой воды должно удовлетворять нормам, согласно приложению 16 к настоящим Правилам.

В начале отопительного сезона и в послеремонтный период допускается превышение норм в течение 4 недель для закрытых систем теплоснабжения и 2 недель для открытых систем по содержанию соединений железа – до 1,0 мг/дм3, растворенного кислорода – до 30 мкг/дм3, взвешенных веществ – до 15 мг/дм3.

Карбонатный индекс Ик – нормативов для подпитки тепловых сетей должен быть не выше значений, приведенных в приложении 17 к настоящим Правилам.

По окончании отопительного сезона или при останове водо­грейные котлы и теплосети должны быть законсервированы.

577. На электростанциях, работающих на органическом топ­ливе, внутристанционные потери пара и конденсата (без учета потерь при работе форсунок, продувках и обдувках котлов, вод­ных отмывках, обслуживании установок для очистки конденсата, деаэрации добавочной воды теплосети, разгрузке мазута) при номинальной производительности работающих котлов должны быть не более, % общего расхода питательной воды, согласно приложения 18 к настоящим Правилам.

При фактическом расходе питательной воды, меньшем номи­нального, нормы внутристанционных потерь соответственно уве­личиваются, но не более чем в 1,5 раза.

При расчете общих потерь расходы воды и пара на техноло­гические нужды принимаются в соответствии с нормами и с учетом возможного повторного использования воды в цикле электростанции.

Для каждой электростанции общие нормы потерь пара и конденсата должны ежегодно согласовываться с проектной или специализированной технической организацией, аккредитованной в установленном порядке.


27. Трубопроводы и арматура


578. Администрация энергообъекта специальным распоряже­нием назначает из числа инженерно-технических работников (начальников цехов и служб) лиц, ответственных за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопроводов.

579. После капитального и среднего ремонта, а также ремонта, связанного с вырезкой и переваркой участков трубопровода, заменой арматуры, наладкой опор и заменой тепловой изоляции, перед включением оборудования в работу должны быть определены:

отсутствие временных монтажных и ремонтных стяжек, кон­струкций и приспособлений, лесов;

исправность неподвижных и скользящих опор и пружинных креплений, лестниц и площадок обслуживания трубопроводов и арматуры;

размер затяжки пружин подвесок и опор в холодном состоя­нии;

исправность индикаторов тепловых перемещений;

возможность свободного перемещения трубопроводов при их прогреве и других эксплуатационных режимах;

состояние дренажей и воздушников, предохранительных уст­ройств; размер уклонов горизонтальных участков трубопроводов и соответствие их требованиям нормативно-технической документации; легкость хода подвижных частей арматуры;

соответствие сигнализации крайних положений запорной ар­матуры (открыто-закрыто) на щитах управления ее фактическому положению;

исправность тепловой изоляции;

наличие полного комплекта ремонтной документации (схемы, формуляры, сварочная документация, протоколы металлографических исследований, акты приемки после ремонта).

580. Администрацией энергообъекта необходимо разработать и утвердить местные инструкции, учитывающие конкретные условия эксплуатации трубопроводов на данном энергообъекте.

При эксплуатации трубопроводов и арматуры в соответствии с инструкциями должны контролироваться:

размеры тепловых перемещений трубопроводов и их соответствие расчетным значениям по показаниям индикаторов;

отсутствие защемлений и повышенной вибрации трубопроводов;

плотность предохранительных устройств, арматуры и фланцевых соединений;

температурный режим работы металла при пусках и остановах;

степень затяжки пружин подвесок и опор в рабочем и в холод­ном состоянии – не реже 1 раза в 2 года;

герметичность сальниковых уплотнений арматуры;

соответствие показаний указателей положения (УП) регули­рующей арматуры на щитах управления ее фактическому поло­жению;

наличие смазки подшипников, узлов приводных механизмов, винтовых пар шпиндель – резьбовая втулка, в редукторах электроприводов арматуры.

581. При заполнении средой неостывших паропроводов дол­жен быть обеспечен контроль разности температур стенок трубо­провода и рабочей среды, которая должна быть выдержана в пределах расчетных значений.

582. Система дренажей должна обеспечивать полное удаление влаги при прогреве, остывании и опорожнении трубопроводов, для чего последние должны иметь уклон горизонтальных участков не менее 0,004 градуса (по ходу движения среды), сохраняющийся до температуры, соответствующей насыщению при рабочем давле­нии среды. При замене деталей и элементов трубопроводов не­обходимо сохранить проектное положение оси трубопровода.

При прокладке дренажных линий должно быть учтено направление тепловых перемещений во избежание защемления трубопроводов.

При объединении дренажных линий нескольких трубопроводов на каждом из них должна быть установлена запорная apматура.

583. При компоновке трубопроводов и арматуры должна быть обеспечена возможность обслуживания и ремонта арматуры. В местах установки арматуры и индикаторов тепловых перемещений паропроводов должны быть установлены площадки обслуживания.

584. На арматуре должны быть нанесены названия и номера согласно технологическим схемам трубопроводов, а также указатели направления вращения штурвала.

Регулирующие клапаны должны быть снабжены указателями степени открытия регулирующего органа, а запорная арматура – указателями «Открыто» и «Закрыто».

585. Ремонт трубопроводов, арматуры и элементов дистанционного управления арматурой, установка и снятие заглушек, отделяющих ремонтируемый участок трубопровода, должны выполняться только по наряду-допуску.

586. Арматура, ремонтировавшаяся в условиях мастерской, должна быть испытана на герметичность затвора, сальниковых, сильфонных и фланцевых уплотнений давлением, равным 1,25 рабочего.

Арматура, ремонтировавшаяся без вырезки из трубопровода, должна быть испытана на плотность рабочим давлением среды при пуске оборудования.

587. Тепловая изоляция трубопроводов и арматуры должна быть в исправном состоянии. Температура на ее поверхности при температуре окружающего воздуха 25 С должна быть не более 45 С. Тепловая изоляция фланцевых соединений, арматуры и участ­ков трубопроводов, подвергающихся периодическому контролю (сварные соединения, бобышки для измерения ползучести), должна быть съемной.

Тепловая изоляция трубопроводов, расположенных на откры­том воздухе и вблизи масляных баков, маслопроводов, мазутопроводов, должна иметь металлическое или другое покрытие для предохранения ее от пропитывания влагой или горючими нефте­продуктами. Трубопроводы, расположенные вблизи кабельных линий, также должны иметь металлическое покрытие.

Объекты с температурой рабочей среды ниже температуры окружающего воздуха должны быть защищены от коррозии, иметь гидро- и теплоизоляцию.

Для тепловой изоляции должны применяться материалы, не вызывающие коррозии металла трубопроводов.

588. Изоляция трубопроводов, не имеющих защитного по­крытия, должна быть окрашена. При наличии защитного покрытия на его поверхность должны быть нанесены маркировочные кольца.

Окраска и надписи на трубопроводах должны соответствовать требованиям уполномоченного государственного органа в области промышленной безопасности.

589. При обнаружении свищей, трещин в питательных трубопроводах, паропроводах свежего пара и промежуточного перегрева, а также в их арматуре аварийный участок должен быть немедленно отключен. Если при отключении невозможно резервировать аварийный участок, то оборудование, связанное с этим участком, должно быть остановлено.

590. Арматура должна использоваться строго в соответствии с ее функциональным назначением. Использование запорной арматуры в качестве регулирующей не допускается.


28. Золоулавливание и золоудаление.

3198981844307357.html
3199113365652490.html
3199222870195115.html
3199292553113288.html
3199324179207013.html