Реж 2 сем ЗТ

Детальное обследование металлических каркасов вытяжных башен обшивных градирен должно проводиться не реже 1 раза в 10 лет, железобетонных оболочек - не реже 1 раза в 5 лет.

Не реже 1 раза в 5 лет должны выполняться обследования и испытания систем технического водоснабжения.

Испытания необходимо проводить также в случае любых изменений, внесенных в процессе эксплуатации в конструктивное исполнение оборудования системы технического водоснабжения.

2 семестр - ЗТ

Лекция №6

Раздел 7. Эксплуатация оборудования

Тема лекцииЭксплуатация топливно-транспортного хозяйства и систем гидрозолоудаления.

Эксплуатация топливно-транспортного хозяйства ТЭС.

I. Эксплуатация газового хозяйства

Управление регулирующей и запорной арматурой с электроприводом общестанционного ГРП для блочных ТЭС предусматривается с одного из БЩУ, а для ТЭС с поперечными связями — со щита управления одного из котлов или группы котлов (ГрЩУ) при сохранении возможности управления со щита ГРП.

Указатель положения регулирующей и запорной арматуры общестанционного ГРП предусматривается на соответствующем щите управления в главном корпусе и щите управления ГРП. На щит управления в главном корпусе выносятся информация по давлению газа до и после ГРП, расход газа на ТЭС (показывающий прибор) и сигнализация по увеличению (уменьшению) давления газа до и после ГРП, увеличению загазованности в регуляторном зале и помещении щита управления ГРП.

На щит управления котла (БЩУ) выносится информация по расходу газа на котел (показывающий и регистрирующий прибор), давлению газа до регулирующего клапана котла (регистрирующий прибор), давлению газа после регулирующего клапана котла (показывающий прибор — при необходимости) и сигнализация по уменьшению и увеличению давления газа после регулирующего клапана котла.

На щит управления ГРП выносится информация по давлению газа до и после ГРП (показывающий и регистрирующий приборы), общий расход газа на ТЭС (показывающий и регистрирующий приборы), температура газа до или после расходомера (показывающий и регистрирующий приборы), загазованность в регуляторном зале и щите управления ГРП (показывающий прибор) и сигнализация по увеличению загазованности в регуляторном зале и щите управления ГРП.

На щит управления блоков 800 МВт и более (при блочном ГРП) выносятся управление и указатели положения регулирующей и запорной арматурой ГРП, информация по расходу газа на блок (показывающий и регистрирующий приборы) по давлению газа до и после ГРП (показывающие и регистрирующие приборы), температуры газа до или после расходомера (показывающий и регистрирующий прибор) и сигнализация по увеличению и уменьшению давления газа до и после ГРП, увеличению загазованности в регуляторном зале, узле очистки газа и на щите управления ГРП.

Для поддержания газового хозяйства предприятия в технически исправном состоянии должны выполняться следующие виды его технического обслуживания:

1.контрольный осмотр технического состояния;

2.текущее техническое обслуживание;

3.регламентированное техническое обслуживание.

1. Контрольный осмотр технического состояния

Контрольный осмотр (см. таблицу) технического состояния подземных и надземных газопроводов и сооружений на них производится при обходе трасс газопроводов по графику. Периодичность обхода трасс подземных газопроводов должна устанавливаться главным инженером эксплуатирующей организации дифференцированно в зависимости от технического состояния газопроводов, продолжительности их эксплуатации, опасности коррозии, давления газа, характера местности и плотности ее застройки, времени года.

Таблица сроков контрольных осмотров наружных подземных газопроводов

Примечание. Обход газопроводов в незастроенной части города (поселка), обеспеченных электрохимической защитой, в первый год после ввода в эксплуатацию, а также в течение года после проверки технического состояния и устранения выявленных дефектов может производиться 1 раз в месяц.

Обход трасс подземных газопроводов должен производиться бригадой в составе не менее двух человек. Рабочим, производящим обход подземных газопроводов, должны вручаться под расписку маршрутные карты.

