Стартовая >> Книги >> Технічна експлуатація електричних станцій і мереж

Тепломеханічне устатковання - Технічна експлуатація електричних станцій і мереж

Оглавление
Технічна експлуатація електричних станцій і мереж
Організація експлуатації
Територія, виробничі будівлі і споруди
Гідротехнічні споруди, водне господарство і технічне водопостачання
Тепломеханічне устатковання
Забезпечення безпеки експлуатації АЕС
Спеціальне устатковання АЕС
Устатковання вітрових електростанцій
Електричне устатковання електричних станцій та мереж
Оперативно-диспетчерське керування

Розділ 5
Тепломеханічне устатковання

Розділ 5, Підрозділ 1
Паливно-транспортне господарство

Розділ 5, Підрозділ 1, Глава 1
Загальні положення

8.1.1.1 Під час експлуатації паливно-транспортного господарства необхідно забезпечити:
- безперебійну роботу залізничного транспорту енергооб'єкта і механізоване розвантаження залізничних вагонів, цистерн, суден та інших транспортних засобів згідно з чинними НД;
- приймання палива від постачальників і контроль його кількості та якості механізованим способом;
- механізоване та ручне складування й зберігання установленого запасу палива з мінімальними втратами;
- своєчасну і безперебійну підготовку та подачу палива до котлів або в центральне пилоприготувальне відділення;
- попередження забруднення навколишньої території пилом твердого палива і бризками нафтопродуктів.
8.1.1.2 Енергооб'єкти повинні бути оснащені необхідним
устаткованням, пристроями, приладами для контролю кількості та якості палива, що постачається.
Якість палива, що постачається енергооб'єктам, повинна відповідати державним стандартам і технічним умовам.
У договорах з постачальниками, залежно від виду проектного палива, необхідно вказувати марку, категорію якості, зольність, вологість, вміст сірки і летких речовин, клас крупності, температуру топкості золи, вимоги щодо відсутності сторонніх предметів, профілактичні заходи проти змерзання, температуру спалаху, нижчу теплоту згоряння, густину, вміст ванадію та інші показники, за якими ведеться претензійна робота.
У договорах на постачання твердого, рідкого та газоподібного палива повинні бути передбачені:
- рівномірне (за графіком) відвантаження твердого й рідкого палива, а для газу - тиск на вході в газорегулювальний пункт (ГРП);
- можливість повернення твердого та рідкого палива постачальнику за його рахунок, якщо показники якості не відповідають технічним
умовам.
8.1.1.3 Необхідно організувати суворий облік всього палива, що надходить на енергооб'єкт, витрачання на технологічні потреби, а також під час зберігання на складах згідно з правилами обліку палива на електростанціях.
Інвентаризацію твердого палива необхідно проводити щоквартально, а рідкого щомісячно, згідно з чинними НД.
Під час обліку палива, що надходить на енергооб'єкт, необхідно забезпечити:
- зважування всього твердого палива, що надходить залізницею, конвеєрами чи автомобільним транспортом, або визначення його кількості за обміром чи за осіданням суден у разі надходження водним транспортом;
- зважування або обмір всього рідкого палива, що постачається;
- визначення за допомогою засобів вимірювальної техніки (ЗВТ) кількості всього газоподібного палива, що спалюється;
- постійний, а за наявності приладів - безперервний автоматичний контроль якості всього палива, що надходить і витрачається на технологічні потреби;
- висунення претензій постачальникам у разі виявлення недостачі і неналежної якості палива;
- документальну реєстрацію виконуваних операцій.
8.1.1.4 Прибулі залізничні вагони і цистерни з паливом необхідно
оглянути. У разі виявлення пошкоджених вагонів або цистерн, втрати палива в дорозі або за інших обставин, передбачених "Статутом залізниць України", необхідно скласти відповідні акти і висунути претензії залізниці.
8.1.1.5 Засоби вимірювальної техніки, які використовуються для
обліку палива (ваги, лабораторні прилади та інші вимірювальні пристрої) і які підлягають державному контролю і нагляду, повинні повірятися в терміни, установлені Держспоживстандартом України.
Засоби вимірювальної техніки, які використовуються для обліку і контролю палива, але не підлягають повірці, підлягають калібруванню за графіком, затвердженим технічним керівником енергооб'єкта.
8.1.1.6 Рух поїздів, а також подавання, розвантаження та відведення вагонів з енергооб'єкта повинні бути організовані згідно з
НД про порядок обслуговування та організації руху на під'їзній колії,
єдиним технологічним процесом (ЄТП) роботи під'їзних колій ван-тажоприймача і умовами укладеного договору.
8.1.1.7 У договорах, укладених енергооб'єктами з підприємствами
Укрзалізниці або з іншими підприємствами, що здійснюють транспортно-експедиційне обслуговування, та під час складання ЄТП не повинна прийматися до уваги можливість одночасної роботи основного і резервного устатковання фронту розвантаження твердого палива
(вагоноперекидачі, конвеєри тощо).
8.1.1.8 Апаратура і пристрої контролю, автоматичного і дистанційного керування, технологічних захистів, блокувань і сигналізації, пожежогасіння, розвантажувальних і розморожувальних споруд, агрегатів і систем паливоподачі, господарств рідкого і
газоподібного палива, а також засоби диспетчерсько-технологічного керування (ЗДТК) повинні бути справні і періодично перевірятись за
графіком, затвердженим технічним керівником енергооб'єкта.

