Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации

ков 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.

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

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

4.8.36.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.

4.8.37.Качество питательной воды испарителей, предназначенных для восполнения потерь пара и конденсата, должно удовлетворять следующим нормам:

Общая жесткость, мкг-экв/дм3, не более............................ 30 Общая жесткость при солесодержании исходной воды более 2000 мг/дм3, мкг-экв/дм3, не более ................. 75

Содержание кислорода, мкг/дм3, не более......................... 30 Содержание свободной угольной кислоты ....................... 0

Вотдельных случаях на основе опыта эксплуатации по разрешению энергосистемы нормы качества питательной воды могут быть скорректированы.

161

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

Нормы качества концентрата испарителей и режим продувок должны быть установлены на основе инструкций заво- да-изготовителя испарителя, типовых инструкций по ведению водно-химического режима или результатов теплохимических испытаний, проводимых электростанцией, службами энергосистемы или специализированными организациями.

4.8.38. Качество конденсата, возвращаемого с производства,

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 натром*.

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

4.8.39.Карбонатный индекс Ик** сетевой воды при нагреве ее

всетевых подогревателях должен быть не выше значений, приведенных в таблице 4.3.

Карбонатный индекс Ик сетевой воды при нагреве ее в водогрейных котлах должен быть не выше значений, приведенных

втаблице 4.4.

* При наличии в возвращаемом конденсате потенциально кислых или щелочных соединений он не должен приниматься электростанцией.

**Карбонатный индекс Ик – предельное значение произведения общей щелочности и кальциевой жесткости воды (мг-экв/дм3)2, выше которого протекает карбонатное накипеобразование с интенсивностью более 0,1 г/(м2·ч).

162

Таблица 4.3

Нормативные значения Ик при нагреве сетевой воды в сетевых подогревателях в зависимости от рН воды

Таблица 4.4

Нормативные значения Ик при нагреве сетевой воды в водогрейных котлах в зависимости от рН воды

Значения Ик подпиточной воды открытых систем теплоснабжения должны быть такими же, как нормативные для сетевой воды.

Качество подпиточной воды для закрытых систем теплоснабжения должно быть таким, чтобы обеспечить нормативное значение Ик сетевой воды.

С учетом присосов водопроводной воды значение Ик подпиточной воды закрытых систем теплоснабжения может быть рассчитано по формуле

163

где Икп – нормативное значение карбонатного индекса подпиточной воды закрытых систем теплоснабжения; Икс – нормативное значение карбонатного индекса сетевой

воды по таблицам 4.3 или 4.4 в зависимости от типа водогрейного оборудования; а – доля реальных присосов водопроводной воды (%), определяемая как

* Верхний предел значения рН допускается только при глубоком умягчении воды, нижний – с разрешения энергосистемы может корректироваться в зависимости от интенсивности коррозионных явлений в оборудовании и трубопроводах систем теплоснабжения. Для закрытых систем теплоснабжения с разрешения энергосистемы верхний предел значения рН допускается не более 10,5 при одновременном уменьшении значения карбонатного индекса до 0,1 (мг-экв/дм3)2, нижний предел может корректироваться в зависимости от коррозионных явлений в оборудовании и трубопроводах систем теплоснабжения.

164

нических примесей, если цветность пробы воды при ее кипячении в течение 20 мин увеличивается сверх нормы, указанной

вдействующих нормативных документах для питьевой воды. При силикатной обработке воды для подпитки тепловых се-

165

*По согласованию с санитарными органами допускается 0,5 мг/дм3.

166

На ТЭЦ с производственной или производственной и отопительной нагрузками .... 1,6

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

Нормы технологических потерь воды, пара и конденсата (потерь на собственные нужды) при работе форсунок, продувках и обдувках котлов, водных отмывках, обслуживании установок для очистки конденсата, деаэрации добавочной воды тепловой сети, разгрузке мазута, отборе проб теплоносителя для химических анализов и других технологических операций должны разрабатываться электростанцией для каждой операции с учетом возможного повторного использования воды в цикле ТЭС.

Общая суммарная норма внутристанционных непроизводительных и технологических потерь воды, пара и конденсата для каждой электростанции должна ежегодно утверждаться энергосистемой.

4.9.Трубопроводы и арматура

4.9.1.Администрация энергообъекта специальным распоряжением назначает из числа инженерно-технических работников лиц, обеспечивающих контроль за исправным состоянием и безопасной эксплуатацией трубопроводов.

4.9.2.На каждый трубопровод должен быть заведен паспорт по форме, установленной нормативным документом.

4.9.3.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 проверены:

•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;

167

•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 положениям нормативной документации;

•легкость хода подвижных частей арматуры;

•соответствие показаний 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 и т.д.).

4.9.4.Администрацией энергообъекта на основании нормативных документов по эксплуатации трубопроводов должны быть разработаны и утверждены местные инструкции, учитывающие конкретные условия эксплуатации трубопроводов на данном энергообъекте.

Приэксплуатациитрубопроводовиарматурывсоответствии с действующими инструкциями должны контролироваться:

•размеры тепловых перемещений трубопроводов и их соответствиерасчетнымзначениямпопоказанияминдикаторов;

•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 холодном состоянии – не реже 1 раза в 2 года;

168

•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.

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

4.9.6.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 (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 арматура.

4.9.7.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.

4.9.8.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».

169

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

4.9.10.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.

4.9.11.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 и т.п.), 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.

Трубопроводы 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.

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

170