Обход трасс в незастроенной части города, а также при отсутствии в 15-метровой части газопроводов колодцев и других подземных коммуникаций допускается производить одним рабочим.

Обход трасс надземных газопроводов и сооружений должен проводиться по графику, но не реже 1 раза в 3 мес.

При обходе надземных газопроводов выявляются утечки газа, повреждения отключающих устройств, нарушения крепления и провисание труб, а также состояние и работа компенсирующих устройств, правильность работы опор.

При обходе подземных газопроводов должны выполняться следующие работы: осмотр трасс газопроводов и выявление утечек газа по внешним признакам;

проверка на загазованность газоанализатором или газоискателем всех газовых колодцев и контрольных трубок, а также колодцев и камер других подземных коммуникаций, подвалов зданий, коллекторов, расположенных на расстоянии 15 м по обе стороны от газопровода;

проверка сохранности, состояния настенных указателей и ориентиров газовых сооружений; очистка крышек газовых колодцев и коверов от снега, льда и загрязнений;

визуальная проверка состояния местности по трассе газопровода с целью выявления обрушения грунта, размыва его талыми или дождевыми водами;

контроль за выполнением условий работ на расстоянии 15 м в обе стороны от газопровода.

При обнаружении газа по трассе газопровода рабочие, проводящие обход, обязаны немедленно известить аварийно-диспетчерскую службу газоснабжающего предприятия и принять меры по дополнительной

проверке газоанализатором и проветриванию загазованных подвалов, первых этажей зданий, колодцев, камер, находящихся на расстоянии 50 м от газопровода. До приезда аварийной бригады люди, находящиеся в здании, должны быть предупреждены о недопустимости курения, пользования огнем и электроприборами.

Результаты обхода газопроводов должны отражаться рабочими в специальном журнале. В случае выявления неисправностей (обнаружение утечек газа, выявление обрушения грунта, нарушение крепления и провисания газопроводов и т. п.) мастеру газовой службы должен вручаться рапорт.

Подземные стальные газопроводы должны подвергаться техническому обследованию с помощью специальных приборов согласно графику, но не реже 1 раза в 5 лет. Газопроводы, включенные в план капремонта или замены, должны обследоваться не реже 1 раза в год.

Внеочередные целевые технические обследования стальных газопроводов должны проводиться при обнаружении неплотности или разрыва сварных стыков, сквозного коррозионного повреждения, а также при перерывах в работе электрозащитных установок в течение года:

более 1 мес. — в зонах опасного действия блуждающих токов; более 6 мес. — в остальных случаях, если защита газопровода не обеспечена другими установками.

При техническом обследовании стальных подземных газопроводов должны проверяться их герметичность, качество сварных стыков, подверженность коррозионной опасности, состояния защитного покрытия и металла трубы.

Порядок обследования определяется РД 204 РСФСР 3.3.87 "Техническое состояние подземных газопроводов. Общие требования. Методы оценки".

По результатам технического обследования должен быть составлен акт, в котором с учетом выявленных дефектов и оценки технического состояния дается заключение о возможности дальнейшей эксплуатации газопровода, необходимости и сроках проведения его ремонта или замены.

Контрольный осмотр технического состояния оборудования и территории ГРП (ГРУ) должен проводиться по графику, в сроки, установленные главным инженером предприятия, и обеспечивающие безопасность и надежность эксплуатации.

При осмотре технического состояния ГРП (ГРУ) должны выполняться:

проверка по приборам давления газа до и после регулятора1, перепада давления на фильтре2, температуры воздуха в помещении;

контроль за состоянием и положением арматуры (регулирующей и запорно-предохранительной) и их соединением с приводом;

проверка загазованности помещения регуляторного зала1 с помощью прибора (или мыльной эмульсией при отыскании утечки газа);

_______________

1Неисправность регуляторов, вызывающих колебание давления газа, превышающее 10% рабочего давления, неполадки в работе предохранительных клапанов, а также утечки газа должны устраняться в аварийном порядке, т. е. немедленно, с предварительным уведомлением начальника смены цеха (станции).