Розділ 5, Підрозділ 1, Глава 2
Тверде паливо

8.1.2.1 Експлуатація паливоподачі повинна бути організована згідно з типовою інструкцією та іншими НД, а також експлуатаційними інструкціями, затвердженими технічним керівником енергооб'єкта.
8.1.2.2 Для полегшення розвантаження палива, особливо замерзлого, та очищення залізничних вагонів енергооб'єкти повинні мати спеціальні розморожувальні споруди, механічні розпушувачі, вагонні вібратори тощо. Процеси відкривання і закривання люків піввагонів, дроблення крупних кусків і замерзлих брил палива повинні бути механізовані з використанням люкопідйомників, дробильно-фрезерних машин та інших механізмів.
8.1.2.3 Під час експлуатації вагоноперекидачів, розморожувальних споруд, розпушувальних установок та інших засобів повинна бути забезпечена їхня надійна робота із дотриманням вимог Укрзалізниці
щодо збереженості залізничних вагонів.
Розморожувальні споруди повинні експлуатуватись згідно з режимною картою та інструкцією з обслуговування.
8.1.2.4 Зберігання палива на відкритих складах енергооб'єктів повинно бути організоване відповідно до типової інструкції.
8.1.2.5 Механізми та устатковання вугільних складів повинні бути в робочому стані, а їхня продуктивність повинна відповідати максимальним витратам вугілля без урахування машин і механізмів, які
є в ремонті.
8.1.2.6 Робота вантажопідйомних кранів, мостових перевантажувачів за наявності тріщин в металоконструкціях, при несправних гальмах, пристроях для запобігання самовільного руху, кінцевих вимикачах та
обмежувачах перекосів забороняється.
8.1.2.7 Резервні механізми і устатковання (вагоноперекидачі,
лінії конвеєрів, дробарки тощо), повинні працювати поперемінне згідно з графіком, затвердженим технічним керівником енергооб'єкта.
У разі тимчасового переведення всіх котлів енергооб'єкта на спалювання газу або рідкого палива одна лінія паливоподачі повинна бути в постійній готовності до роботи.
8.1.2.8 Устатковання для підготовки і транспортування вугілля повинно забезпечувати подачу до котлів дробленого та очищеного від сторонніх предметів палива.
8.1.2.9 Механізми паливоподачі повинні мати автоматичне або дистанційне керування з центрального щита керування паливоподачі, а також керування по місцю.
Під час експлуатації повинна бути забезпечена надійна робота блоківок, пристроїв захисту, сигналізації та аварійного зупину
устатковання для безперебійної, надійної та безпечної роботи системи паливоподачі (зупину конвеєрів у разі буксування стрічок, переповнення пересипних протічок, неправильного вибору схеми, зупину одного із механізмів системи тощо).
8.1.2.10 Робота устатковання та пристроїв паливоподачі у разі відсутності або несправного стану попереджувальної сигналізації, необхідних огороджувальних і гальмівних пристроїв забороняється.
8.1.2.11 У галереях стрічкових конвеєрів, вузлах пересипання
основного тракту і тракту подачі палива зі складу та в підземній
частині розвантажувальних пристроїв температура повітря в холодну пору року повинна підтримуватись не нижче ніж 10 град.С, а в приміщенні дробильних пристроїв (крім нульової позначки) не нижче ніж
15 град.С.
Температура повітря в надземних частинах розвантажувальних пристроїв (за винятком будівлі вагоноперекидача та інших пристроїв із безперервним рухом вагонів) та на нульових позначках дробильних корпусів повинна підтримуватись не нижче ніж 5 град.С.
На конвеєрах подачі палива на склад за відсутності опалювальних пристроїв повинна застосовуватись морозостійка стрічка.
8.1.2.12 Усі види твердого палива повинні подаватись в бункери сирого палива дробленими.
Розмір кусків (крупність) палива після дроблення визначається
характеристиками пилоприготувальних установок та шириною розкриття відбірних елементів пробовідбірників.
Максимальний розмір кусків палива повинен бути у 2,5 рази менший від ширини розкриття відбірного елемента пробовідбірника.
Для забезпечення необхідної якості дроблення проміжки між валками валкових дробарок, між молотками і відбійною плитою, руш-тинами і брусом молоткових дробарок повинні періодично, згідно з інструкцією, контролюватись і регулюватись.
8.1.2.13 Перед подачею палива в дробарки і млини необхідно здійснити механізоване вилучення з нього металу та деревних включень.
На працюючому конвеєрі металовловники повинні постійно знаходитись у роботі.
Експлуатація тракту паливоподачі, у разі непрацюючої системи металовловлення, для систем пилоприготування, оснащених середньоходовими і молотковими млинами, молольними вентиляторами, забороняється.
Уловлені сторонні предмети необхідно постійно вилучати.
8.1.2.14 Під час експлуатації повинен забезпечуватись рівномірний за шириною потік палива, що надходить на конвеєри, дробарки тощо.
Повинні вживатися заходи (очищення, обігрівання, вібрування, відсіювання дріб'язку), які не допускають замазування вологим паливом стрічок конвеєрів, дробарок тощо.
8.1.2.15 Пристрої, що усувають зависання палива в бункерах і протічках (устатковання для обігрівання стінок, пневмо- і парообрушувачі, вібратори тощо) повинні бути в роботі або в стані
готовності до роботи.
8.1.2.16 Ущільнення вузлів пересипання, дробарок та інших механізмів тракту паливоподачі, пристрої для очищення стрічок і барабанів конвеєрів, робочі елементи плужкових скидачів, аспіраційні
установки та інші засоби знепилення повинні бути у справному стані і періодично, не рідше одного разу на тиждень, перевірятись. Виявлені несправності повинні усуватись в найкоротші терміни.
8.1.2.17 Відбирання одиничних порцій та оброблення проб палива,
що надходить до котлів, повинні відповідати вимогам НД і проводитись із застосуванням автоматичних механічних пробовідбірників і пробообробних машин.
Може також застосовуватись радіаційний метод контролю якості палива.
Пробовідбірні установки повинні випробовуватись на вірогідність відбору (методичні випробування) після кожного внесення конструктивних змін в установку, у разі переведення котлів на тривале спалювання палива іншої марки, але не пізніше ніж через кожні 5 років.
У процесі експлуатації пробовідбірних установок регулярно, один раз на рік, необхідно проводити технологічні випробування, в яких визначається середня маса одиничної порції, похибка відбору тощо.
8.1.2.18 На конструкціях будівель всередині приміщень і на
устаткованні системи паливоподачі не допускається скупчення пилу.
Механізми паливоподачі повинні бути ретельно ущільнені та обладнані пристроями, які забезпечують чистоту повітря згідно з санітарними нормами. Запиленість і загазованість в приміщеннях системи паливоподачі повинні контролюватись за графіком, затвердженим технічним керівником енергооб'єкта.
Під час роботи аспіраційних установок паливоподачі повинно бути забезпечене згідно з нормами очищення повітря, яке викидається в атмосферу.
Згідно з НД, аспіраційні установки паливоподачі повинні бути паспортизовані та щорічно випробовуватись на ефективність.
Прибирання приміщень та устатковання проводиться за графіком і повинно бути переважно механізованим.
Проводити гідроприбирання, коли температура в приміщеннях нижче ніж 5 град.С, а також коли порушена герметизація облицювання і швів внутрішніх приміщень, забороняється.
8.1.2.19 Технічне обслуговування і ремонт механізмів паливних складів та тракту паливоподачі повинні проводитись за графіками, затвердженими технічним керівником енергооб'єкта.
Контроль за технічним станом устатковання, будівель і споруд повинен проводитись регулярно, з періодичністю, встановленою інструкціями та НД.