2При сопротивлении фильтров до значений, указанных заводом-изготовителем (для визциновых фильтров от 70 до 100 кПа (70—100 мм вод. ст), они должны быть отключены для очистки.

проверка герметичности мест прохода сочленений (тяг) приводных механизмов с регулирующими клапанами (визуально);

проверка состояния и работы электроосвещения, вентиляции, системы отопления, визуальное выявление трещин и неплотностей стен, отделяющих основное и вспомогательное помещения;

внешний и внутренний осмотр здания. При необходимости — очистка помещений и оборудования от загрязнения.

Осмотр технического состояния ГРП, расположенных в отдельно стоящих зданиях, встроенных и пристроенных к зданиям, а также ГРУ, размещенных в отдельных помещениях, должен производиться двумя рабочими (старший машинист котельной, дежурный слесарь). Осмотр ГРУ, расположенных непосредственно в помещениях, где используется газ, или ГРП, на которых предусмотрено круглосуточное дежурство персонала, допускается производить одним рабочим.

Показания приборов и результаты осмотра должны быть занесены в эксплуатационный журнал ГРП

(ГРУ).

О всех замеченных недостатках или неисправностях необходимо немедленно довести до сведения начальника смены КТЦ (котельной) и НСС.

2. Текущее техническое обслуживание

При текущем техническом обслуживании ГРП производится:

смена картограмм (диаграмм) регистрирующих приборов, прочистка и заправка перьев, завод часового механизма (в сроки, указанные заводами-изготовителями);

установка пера на нуль (не реже 1 раза в 15 дней); очистка приборов от пыли, грязи и посторонних предметов (ежедневно);

проверка параметров срабатывания предохранительных сбросных клапанов (не реже 1 раза в 2 мес.). Предохранительные сбросные клапаны должны обеспечивать сброс газа при повышении максимального рабочего давления газа после регулятора не более чем на 15%;

сведения о проделанной работе должны заноситься в журнал ГРП.

3. Регламентированное техническое обслуживание

При регламентированном техническом обслуживании ГРП (ГРУ) должны выполняться: проверка хода и герметичности затвора запорной арматуры и предохранительных клапанов; продувка соединительных (импульсных) линий;

проверка плотности всех соединений и арматуры, в том числе мембран регуляторов с помощью мыльной эмульсии или течеискателем;

осмотр, очистка фильтров. Разборка и очистка кассеты фильтров должна производиться вне помещения ГРП (ГРУ) в местах, удаленных от легковоспламеняющихся веществ и материалов, не менее чем на 5 м;

проверка параметров срабатывания предохранительных запорных клапанов. При проверке параметров настройки и срабатывания предохранительных запорных и сбросных клапанов не должно изменяться давление газа после регуляторов;

проверка параметров настройки предохранительных запорных и сбросных клапанов. Верхний предел срабатывания предохранительных запорных клапанов не должен превышать максимальное рабочее давление газа после регулятора более чем на 25%;

техническое обслуживание взрывозащищенного электрооборудования в объеме требований инструкций заводом-изготовителем;

смазка трущихся частей и перенабивка сальников.

Регламентированное техническое обслуживание (РТО) ГРП (ГРУ) должно проводиться по графику, но не реже 1 раза в 6 мес. Техническое обслуживание взрывозащищенного электрооборудования проводится в сроки, установленные заводом-изготовителем.

Сведения о проделанной работе должны заноситься в оперативный журнал.

При регламентированном техническом обслуживании газового оборудования и газопроводов котла должны выполняться:

проверка герметичности всех соединений газовой аппаратуры, арматуры, газопроводов и приборов с помощью мыльной эмульсии или течеискателем;

осмотр и проверка исправности запорной арматуры.

Перечисленные работы могут выполняться на действующем оборудовании.

Проверка срабатывания предохранительно-запорного клапана на общем газопроводе котла производится перед пуском котла на газе после простоя более 3 сут и перед плановым переводом котла на сжигание газа. Во время работы котла на газе должен вестись непрерывный контроль за исправностью цепи управления электромагнитом ПЗК. Питание электромагнита ПЗК должно осуществляться от аккумуляторной батареи или от батареи предварительно заряженных конденсаторов.

РТО газового оборудования и газопроводов котла должно проводиться по графику, но не реже 1 раза в месяц. Сведения о проделанной работе должны заноситься в эксплуатационные журналы машиниста котла (НС КТЦ).

II. Эксплуатация мазутного хозяйства

Мазутное хозяйство предназначено для приема, хранения и подготовки мазута к сжиганию, бесперебойного снабжения недогретым и профильтрованным топочным мазутом в количестве, требуемом нагрузкой котельной, и с необходимым давлением и вязкостью.

Для обеспечения перечисленных задач на мазутном хозяйстве имеются следующие участки:

-приемо-сливное устройство;

-мазутохранилище (мазутный склад) с железобетонными и металлическими резервуарами;

-мазутонасосная;

-магистральные паромазутопроводы от мазутонасосной до котельной.

Указанные участки предусмотрены технологическими схемами мазутных хозяйств:

-двухступенчатой совмещенной схемой, т.е. схемой с совмещением контуров подачи мазута в котельную, циркуляционного разогрева и перемешивания мазута в резервуарах. В этой схеме насосами 1 подъема (первая ступень) осуществляется подача мазута к насосам 2 подъема (вторая ступень), на циркуляционный разогрев и перемешивание мазута в резервуарах. Подача мазута к котлам производится насосами 1 и 2 подъемов;

-двухступенчатой раздельной схемой, т.е. схемой с разделением контуров подачи мазута в котельную и циркуляционного разогрева и перемешивания мазута в резервуарах. В этой схеме подача мазута к котлам осуществляется насосами 1 и 2 подъемов. Циркуляционное перемешивание и разогрев мазута в резервуарах производятся горячим мазутом, подаваемым насосами от подогревателей;

- одноступенчатой раздельной схемой, т.е. схемой с разделением контуров подачи мазута в котельную, циркуляционного разогрева и перемешивания мазута в резервуарах. Отличием этой схемы от двухступенчатой раздельной является отсутствие насосов 2 подъема.

При эксплуатации мазутного хозяйства не требуется постоянное присутствие обслуживающего персонала в помещении МН. Рабочее место машиниста насосных установок находится в помещении щита управления МН. Обслуживание оборудования осуществляется периодическим осмотром и постоянным контролем за обеспечением режима нормальной работы оборудования по КИП.

При эксплуатации мазутного хозяйства должны быть обеспечены необходимые параметры:

Вязкость мазута, подаваемого в котельную, не более: для механических и паромеханических форсунок - 2,5°ВУ (16 мм2/с), для паровых и ротационных форсунок - 6°ВУ (44 мм2/с).

Рабочие параметры мазута, подаваемого в котельную, в пределах от номинального значения: давление ±0,1 МПа(1,0 кгс/см2), температура ±5°С.

Рабочие параметры пара, подаваемого на разогрев мазута в цистернах приемно-сливных лотков, приемных емкостях, резервуарах, подогревателях мазута в пределах: давление 8-13 кгс/см2, температура

200-250°C.

Общий расход пара из разогревающих устройств на цистерну вместимостью 50-60 м3 - не более 900 кг/ч. Насосы, находящиеся в автоматическом резерве (АВР), должны быть исправными и в постоянной готовности к пуску (прогреты прокачиваемым мазутом, задвижки на всасывающем и напорном патрубках

открыты).

При переводе насосов на АВР необходимо следить за тем, чтобы рабочий насос и насос, устанавливаемый на АВР, были подключены к разным секциям трансформаторов напряжения.

Проверку АВР следует производить по утвержденному графику при переходе с рабочего на резервный насос, но не реже 1 раза в месяц, имитацией понижения давления на ЭКМ работящего насоса. Проверку AВP осуществлять совместно с персоналом цеха ТАИ.

По утвержденному графику, но не реже 1 раза в неделю, должно проверяться действие сигнализации предельного повышения и понижения температуры и понижения давления топлива, подаваемого в котельную на сжигание, правильность показаний выведенных на щит управления дистанционных уровнемеров и приборов для измерения температуры топлива в резервуарах и приемных емкостях.