Розділ 5, Підрозділ 1, Глава 3
Рідке паливо

8.1.3.1 Експлуатація господарства рідкого палива повинна бути
організована відповідно до чинних НД, в тому числі ГКД 34.23.501
"Мазутні господарства теплових електростанцій. Інструкція з експлуатації", ГКД 34.21.522 "Стальные вертикальные цилиндрические резервуары для хранения жидкого топлива и воды. Строительные конструкции. Инструкция по эксплуатации" (далі ГКД 34.21.522) та ГКД
34.09.102 "Рідке паливо на електростанціях. Методика з інвентаризації".
8.1.3.2 Під час експлуатації господарства рідкого палива повинна забезпечуватись безперебійна подача підігрітого і профільтрованого палива у кількості, яка відповідає навантаженню котлів і
газотурбінних установок, з тиском і в'язкістю, які необхідні для нормальної роботи форсунок, відповідно до вимог експлуатаційних інструкцій котлів.
8.1.3.3 На трубопроводи рідкого палива, їхні парові супутники, а також на резервуари повинні бути складені паспорти встановленої
форми.
8.1.3.4 Мазут із зливних потоків після закінчення зливання
цистерн повинен витекти повністю, а потоки в місцях, де відсутні
гратки, необхідно закрити кришками. Лотоки, гідрозаслони, шандори і
фільтри, які встановлені перед приймальними ємностями, повинні
очищуватись від відкладень.
8.1.3.5 На мазутному господарстві повинні бути такі параметри пари: тиск від 8 до 13 кгс/кв.см (від 0,8 до 1,3 МПа), температура від 200 до 250 град.С.
Конденсат парових супутників і підігрівників мазуту після відповідного очищення повинен використовуватись у технологічному
циклі енергооб'єкта.
8.1.3.6 Під час зливання мазуту за допомогою відкритої пари загальна витрата пари із розігрівних пристроїв на цистерну місткістю
50 і 60 куб.м повинна бути не більше 900 кг/год.
Подача пари у паропроводи зливної естакади повинна здійснюватись тільки при зливі мазуту із цистерн.
8.1.3.7 На мазутозливі (в цистернах, потоках і приймальних
ємностях) мазут повинен підігріватись до температури, яка б забезпечувала нормальну роботу перепомповувальних помп.
Максимальна температура мазуту в приймальних ємностях та резервуарах повинна бути на 15 град.С нижче ніж температура спалаху палива, але не вище ніж 90 град.С.
8.1.3.8 Теплова ізоляція устаковання (резервуарів, трубопроводів тощо) повинна бути в справному стані.
8.1.3.9 Внутрішній огляд резервуарів та приймальних ємностей з
усуненням виявлених недоліків повинен проводитись за графіком, затвердженим технічним керівництвом енергооб'єкта, не рідше ніж один раз на 5 років. У разі необхідності вони повинні очищатись від донних відкладень.
Перевірка технічного стану резервуара в обсязі повного обстеження повинна проводитись згідно з графіком не рідше ніж один раз на 10 років.
8.1.3.10 На всі приймальні ємності і резервуари для зберігання рідкого палива повинні бути складені градуювальні таблиці, які затверджуються технічним керівником енергооб'єкта.
Періодичне переградуювання повинно проводитись у терміни, встановлені НД.
8.1.3.11 За затвердженим графіком повинні проводитись: зовнішній
огляд мазутопроводів і мазутної арматури - не рідше ніж один раз на рік, в межах котельного відділення - один раз на квартал, вибіркова ревізія арматури - не рідше ніж один раз на 4 роки.
Зовнішній огляд парової і конденсатної арматури повинен проводитись щоквартально, а вибіркова ревізія - не рідше одного разу на 2 роки.
8.1.3.12 В'язкість мазуту, який подається до котлів, не повинна перевищувати: для механічних і паромеханічних форсунок 2,5 °ВУ (16 кв.мм/с), для парових і ротаційних форсунок 6 °ВУ (44 кв.мм/с).
8.1.3.13 Мазутні фільтри повинні очищатись (паровою продувкою, вручну або хімічним способом) у разі підвищення їхнього опору на 50 % порівняно з початковим (у чистому стані) при розрахунковому навантаженні.
Випалювання фільтрувальної сітки під час очищення забороняється.
Підігрівники мазуту повинні очищатись у разі зниження їхньої теплової потужності на 30 % порівняно з номінальною.
8.1.3.14 Резервні помпи, підігрівники мазуту і фільтри повинні бути у справному стані і постійній готовності до пуску.
Перевірка включення і плановий перехід з працюючої помпи на резервну повинні проводитись за графіком, затвердженим технічним керівником енергооб'єкта, але не рідше ніж один раз на місяць.
Перевірка спрацювання пристроїв АВР повинна проводитись не рідше ніж
один раз на квартал за програмою і графіком, затвердженими технічним керівником енергооб'єкта.
8.1.3.15 Під час підготовки до ремонту мазутопроводів або устатковання вони повинні бути надійно відключені від працюючого
устатковання, здреновані і пропарені.
На відключених ділянках мазутопроводів парові або інші супутники повинні бути відключені.
8.1.3.16 Перед введенням резервуара в роботу після тривалого зберігання мазуту з придонного шару (до 0,5 м) повинна бути відібрана проба мазуту для аналізу на вологість і вжиті заходи, які запобігають потраплянню неперемішаної з мазутом води, що відстоялись, до котлів. Для цього необхідно проводити інтенсивне перемішування мазуту з водою за допомогою циркуляційних помп.
8.1.3.17 За затвердженим графіком, але не рідше ніж один раз на тиждень повинна перевірятись дія сигналізації граничного підвищення і зниження температури, а також зниження тиску палива, яке подається до котлів на спалювання, правильність показів виведених на щит керування мазутопомповні дистанційних рівнемірів та приладів для вимірювання температури палива в резервуарах та приймальних ємностях.
8.1.3.18 Приймання, зберігання і підготовка до спалювання інших видів рідкого палива повинні здійснюватись відповідно до вимог НД та інструкцій з дотриманням таких умов:
- приймання замінника мазуту повинно бути узгоджене з керівництвом енергооб'єкта не пізніше ніж за 5 діб;
- як замінники мазуту можуть бути використані рідкі палива з температурою спалаху не нижче ніж 45 град.С. У разі надходження палива з температурою спалаху нижчою від вказаної, зливати його на енергооб'єкті забороняється;
- не дозволяється використання замість мазуту кислих гудронів та рідких палив з в'язкістю вище ніж 16 °ВУ (118 кв.мм/с) при 80 град.С;
- у разі надходження замінників мазуту та в процесі їх використання повинні виконуватись додаткові заходи щодо підвищення пожежної безпеки, які передбачені відповідними НД.
8.1.3.19 Інвентаризація рідкого палива повинна проводитись за станом на перше число кожного місяця відповідно до вимог НД.
8.1.3.20 На устаткованні і сталевих резервуарах, які виводяться в резерв на тривалий період (понад 1 рік), повинні проводитись заходи
щодо захисту їх від корозії.
8.1.3.21 Залишки рідкого палива, які відводяться під час очищення резервуарів, потоків, приймальних ємностей, фільтрів, підігрівників мазуту та інших пристроїв, повинні утилізовуватися, а у разі неможливості - спалюватися в спеціально відведених місцях.

Розділ 5, Підрозділ 1, Глава 4
Особливості приймання, зберігання та підготовки до спалювання рідкого палива газотурбінних
установок і дизель-генераторів

8.1.4.1 Під час зливання, зберігання та подачі на спалювання рідкого палива не допускається його обводнення. У разі необхідності пропарювання цистерн і резервуарів після зливання, обводнені продукти пропарювання повинні подаватись в спеціальні резервуари.
8.1.4.2 Зливання палива повинно проводитись закритим способом.
Зливні пристрої, їхнє антикорозійне покриття, парові супутники, арматура тощо повинні бути у справному стані, щоб не допускати забруднення палива та його застигання.
Мінімальна і максимальна температури рідкого палива в резервуарах повинні бути вказані в інструкціях.
8.1.4.3 Паливо з витратних резервуарів повинно відбиратись забірним пристроєм з верхніх шарів.
8.1.4.4. Проби палива з придонних шарів резервуарів повинні відбиратись під час інвентаризації і перед введенням резервуара в роботу.
У разі виявлення обводнення в придонному шарі більше ніж 0,5 % повинні бути вжиті заходи, які запобігають надходженню обводненого палива на спалювання.
У разі висоти обводненого шару вище від рівня "мертвого" залишку, зволожений шар повинен бути здренований у спеціальні резервуари.
8.1.4.5 Резервуари, які знаходяться в експлуатації, підлягають періодичному обстеженню і дефектоскопії для визначення їхнього технічного стану.
Повне технічне обстеження резервуарів газотурбінного палива з
циркуляційним способом розігрівання повинно проводитися не рідше ніж
один раз на 5 років, резервуарів із паровим розігріванням - щорічно, з обов'язковим гідравлічним випробуванням щільності внутрішньорезервуарних підігрівників і усуненням виявлених дефектів і пошкоджень антикорозійного покриття.
Повне технічне обстеження резервуарів для дизельного палива повинно проводитися не рідше, ніж один раз на 4 роки. Часткове
обстеження - не рідше ніж один раз на 2 роки.
Технічне обстеження повинно проводитись відповідно до
ГКД 34.21.522.
8.1.4.6 Після монтажу або ремонту трубопроводи рідкого палива повинні продуватись парою або стиснутим повітрям, хімічно промиватись і пасивуватись, з наступним промиванням відповідно газотурбінним або дизельним паливом в кількості, яка відповідає трикратній вмістимості системи цих трубопроводів.
8.1.4.7 В'язкість палива, яке подається на газотурбінну установку
(ГТУ), повинна бути не більше ніж: у разі застосування механічних
форсунок - 2 °ВУ (12 кв.мм/с), у разі застосування повітряних (парових) форсунок - 3 °ВУ (20 кв.мм/с).
8.1.4.8 Марка та якість палива для дизель-генераторів повинні відповідати вимогам заводу-виробника дизелів.
8.1.4.9 Рідке паливо повинно бути очищене від механічних домішок відповідно до вимог заводів-виробників.
В інструкціях повинно бути вказане допустиме значення перепаду тиску на фільтрах, у випадку перевищення якого вони повинні виводитись на очищення.
8.1.4.10 Періодичність контролю якості палива і присадок при зберіганні та подачі палива на спалювання, місця відбору проб і показники якості, що визначаються, повинні бути вказані в інструкції з експлуатації.
8.1.4.11 У випадку використання рідких палив, які містять корозійно-агресивні елементи (ванадій, лужні метали тощо) в кількостях, більших ніж допускається державними стандартами та технічними умовами, паливо повинно бути оброблене на енергооб'єкті згідно з інструкціями (промивання від солей натрію й калію або застосування антикорозійних додатків).
8.1.4.12 Кожен резервуар повинен бути оснащений засобами пожежогасіння та попередження втрат від випаровування палива.

Розділ 5, Підрозділ 1, Глава 5
Газоподібне паливо

8.1.5.1 Під час експлуатації газового господарства повинні бути забезпечені:
- безперебійна подача до пальників котла газу необхідного тиску,
очищеного від сторонніх домішок і конденсату, в кількості, що відповідає заданому навантаженню котла;
- контроль кількості та якості газу, що надходить;
- безпечна робота устатковання;
- своєчасне і якісне технічне обслуговування і ремонт
устатковання;
- нагляд за технічним станом устатковання та його безпечною експлуатацією;
- організація неперервного контролю загазованості приміщень, в яких є газове устатковання, за допомогою технічних засобів.
8.1.5.2 Система газопостачання і експлуатація газового
господарства енергооб'єктів повинна відповідати вимогам ДНАОП
0.00-1.20 "Правила безпеки систем газопостачання України" (далі ДНАОП
0.00-1.20), ДБН В.2.5-20 "Інженерне обладнання будинків і споруд.
Зовнішні мережі і споруди. Газопостачання", ТИ 34-70-062 "Типовая
инструкция по эксплуатации газового хозяйства тепловых
электростанций, сжигающих природный газ" (далі ТИ 34-70-062) та інших
НД.
8.1.5.3 Введення в експлуатацію газового господарства енергооб'єктів дозволяється за наявності акта приймання устатковання, технологічних схем газопроводів, НД, інструкцій та іншої експлуатаційної документації з безпечного користування газом, плану
локалізації та ліквідації можливих аварійних ситуацій, документів про навчання і перевірку знань інженерно-технічних працівників і робітників, які обслуговують газове господарство, а також наказу про призначення осіб, відповідальних за газове господарство.
8.1.5.4 На кожний газопровід і устатковання ГРП повинні бути складені паспорти з основними даними, що характеризують газопровід,
устатковання, ЗВТ і приміщення ГРП.
У паспорти повинні бути занесені також відомості про ремонт
газопроводів і устатковання ГРП.
8.1.5.5 На енергооб'єкті повинні бути складені та затверджені технічним керівником перелік газонебезпечних робіт та інструкція, яка визначає порядок підготовки і безпечність їх проведення стосовно конкретних виробничих умов. Газонебезпечні роботи повинні виконуватись за нарядом. Особи, які мають право видавання нарядів на
газонебезпечні роботи, повинні бути призначені наказом по енергооб'єкту. Перелік газонебезпечних робіт повинен не рідше ніж
один раз на рік переглядатись і затверджуватись.
Особливо небезпечні роботи (введення в експлуатацію, пуск газу, приєднання газопроводів, ремонт заповненого газом устатковання і
газопроводів, роботи в ГРП із застосуванням зварювання і газового різання) повинні проводитись за нарядом і спеціальним планом, затвердженим технічним керівником.
У плані робіт повинні бути чітко вказані послідовність проведення робіт, розставлення людей, відповідальні особи, потреба в матеріалах, механізмах і пристосуваннях; передбачені заходи, які забезпечують максимальну безпеку робіт.
8.1.5.6 Коливання тиску газу в газопроводах перед котлами котельного цеху (котельні) повинні бути в межах значень, вказаних в інструкції з експлуатації, але не більше ніж +-10 % робочого.
Несправності регуляторів, які зумовлюють коливання робочого тиску, а також виявлені витікання газу повинні усуватись в аварійному порядку.
8.1.5.7 3 метою запобігання утворення сніжно-льодових наростів в
газопроводах під час дроселювання і зниження внаслідок цього надійності газового устатковання (арматура, фільтри тощо), необхідно підтримувати температуру газу вище від точки роси, визначеної для тиску газу після регуляторів. Залежно від відносної густини газу в
умовах експлуатації ця температура повинна бути не нижчою ніж
4-6 град.С.
8.1.5.8 Подавання газу до котлів через обвідний газопровід
(бай-пас), який не має регулювального клапана, забороняється.
8.1.5.9 Перевірка спрацьовування захистів, блоківок і сигналізації максимального і мінімального тисків у газопроводі котельного цеху (котельні) після автоматичних регуляторів тиску повинна проводитись за графіком, затвердженим технічним керівником енергооб'єкта, але не рідше ніж один раз на місяць.
8.1.5.10 Газопроводи під час заповнення газом повинні бути продуті до витіснення всього повітря. Закінчення продування повинно визначатись аналізом або спалюванням проб, що відбираються. Вміст кисню у газі не повинен перевищувати 1 %, а горіння газу повинно відбуватись спокійно, без вибухів.
Випуск газоповітряної суміші під час продування газопроводів повинен здійснюватись у місцях; де неможливе потрапляння її в будівлі, а також займання від будь-якого джерела вогню.
Газопроводи під час звільнення від газу повинні бути продуті повітрям до витіснення всього газу. Закінчення продування повинно визначатись аналізом, при цьому залишковий вміст газу в продувному повітрі повинен бути не більшим ніж 20 % нижньої межі займання газу.
8.1.5.11 За затвердженим графіком, але не рідше ніж один раз на 2 дні, повинен проводитись обхід траси підземних газопроводів, які є на території енергооб'єкта. Одночасно повинні перевірятись на загазованість колодязі газопроводів, а також розташовані на відстані до 15 м в обидві сторони від газопроводу інші колодязі (телефонні, водопровідні, теплофікаційні, каналізаційні), підвали будинків та інші приміщення, в яких можливе скупчення газу.
Для обслуговування підземних газопроводів повинні бути складені й видані на руки обхідникам маршрутні карти з присвоєними їм номерами.
У кожній з них повинні бути вказані схема траси газопроводів і їхня довжина, а також колодязі підземних комунікацій і підвалів будівель, розташованих на віддалі до 15 м в обидві сторони від газопроводу.
8.1.5.12 Наявність газу в підвалах, шахтах, колодязях та інших підземних спорудах повинна перевірятись газоаналізатором у вибухозахищеному виконанні.
Аналіз проб повітря в підвалах будівель може проводитись безпосередньо у підвалі газоаналізаторами вибухозахищеного виконання, а за відсутності їх - шляхом відбирання проби повітря з підвалу та аналізу її поза будівлею.
Під час відбирання проб повітря з шахт, колодязів та інших підземних споруд спускатися в них забороняється.
Під час перебування в підвалі, а також біля колодязів, шахт та інших підземних споруд курити і користуватись відкритим вогнем забороняється.
8.1.5.13 У випадку виявлення загазованості в будь-якій споруді на трасі повинні бути додатково перевірені підземні споруди, підвали в радіусі 50 м від виявленого місця витікання і організоване провітрювання загазованих приміщень, підвалів, перших поверхів будівель і підземних споруд.
Якщо виявлена загазованість підвалів, люди, які перебувають у будівлях, додатково повинні бути попереджені про недопустимість куріння, користування відкритим вогнем і електроприладами.
Одночасно з провітрюванням споруд і підвалів повинні бути вжиті невідкладні заходи щодо виявлення та усунення витікань газу.
8.1.5.14 Перевірка щільності підземних газопроводів і стану
їхньої ізоляції повинна бути організована за графіком, залежно від
умов експлуатації газопроводів, але не рідше ніж один раз на 5 років за допомогою приладів без розкривання грунту. Результати перевірки повинні заноситись у паспорт газопроводів і враховуватись під час визначення обсягів і термінів їх ремонту.
8.1.5.15 У разі виявлення газу перевірка щільності з'єднань
газопроводів, відшукування місць витікання газу на газопроводах, в колодязях і приміщеннях повинні виконуватись з використанням мильної емульсії.
Застосування вогню для виявлення витікань газу забороняється. Усі виявлені на діючих газопроводах нещільності та несправності повинні негайно усуватись.
8.1.5.16 Огляд арматури газопроводів повинен бути організований за графіком, але не рідше ніж один раз на рік. За результатами огляду повинні бути визначені вид і термін ремонту арматури.
8.1.5.17 Зовнішній і внутрішній огляд приміщень ГРП з відбиранням і аналізом проб повітря на загазованість на рівні 0,25 м від підлоги і 0,4 - 0,7 м від стелі повинні проводитись щодобово в денну зміну.
Приміщення ГРП, парових котлів продуктивністю 35 т/год і вище, водогрійних котлів продуктивністю 50 Гкал/год і вище повинні бути забезпечені приладами постійного контролю загазованості.
8.1.5.18 Технічне обслуговування газового устатковання в обсязі, затвердженому технічним керівником енергооб'єкта, повинно бути
організоване за графіком, але не рідше ніж один раз на місяць, а ГРП не рідше ніж один раз на 6 місяців. Плановий ремонт повинен проводитись не рідше ніж один раз на рік з розбиранням регуляторів тиску, запобіжних клапанів, фільтрів, якщо в паспорті заводів-виробників не вказані інші терміни. Очищення фільтра повинно проводитись також після досягнення гранично допустимого значення перепаду тиску, який вказується в інструкції з експлуатації.
Корпус фільтра після виймання фільтрувальної касети повинен ретельно очищуватись. Розбирання та очищення касети повинно виконуватись поза приміщенням.
8.1.5.19 Перевірка настроювання і дії запобіжних пристроїв
(запірних і скидних), а також авторегуляторів повинна проводитись перед пуском газу, після тривалого (понад 2 місяці) простоювання
устатковання, а також під час експлуатації не рідше ніж один раз на
2 місяці, якщо в інструкції заводу-виробника не вказані інші терміни.
8.1.5.20 Ремонт пристроїв вентиляції, мережі освітлення і телефону повинен проводитись негайно після виявлення їх несправності.
8.1.5.21 Ремонт установки електрохімічного захисту підземних
газопроводів повинен бути організований згідно з графіком, але не рідше ніж один раз на рік.
8.1.5.22 На переїздах, де розташовані газопроводи, перед проведенням капітального ремонту або реконструкції дорожного покриття, газопроводи незалежно від терміну їх попередньої ревізії і ремонту повинні оглядатись і, у разі необхідності, ремонтуватись.
8.1.5.23 Газопроводи повинні регулярно (за графіком) дренуватись
через спеціальні штуцери, які встановлені в нижніх точках
газопроводу. Відведення з газопроводу рідини (конденсату) в каналізацію забороняється. Конденсат повинен збиратися в спеціальні
ємності і утилізуватись.
8.1.5.24 Подача і спалювання на енергооб'єктах доменного і коксового газів повинні бути організовані відповідно до вимог правил безпеки в газовому господарстві підприємств чорної металургії.
8.1.5.25 Особливості експлуатації у разі подачі і спалювання
газогенераторного і скидного технологічного вологого і сірчистого
газу (до складу якого входять меркаптани або сірководень) повинні визначатись проектом та інструкцією з експлуатації.