Максимальная температура мазута в приемных емкостях и резервуарах должна быть на 15°С ниже температуры вспышки топлива (в закрытом тигле), но не выше 90°С.

Температура воздуха в помещении МН при работе оборудования не должна превышать +28°С, а содержание паров нефтепродуктов не должно превышать 300 мг/м3.

Контроль за состоянием воздуха в помещениях мазутонасосной должен осуществляться в соответствии с требованиями ГОСТ 12.1.005-68. Контроль осуществляется персоналом химического цеха.

Контроль за качеством конденсата от мазутного хозяйства должен осуществляться по утвержденному графику, но не реже 1 раза в 10 дней (совместно с представителями химического цеха) и оперативно не реже 1 раза в смену (дежурным персоналом мазутного хозяйства).

Максимальное содержание мазута в конденсате, направляемому конденсатоочистку, не должно превышать 10 мг/л, а в возвращаемом повторно в цикл станции - не более 0,5 мг/л.

Слив поступившего мазута душен проводиться только после получения товарной накладной с приложенным паспортом.

Запрещается проводить:

прием заменителей мазута (дизельного топлива) без предварительного согласования с руководством ТЭС не менее чем за 5 сут;

прием и слив топлива с температурой вспышки ниже 45°С (допускается, по особым распоряжениям Минтопэнерго, прием и слив отдельных марок дизельного топлива с температурой вспышки 40°С и выше); слив топлива открытым способом с температурой вспышки ниже 61°С без уведомления НСС и

начальника ТТЦ или лица, ответственного за работу мазутного хозяйства; слив кислых гудронов и жидких топлив с вязкостью выше 16°ВУ (118 мм2/с) при 80°С.

Запорная арматура в нормальном положении должна быть полностью открыта или полностью закрыта, регулировать ею расход запрещается.

От паровых спутников конденсат должен отводиться через конденсатоотводчики. При отключении участков мазутопроводов паровые спутники на этих участках должны быть отключены или с отключенных участков сдренирован мазут.

Оборудование мазутонасосной запрещается включать в работу при:

-неисправном состоянии или незаконченных работах по его ремонту;

-отсутствии давления (расхода) охлаждающей воды (насосы);

-неработающих всех основных вентиляторах системы приточно-вытяжной вентиляции помещения насосного отделения;

-неисправной системе пожаротушения;

-невключенных или неисправных средствах измерения и устройств аварийного отключения;

-температуре воздуха в помещении насосного отделения здания мазутонасосной выше 45°С;

-обнаружении неисправностей в заземлении корпусов, брони и воронок кабелей электродвигателя (электропривода);

-отсутствии или неисправном, состоянии ограждающих устройств (для вращающихся механизмов). Запрещается производить:

-обжиг фильтрующих сеток при очистке фильтров грубой и тонкой очистки;

-разогрев замерзших трубопроводов и арматуры открытым огнем;

-пуск шестеренчатых и поршневых насосов на закрытую напорную задвижку;

-включение (пуск пара) змеевиковых подогревателей (паровых регистров) при уровне мазута в емкостях (резервуарах), не превышающем более чем на 500 мм верхнего уровня подогревателя (регистра);

-различные операции в электрических схемах оборудования, приборов и освещения (оперативному персоналу мазутного хозяйства).

Оборудование, принимаемое из ремонта, должно быть предварительно опробовано в присутствии ремонтного персонала.

Перекачку прибывшего мазута следует производить в резервуары мазутосклада, из которых мазут на сжигание не подается. Допускается перекачка прибывшего мазута в расходные резервуары при температуре не менее 70-80°С и содержании в нем влаги не более 5%.

В расходные резервуары перекачку следует производить из резервов мазутосклада по контуру циркуляционного разогрева с температурой мазута, равной 70-90°С.

Производительность наполнения (опорожнения) резервуара не должна превышать суммарной пропускной способности установленных, на резервуаре вентиляционных устройств (дыхательных клапанов).

Подогрев мазута в железобетонных резервуарах производится с равномерным повышением температуры. Время повышения температуры до максимально допустимого значения должно быть, не менее 24 ч. Закачка горячего мазута в холодный резервуар (пустой) без предварительного прогрева резервуара запрещается. Разность температур между заполняемым мазутом и температурой воздуха в резервуаре не должна превышать 20°С.

Часовой расход мазута на циркуляционный разогрев и перемешивание в резервуарах (емкостях) должен быть не менее 2% объема, имеющегося в них мазута, а температура - в пределах 90-130°С.

Действующий (рабочий) резервуар может быть отключен только после того, как будут полностью закончены операции с задвижками по подключению к всасывающим трубопроводам работавших насосов резервного резервуара.

Перед включением резервного резервуара с мазутом в работу после длительного хранения в нем топлива (более трех суток) из придонного слоя (до 0,5 м от днища) должна быть отобрана проба мазута для анализа на влажность и приняты меры, предотвращающие попадание отстоявшейся воды или мазута большой обводненности в котельную.

Остатки жидкого топлива, удаляемые при очистке резервуаров, приемных лотков и емкостей, фильтров, подогревателей мазута и других устройств должны сжигаться в топках котлов или в специально отведенных местах. Хранение или захоронение этих остатков на территории ТЭС запрещается.

Ливневые и талые воды с территории мазутного хозяйства должны направляться на очистные сооружения. Спуск этих вод в канализацию или на золоотвалы запрещается.

Обвалование резервуаров и покрытие площадок внутри их обвалования должно содержаться в исправном состоянии. Места прохода труб через обвалования должны быть уплотнены. Контроль за герметичностью мест прохода труб (футляров) должен осуществляться по графику, но не реже 1 раза в год.

Покрытие площадок внутри обвалования резервуаров должно иметь уклон 0,1-0,2% в сторону колодцев (трапов) для отвода ливневых вод. Запорная арматура, установленная в колодцах (трапах) за обвалованием, должна находиться в закрытом положении. Указанная арматура открывается только в случае отвода ливневых вод с территории внутри обвалования резервуаров.

Проверка технического состояния и эффективности работы системы отопления, вентиляции или кондиционирования производственных помещений должна осуществляться по утвержденному графику, но не реже 1 раза в год, специализированной пусконаладочной организацией или службой наладки в соответствии с ГОСТ 12.3.018-79.

Учет прибывшего топлива производится остром в цистернах (судах, резервуарах) или взвешиванием на вагонных весах. Учету подлежит все топливо.

Количество сожженного топлива определяется по показаниям расходомеров или обмером в резервуарах мазутного склада. Учет следует вести по калибровочным таблицам, каждого резервуара.

Если мазут длительное время не поступает на ТЭС, следует поддерживать необходимый уровень в гидрозатворах приемных емкостей, особенно в летнее время года, и положительную температуру - в зимнее время года.

Осмотр молниезащитных устройств производится не реже одного раза в год. При этом должно измеряться сопротивление заземляющего устройства. Результаты осмотров молниезащитных устройств, первичных испытаний заземляющих устройств, произведенных ремонтов, технических осмотров следует заносить в специальный журнал произвольной формы. Сопротивление заземляющих устройств, если они предназначены только для отвода зарядов статического электричества, не должно превышать 1000 Ом.

На установках пенного тушения один раз в 6 мес следует проверять качество пенообразующих средств и не реже одного раза в год работу всей, системы с записью в специальном журнале учета проверок. Не реже одного раза в три года следует, проводить гидравлические испытания аппаратов и трубопроводов установок пожаротушения и не реже одного раза в пять лет промывку и очистку всей системы. Проверка осуществляется персоналом цеха, в ведении которого находится система пенного тушения, с привлечением работников цеха наладки и пожарной охраны.

Капитальные и средние ремонты оборудования должны выполняться по проектам производства работ и техническим условиям на ремонт или технологическим картам.

Не реже 1 раза в два года отместки стальных резервуаров должны подвергаться внешнему осмотру для выявления дефектов (нет ли просадки, растительного покрова, глубоких трещин).