Розділ 5, Підрозділ 2
Пилоприготування

8.2.1 Під час експлуатації пилоприготувальних установок, пилосистем (далі - пилосистем) повинна бути забезпечена безперебійна подача до пальників котла вугільного пилу потрібної тонкості і вологості в кількості, що відповідає навантаженню котла.
Усі справні пилосистеми з прямим вдуванням для навантаження котла в діапазоні 60-100 % номінального, як правило, повинні бути в роботі.
Режим роботи пилосистем повинен бути організований відповідно до режимної карти, розробленої на підставі заводських характеристик і випробувань пилосистеми і котла, затвердженої технічним керівником енергооб'єкта.
8.2.2 Перед пуском і включенням у роботу заново змонтованої або модернізованої пилосистеми, а також після ремонту або перебування у резерві понад 3 доби все її устатковання повинно бути оглянуте, перевірена справність ЗВТ, пристроїв дистанційного керування, захистів, сигналізації, блоківок і автоматики.
8.2.3 Перед пуском наново змонтованої або модернізованої пилосистеми, незалежно від виду розмелюваного палива, з метою виявлення місць можливих відкладень пилу та їх усунення повинен бути проведений внутрішній огляд устатковання пилосистеми з відкриттям
усіх люків і лазів.
Відкриття люків і лазів, а також внутрішній огляд устатковання пилосистеми повинен виконуватись із дотриманням усіх правил безпеки, передбачених інструкцією.
Контрольний внутрішній огляд устатковання пилосистеми зі складанням акта повинен бути проведений не пізніше, ніж через 2000
годин роботи пилосистеми спеціальною комісією, призначеною керівником енергооб'єкта.
8.2.4 Для попередження конденсації вологи і налипання пилу на елементах устатковання перед пуском повинно бути забезпечене прогрівання пилосистеми, режим якого повинен бути встановлений інструкцією.
8.2.5 У пилосистемах повинні бути увімкнені і знаходитись у справному стані вимірювальні прилади, регулятори, пристрої сигналізації, захисти і блоківки. Прилади, які використовуються для вимірювання температури в системах контролю, автоматики, захистів, сигналізації, повинні бути малоінерційними або середньої інерційності, що регламентується технічними умовами на їх поставку.
8.2.6 Під час експлуатації пилосистем повинен бути організований контроль за такими параметрами, процесами, показниками і станом
устатковання, як:
- безперервна подача палива в млини без зупинення живильника сирого вугілля чи роботи його без палива;
- рівні в бункерах сирого вугілля і пилу для запобігання зниження або збільшення рівня порівняно з граничними значеннями, вказаними в інструкції;
- температура сушильного агента і пилогазоповітряної суміші на виході з підсушувальних і розмелювальних установок, підвищення якої не допускається понад контрольні значення, вказані у таблиці 8.1;
- температура пилу в бункері в усіх режимах роботи установки, перевищення якої не допускається (з умов вибухобезпеки) понад значення, вказані в таблиці 8.1 для температур пилоповітряної суміші;
- рівень вібрації і температура оливи у блоках підшипників, які не повинні перевищувати величин, рекомендованих заводами-виробниками;
- справність запобіжних клапанів;
- стан ізоляції і щільність всіх елементів пилосистеми (вибивання пилу повинно бути негайно усунене);
- струм електродвигунів устатковання пилосистеми;
- тиск сушильного агента перед підсушувальним пристроєм або млином, перед і за млиновим вентилятором і млином-вентилятором;
- опір кульових барабанних і середньоходових млинів;
- вміст кисню в сушильному агенті в кінці установки у разі сушіння димовими газами (в місцях, передбачених РД 34.03.352 "Правила взрывобезопасности топливоподач и установок для приготовления и сжигания пылевидного топлива");
- витрата сушильного агента на пилосистемах з прямим вдуванням з молотковими і середньоходовими млинами;
- тонкість пилу (крім установок з прямим вдуванням). Контроль роботи пилосистем з нетиповими вузлами (наприклад, подачею концентрованого пилу в пальники) повинен здійснюватись відповідно до вимог інструкцій з експлуатації. У системах з подачею пилу високої концентрації під тиском не повинно допускатись проникнення повітря,
що здійснює транспортування пилу, в бункери.
У випадку розмелювання різних марок палива температура пилогазоповітряної суміші приймається як для палива з більшим виходом
летких речовин.
Таблиця 8.1

|-------------------------------------------------------------------|
|           |     Температура пилогазоповітряної суміші, град.С     |
|Група палив|-------------------------------------------------------|
| за виходом|  Установки з прямим вдуванням під час |  Установки з  |
|   летких  |             сушіння                   | бункером пилу |
|  речовин  |                                       |під час сушіння|
|           |-------------------------------------------------------|
|           |      повітрям     |  димовими газами  |       | димо- |
|           |---------------------------------------| повіт-| вими  |
|           |системи з|системи з|системи з|системи з| рям*  | газа- |
|           |молотко- |середньо-|молотко- |млинами- |       |  ми** |
|           |  вими   |ходовими |  вими   |вентиля- |       |       |
|           | млинами | млинами | млинами | торами  |       |       |
|-------------------------------------------------------------------|
|Антрацито- |                                       |               |
|вий штиб   |                                       | не нормується |
|-------------------------------------------------------------------|
|Пісне      |         |         |         |         |       |       |
|вугілля    |    -    |    -    |    -    |    -    |  130  |  150  |
|-------------------------------------------------------------------|
|Кам'яне ву-|         |         |         |         |       |       |
|гілля з ви-|         |         |         |         |       |       |
|ходом лет- |         |         |         |         |       |       |
|ких речовин|   110   |   100   |    -    |    -    |  75   |   -   |
|20-30 %    |         |         |         |         |       |       |
|-------------------------------------------------------------------|
|Кам'яне ву-|         |         |         |         |       |       |
|гілля з ви-|         |         |         |         |       |       |
|ходом лет- |         |         |         |         |       |       |
|ких речовин|   100   |    90   |   180   |   220   |  70   |  120  |
|більше ніж |         |         |         |         |       |       |
|30 %       |         |         |         |         |       |       |
|-------------------------------------------------------------------|
|Буре вугіл-|         |         |         |         |       |       |
|ля         |   110   |    -    |   180   |    -    |   -   |   -   |
|-------------------------------------------------------------------|
|Сланці     |   110   |    -    |   180   |    -    |   -   |   -   |
|-------------------------------------------------------------------|
|Лігніти    |    -    |    -    |    -    |   220   |   -   |   -   |
|-------------------------------------------------------------------|
|Торф       |   110   |    -    |   180   |    -    |   -   |   -   |
|-------------------------------------------------------------------|
* У разі сушіння повітрям температура суміші визначається за млином.
** У разі сушіння димовими газами:
- для схем з КБМ температура суміші визначається за млином, для інших типів млинів - за сепаратором;
- вміст кисню в кінці установки не повинен перевищувати 16 % (без
урахування випарованої вологи палива) у всіх режимах роботи. У випадку перевищення вмісту кисню понад 16 % в будь-якому з режимів чи
у разі припинення подачі палива, температура пилогазової суміші не повинна перевищувати значень, прийнятих для сушіння повітрям.

8.2.7 Після пуску нових або модернізованих пилосистем, а також після капітального ремонту повинні відбиратись проби пиду для
гранулометричного аналізу та вимірювання основних показників для складання нової або коректування чинної режимної карти.
8.2.8 Контроль за тонкістю пилу під час експлуатації пилосистем з бункером пилу повинен здійснюватись на підставі аналізу проб пилу, який відбирається з-під циклону з частотою, встановленою інструкцією з експлуатації.
В установках з прямим вдуванням тонкість пилу повинна контролюватись непрямим методом за кількістю сушильного агента, що надходить у млин і за положенням регулювальних органів сепаратора.
8.2.9 У випадку розмелювання непроектних палив і палив погіршеної якості: а) тонкість помелу готового пилу повинна бути на рівні, рекомендованому для менш реакційного палива; б) температура сушильного агента і пилоповітряної
(пилогазоповітряної) суміші на виході з підсушувальних і розмелювальних установок повинна забезпечити оптимальну вологість і температуру готового пилу; в) якщо сушильна продуктивність пилосистеми менша від розмелювальної, приймається сушильна продуктивність і розробляються заходи щодо її збільшення до розмелювальної.
8.2.10 Контроль і усунення присмоктів повітря в пилосистемах повинні бути організовані за графіком, затвердженим технічним керівником енергооб'єкта, але не рідше ніж один раз на місяць, а також після капітального або середнього ремонту та тривалого перебування у резерві чи консервації.
Присмокти повітря в пилосистеми повинні бути не вищі від значень, наведених у таблиці 8.2, виражених у відсотках від витрати сухого сушильного агента на вході в установку без врахування випарованої вологи палива.
У пилосистемах з прямим вдуванням пилу у разі сушіння повітрям значення присмоктів не визначаються, а щільність установки повинна перевірятися шляхом її опресовування.
Таблиця 8.2