У вновь сооруженных резервуаров в первые четыре года эксплуатации необходимо проводить нивелирование окрайки днища ежегодно или верха нижнего пояса не менее чем в восьми точках не peжe чем через 6 мес.

В последующие годы, после стабилизации основания, следует производить нивелирование днища не реже чем через 5 лет.

Обследование к комплексная дефектоскопия резервуаров (проверка технического состояния, определение фактических толщин металла кровли, стенки и днища резервуара нивелирование основания резервуара и отмостки) должны проводиться по графику, но не реже 1 раза в 10 лет. Результаты обследования и комплексной дефектоскопии должны заноситься в паспорт резервуаров и учитываться при назначении сроков капитального ремонта, определении пригодности к дальнейшей эксплуатации.

Внутренний осмотр резервуаров с устранением замеченных недостатков должен проводиться по графику, но не реже 1 раза в 5 лет. При наличии донных отложений последние должны удаляться.

Капитальный ремонт резервуаров проводится по мере необходимости. Срок проведения капитального ремонта назначается на основании результатов проверок технического состояния и внутренних осмотров.

Профилактический осмотр центробежных насосов должен производиться в сроки, определенные заводом-изготовителем. При этом должно быть заменено масло в масляной ванне корпуса подшипников. Для подшипников насосов можно применять масло индустриальное И20А по ГОСТ 20799-88 или турбинное

-Тп-22, Тп-30 по ГОСТ 9972-74.

Текущий и капитальный ремонты насосов должны производиться по утвержденному графику и в сроки, соответствующие требованиям заводов-изготовителей: текущий ремонт не реже одного раза в 18 мес, капитальный - не реже одного раза в 36 мес.

Эксплуатация систем гидрозолоудаления

При эксплуатации систем золошлакоудаления и золоотвалов должны быть обеспечены:

своевременное, бесперебойное и экономичное удаление и складирование золы и шлака в золоотвалы, на склады сухой золы, а также отгрузка их потребителям;

надежность оборудования, устройств и сооружений внутреннего и внешнего золошлакоудаления; рациональное использование рабочей емкости золоотвалов и складов сухой золы; предотвращение загрязнения золой и сточными водами воздушного и водного бассейнов, а также

окружающей территории.

Эксплуатация систем гидро- и пневмозолоудаления должна быть организована в режимах, обеспечивающих:

оптимальные расходы воды, воздуха и электроэнергии; минимальный износ золошлакопроводов;

исключение замораживания внешних пульпопроводов и водоводов, заиления золосмывных аппаратов, каналов и пульпоприемных бункеров, образования отложений золы в бункерах, течках и золопроводах пневмозолоудаления.

Для ликвидации пересыщения воды труднорастворимыми соединениями и осаждения взвешенных твердых частиц (осветления) должны быть предусмотрены необходимые площадь и глубина отстойного бассейна.

При эксплуатации систем гидрозолоудаления должны быть обеспечены плотность трактов и оборудования, исправность облицовки и перекрытий каналов, золошлакопроводов, устройств для оперативного переключения оборудования.

В системах пневмозолоудаления должна быть предусмотрена очистка сжатого воздуха от масла, влаги и пыли, а также предотвращено попадание влаги в золопроводы, промежуточные бункера и емкости складов золы.

Эксплуатация оборотных (замкнутых) гидравлических систем золошлакоудаления должна быть организована в бессточном режиме, предусматривающем:

поддержание баланса воды в среднем за год; преимущественное использование осветленной воды в технических целях (обмывка поверхностей

нагрева котлов, золоулавливающих установок, гидроуборка зольных помещений, уплотнение подшипников

багерных насосов, орошение сухих участков золоотвалов для пылеподавления, охлаждение газов путем впрыска воды, приготовление бетонных растворов и т.д.) и направление образующихся стоков в систему гидрозолоудаления (ГЗУ).

Сброс осветленной воды из золоотвалов в реки и природные водоемы допускается только по согласованию с региональными природоохранными органами.

Сбросы посторонних вод в оборотную систему ГЗУ допускаются при условии, что общее количество добавляемой воды не превысит фактические ее потери из системы в течение календарного года.

Вкачестве добавочной воды должны быть использованы наиболее загрязненные промышленные стоки с направлением их в устройства, перекачивающие пульпу.

При нехватке осветленной воды подпитка оборотной системы ГЗУ технической водой допускается путем перевода на техническую воду изолированной группы насосов.

Смешение в насосах и трубопроводах технической и осветленной воды запрещается, за исключением систем с нейтральной или кислой реакцией осветленной воды.

Вшлаковых ваннах механизированной системы шлакоудаления должен быть уровень воды, обеспечивающий остывание шлака и исключающий подсос воздуха в топку.

Состояние смывных и побудительных сопл системы ГЗУ должно систематически контролироваться, и при увеличении их внутреннего диаметра более чем на 10% по сравнению с расчетным сопла должны заменяться.

Контрольно-измерительные приборы, устройства технологических защит, блокировок и сигнализации систем гидро- и пневмозолоудаления должны быть в исправности и периодически проверяться.

Выводимые в резерв или в ремонт тракты гидроили пневмозолоудаления должны быть опорожнены и при необходимости промыты водой или продуты воздухом.

При отрицательной температуре наружного воздуха выводимые из работы пульпопроводы и трубопроводы осветленной воды системы ГЗУ должны быть своевременно сдренированы для предотвращения их замораживания.

Должен быть организован систематический (по графику) контроль за износом золошлакопроводов и своевременный поворот труб. Очистка трубопроводов от минеральных отложений должна быть произведена при повышении гидравлического сопротивления трубопроводов на 20% (при неизменном расходе воды, пульпы).

При повышенном абразивном износе элементов систем удаления и складирования золошлаков (пульпопроводы, золопроводы, сопла и др.) должны быть приняты меры для защиты этих элементов от износа (применение камнелитых изделий, абразивостойких металлов и т.п.).

При необходимости должны быть проверены уклоны пульпопроводов и надземных трубопроводов осветленной воды, произведена рихтовка труб или установка дополнительных дренажей.

Ремонт и замена оборудования должны быть организованы по графику, составленному на основе опыта эксплуатации систем золо- и шлакоудаления. Указанный график должен быть скорректирован при изменении работы систем золошлакоудаления (изменение вида топлива, подключение дополнительных котлов и т.п.).

Заполнение золоотвалов водой и золошлаками, а также выдача золошлаков из золоотвалов должны осуществляться по проекту.

Эксплуатация и контроль за состоянием дамб золоотвалов должны быть организованы в соответствии с положениями действующих правил.

Не менее чем за 3 года до окончания заполнения существующего золоотвала электростанцией должно быть обеспечено наличие проекта создания новой емкости.

На границах золоотвалов, бассейнов и каналов осветленной воды, а также на дорогах, в зоне расположения внешней системы золоудаления должны быть установлены предупреждающие и запрещающие знаки.

Для контроля за заполнением золоотвалов 1 раз в год должны производиться нивелировка поверхности расположенных выше уровня воды золошлаковых отложений и промеры глубин отстойного пруда по фиксированным створам.

Предельно допустимый уровень заполнения золоотвалов должен быть отмечен рейками (реперами). Наращивание ограждающих дамб без проектов не допускается.

При наращивании дамб из золошлакового материала и мягких грунтов (суглинков, супесей) работы должны выполняться в теплое время года.

Устройства (лестницы, мостики, ограждения и др.), обеспечивающие уход за сооружениями и безопасность персонала, должны быть в исправном состоянии.

На каждой электростанции должны ежегодно составляться и выполняться планы мероприятий по обеспечению надежной работы системы удаления и складирования золы и шлака. В планы должны быть включены: графики осмотров и ремонта оборудования, пульпопроводов осветленной воды, график наращивания дамб, очистки трубопроводов от отложений, мероприятия по предотвращению пыления, рекультивации отработанных золоотвалов и др.

Эксплуатация топливно-транспортного хозяйства ТЭС с ГТУ и ПГУ (СРС)