|-------------------------------------------------------------------|
|           |           Присмокти повітря в пилосистеми, %          |
|           |-------------------------------------------------------|
|           | Пилосистеми з бункером пилу під час сушіння|Пилосисте-|
|           |--------------------------------------------|ми прямого|
|  Витрата  |                     |  газоповітряному з   |вдування з|
| сушильного|   повітряному і     |  відбором газів із   | млинами- |
|  агента   | газоповітряному за  | газоходів за рахунок |-вентиля- |
|тис.куб.м/ |   наявності перед   |    розрідження, що   |торами при|
|    /год   | млинами димосмоків  | створюється млиновим |газоповіт-|
|           |    рециркуляції     |      вентилятором    |  ряному  |
|           |---------|-----------|----------|-----------| сушінні  |
|           |  з КБМ  | з млинами |  з КБМ   | з млинами |          |
|           |         |інших типів|          |інших типів|          |
|-------------------------------------------------------------------|
|До 50      |    30   |     25    |    40    |     35    |     40   | 
|51-100     |    25   |     20    |    35    |     30    |     35   | 
|101-150    |    22   |     17    |    32    |     27    |     30   | 
|Понад 150  |    20   |     15    |    30    |     25    |     25   | 
|-------------------------------------------------------------------|
8.2.11 У розімкнутих пилосистемах, сушильних установках за
графіком, затвердженим технічним керівником енергооб'єкта, повинен контролюватись стан і аеродинамічний опір пристроїв для очищення відпрацьованого сушильного агента (циклонів, фільтрів, скруберів).
Згідно з графіком, затвердженим технічним керівником енергооб'єкта, а також після капітального ремонту або модернізації повинна перевірятись ефективність очищення від пилу відпрацьованого сушильного агента.
8.2.12 Для запобігання злежування пилу в бункерах пил повинен періодично спрацьовуватись до мінімального рівня. Періодичність спрацьовування повинна бути встановлена інструкцією з експлуатації.
Залежно від схильності пилу до злежування і до самозаймання
Повинен бути встановлений рішенням технічного керівництва енергооб'єкта граничний термін його зберігання в бункерах.
У кожному випадку зупину пилосистеми у разі переведення котла на
Спалювання газу або мазуту на термін, що перевищує граничний термін зберігання пилу в бункерах, а також перед капітальним ремонтом котла, виведенням його у тривалий резерв чи консервацію, пил повинен бути повністю спрацьований в паливню працюючого котла, а бункери оглянуті та очищені.
Шнеки та інші пристрої для транспортування пилу перед зупином повинні бути звільнені від пилу, що знаходиться в них, шляхом спуску його в бункери.
8.2.13 Паливо в бункерах сирого палива, схильне до зависання і самозаймання, повинно періодично, але не рідше ніж один раз на 10 діб, спрацьовуватися до мінімально допустимого рівня.
У випадку переходу на тривале спалювання газу і мазуту бункери сирого палива повинні бути повністю спорожнені.
8.2.14 Для підтримання оптимального завантаження кулями барабанних млинів, повинно бути організоване регулярне поповнення їх кулями діаметром 40 мм з твердістю не нижче ніж 400 НВ, які пройшли відповідну термічну обробку.
Періодичність добавки куль повинна бути такою, щоб фактичне завантаження кулями знижувалось не більше, ніж на 5 % оптимального.
Сортування куль повинно проводитись не рідше, ніж через 2500-3000
годин роботи млина. Завантаження куль у барабани та їх сортування повинно бути механізованим.
Під час ремонту і сортування кулі діаметром менше ніж 15 мм повинні бути усунені з барабана млина.
8.2.15 Систематично за графіком, затвердженим технічним керівником енергооб'єкта, повинні оглядатись зношені елементи
устатковання пилосистем (била, билодержаки, броня, робочі колеса, валки, ущільнення тощо) і, у разі необхідності, замінятися або ремонтуватися. Повинні також підтримуватися в справному стані захисні пристрої, встановлені на ділянках, що швидко зношуються (колінах пилопроводів, протічках сепараторів тощо).
8.2.16 Зварювальні роботи в приміщеннях пилосистем допускаються тільки на важких і громіздких деталях установок, що не працюють після звільнення їх від пилу з дотриманням заходів, передбачених НАПБ
В.05.018-85/111 "Инструкция о мерах пожарной безопасности при проведений огневых работ на энергетических объектах Минэнерго СССР".
8.2.17 У приміщеннях пилосистем повинна підтримуватись чистота, регулярно проводитись ретельне прибирання, усунення пилу зі стін, підвіконь, перекриттів, сходів, поверхонь устатковання та з інших місць відкладення пилу. Особливу увагу необхідно звертати на запобігання накопичення пилу на гарячих поверхнях устатковання і трубопроводах. Прибирання приміщень повинно бути механізоване, без завихрювання пилу. Ручне прибирання пилу дозволяється виконувати лише після попереднього зволоження пилу шляхом розбризкування води.
Графіки та обсяги прибирання повинні бути встановлені інструкцією з експлуатації.
Змітати або гасити вогнище, що тліє, в приміщенні чи всередині
устатковання струменем води, вогнегасником або іншим способом, що може викликати завихрення пилу, забороняється.

Розділ 5, Підрозділ 3
Парові і водогрійні котельні установки

8.3.1 Під час роботи котельних установок повинні забезпечуватися:
- надійність і безпечність роботи всього основного й допоміжного
устатковання;
- номінальна продуктивність котлів, розрахункові параметри і якість пари та води;
- економічний режим роботи, встановлений на підставі результатів випробувань та інструкцій заводу-виробника;
- регулювальний діапазон навантажень, мінімально і максимально допустимі навантаження, визначені для кожного типу котла і виду спалюваного палива;
- безжужелевий режим;
- допустимі величини викидів шкідливих речовин в атмосферу.
8.3.2 Котли тиском 100 кгс/кв.см (10 МПа)* і вище, що вперше вводяться в експлуатацію, повинні після монтажу підлягати передпусковому очищенню разом з основними трубопроводами та іншими елементами пароводяного тракту згідно з чинними НД. Котли тиском нижче ніж 100 кгс/кв.см (10 МПа)* і водогрійні котли перед введенням в експлуатацію повинні підлягати луженню.
Безпосередньо після передпускового очищення чи луження котла повинні бути вжиті заходи для захисту очищених поверхонь від стоянкової корозії.
Перед введенням котла в експлуатацію після монтажу, а також після заміни трубних елементів пароперегрівного тракту в процесі капітального і середнього ремонту в обсязі понад 5 %, повинно бути проведене продування пароперегрівного тракту і паропроводів згідно з чинними НД.
-------------* Тут і надалі наведені номінальні значення тиску пари на виході з котла відповідно до ГОСТ 3619 "Котлы паровые стационарные. Типы и
основные параметры".

8.3.3 Перед пуском котла після ремонту або тривалого перебування
у резерві (30 діб і більше) повинні бути перевірені, згідно із затвердженою технічним керівником програмою, справність і готовність до включення допоміжного устатковання, ЗВТ, засобів дистанційного керування арматурою і механізмами, авторегуляторів, захистів, блоківок і засобів оперативного зв'язку. Виявлені несправності повинні бути усунені.
У разі несправності захистів і блоківок, які діють на зупин котла, пуск його забороняється.
8.3.4 Перед пуском котла після перебування в оперативному стані консервації (далі - консервації) повинні проводитись заходи з перевірки роботоздатності й готовності до пуску відповідно до вимог інструкції з експлуатації котла.
8.3.5 Пуск котла повинен виконуватися під керівництвом начальника зміни або старшого машиніста, а після капітального або середнього ремонту, тривалого перебування у резерві або консервації (30 діб і більше) - під керівництвом начальника цеху або його заступника.
До розпалювання пальників повинен бути проведений керівником пуску інструктаж персоналу, який бере участь у пускові котла, а також
лаборантів хімічного цеху з правил безпеки із записом в оперативному
журналі машиніста котла.
8.3.6 Перед пуском барабанний котел повинен бути заповнений деаерованою живильною водою.
Прямотоковий котел повинен бути заповнений живильною водою, якість якої повинна відповідати вказівкам інструкції з експлуатації залежно від схеми обробки живильної води.
8.3.7 Заповнення неостиглого барабанного котла для проведення пуску дозволяється при температурі металу верху спорожненого барабана не вище ніж 160 град.С і різниці температур між верхньою і нижньою твірними до 60 град.С.
Якщо температура у будь-якій точці барабана перевищує 140 град.С, то заповнення його водою для гідравлічного опресування забороняється.
8.3.8 Заповнення водою прямотокового котла, відведення з нього повітря, а також промивання від забруднень повинні проводитись на ділянці до вмонтованих у тракт котла засувок у разі сепараторного режиму пуску або по всьому тракті для прямотокового режиму пуску.
Пускова витрата води повинна становити ЗО % номінальної. Інше значення пускової витрати може бути визначене лише інструкцією заводу-виробника або інструкцією з експлуатації, скоректованою на підставі результатів випробувань.
8.3.9 Витрата мережної води перед розпалюванням пальників водогрійного котла повинна бути встановлена і підтримуватися в подальшій роботі не нижчою від мінімально допустимої, визначеної заводом-виробником для кожного типу котла.
8.3.10 Під час пусків прямотокових котлів блочних установок тиск перед вмонтованими в тракт котла засувками повинен підтримуватись на рівні 120 - 130 кгс/кв.см (12 - 13 МПа) для котлів з робочим тиском
140 кгс/кв.см (14 МПа) і 240 - 250 кгс/кв.см (24-25 МПа) для котлів з надкритичним тиском.
Зміна цих значень або пуск на ковзному тиску допускається після
узгодження з заводом-виробником на підставі спеціальних випробувань.
8.3.11 Перед пуском і після зупину котла паливня і газоходи, у тому числі рециркуляційні, повинні бути провентильовані димосмоками, дуттьовими вентиляторами і димосмоками рециркуляції з відкритими
шиберами газоповітряного тракту і закритими шиберами
газоповітропроводів сушильного агента до млинів протягом 10-15 хв з витратою повітря не менше ніж 25 % номінальної.
Умови, які забезпечують необхідний об'єм повітря під час вентиляції, повинні вказуватись в інструкції з експлуатації.
Проекти нових котлів повинні передбачати оснащення їх витратомірами повітря.
Одночасно з вентиляцією котла повинен бути провентильований
"теплий ящик".
Вентиляція котлів, які працюють під наддувом, і водогрійних котлів у разі відсутності димосмоків, повинна проводитись дуттьовими вентиляторами і димосмоками рециркуляції.
Перед пуском котлів з неостиглого стану зі збереженням надлишкового тиску в пароводяному тракті вентиляція повинна починатися не раніше, ніж через 15 хв до розпалювання пальників.
Допускається скорочення часу вентиляції паливної камери і
газоходів для котлів, оснащених автоматичною системою пуску за наявності гарантії заводу-виробника котла з розрахунком кратності обміну повітря.
Вентиляція (прогрівання) пилосистеми повинна здійснюватися під
час пуску котла витратою сушильного агента не менше ніж 25 % номінальної. Скидання сушильного агента в паливню котла проводиться тільки з працюючими розпалювальними пристроями. Скидання запиленого сушильного агента у недостатньо прогріту паливню забороняється.
8.3.12 Перед пуском котла на газі повинно бути проведене контрольне опресування газопроводів котла повітрям і перевірена
герметичність закриття запірної арматури перед пальниками згідно з
ДНАОП 0.00-1.20 і ТИ 34-70-062.
8.3.13 У разі розпалювання пальників котлів з урівноваженою тягою повинні бути увімкнені димосмок і дуттьовий вентилятор, а котлів, які працюють під наддувом (без димосмоків), - дуттьовий вентилятор.
8.3.14 3 моменту початку розпалювання пальників повинен бути
організований контроль за рівнем води у барабані.
Продування верхніх водовказівних пристроїв повинно виконуватись:
- для котлів тиском 40 кгс/кв.см (4 МПа) і нижче - при надлишковому тиску в котлі близько 1 кгс/кв.см (0,1 МПа) і перед підключенням до загального паропроводу;
- для котлів тиском понад 40 кгс/кв.см (4 МПа) - при надлишковому тиску в котлі 3 кгс/кв.см (0,3 МПа) і при тиску 15-30 кгс/кв.см
(1,5-3 МПа).
Знижені вказівники рівня води повинні бути звірені з водовказівними приладами в процесі пуску (з урахуванням поправок).
8.3.15 Пуск котла з різних теплових станів повинен виконуватись відповідно до графіків пуску, затверджених технічним керівником енергооб'єкта, складених на підставі інструкції заводу-виробника і результатів випробувань котла в пускових режимах.
8.3.16 У процесі пуску котла з холодного стану після капітального і середнього ремонту, але не рідше ніж один раз на рік, повинно перевірятись за реперами теплове переміщення екранів, барабанів і колекторів.
8.3.17 Якщо до пуску котла на ньому проводились роботи, пов'язані з розбиранням фланцевих з'єднань і лючків, то болтові з'єднання на них повинні бути підтягнуті при надлишковому тиску 3-5 кгс/кв.см
(0,3-0,5 МПа).
Підтягування болтових з'єднань при більшому тиску забороняється.
8.3.18 Під час пусків і зупинів барабанних котлів повинен бути
організований контроль за температурним режимом барабана. Швидкість прогрівання, яка контролюється за температурою верхньої твірної барабана, швидкість охолодження, яка контролюється за температурою нижньої твірної барабана і різниця температур між верхньою і нижньою твірними барабана не повинні перевищувати допустимих значень:
швидкість прогрівання під час пуску котла............30 град.С/10хв;
швидкість остигання під час зупину котла.............20 град.С/10хв; різниця температур під час пуску котла...............60 град.С; різниця температур під час зупину котла..............80 град.С.
8.3.19 Підключення котла до загального паропроводу повинно проводитись після дренування і прогрівання з'єднувального паропроводу; тиск пари у цьому випадку повинен бути рівним тиску в загальному паропроводі, або відрізнятися від нього не більше ніж на
0,5 кгс/кв.см (0,05 МПа).
8.3.20 Перехід на спалювання твердого палива (початок подачі в паливню пилу) на котлах, які працюють на паливі з виходом летких речовин менше ніж 15 %, дозволяється при тепловому навантаженні паливні на розпалювальному паливі не нижче ніж 30 % номінального. У разі роботи на паливі з виходом летких речовин понад 15 %, дозволяється подавати пил при меншому навантаженні, яке повинно бути встановлене інструкцією з експлуатації, з огляду на забезпечення стійкого займання і горіння пилу.
У випадку оснащення котлів спеціальними розпалювальними пальниками, що працюють на твердому паливі, перехід на спалювання твердого палива повинен виконуватись згідно з інструкцією з експлуатації, складеною на підставі результатів випробувань.
8.3.21 У випадку пуску котла після короткочасного простою (до 30
хв) дозволяється перехід на спалювання твердого палива з виходом
летких речовин до 15 % при тепловому навантаженні паливні не нижче ніж 15 % номінального.
8.3.22 Робота котла в усталеному режимі повинна відповідати режимній карті і забезпечувати:
- високу надійність з максимальною економічністю;
- розрахункові параметри пари;
- мінімальні викиди шкідливих речовин у навколишнє середовище.
8.3.23 Режимна карта котла повинна розроблятись і коректуватись на підставі результатів режимно-налагоджувальних випробувань.
8.3.24 Режимно-налагоджувальні випробовування котла і коректування режимної карти повинні проводитись спеціалізованою
організацією, яка має ліцензію на виконання вказаних робіт, не рідше ніж один раз на 3 роки, а також у таких випадках:
- після введення котла в експлуатацію з монтажу;
- після модернізації котла;
- зміни способу спалювання палива;
- зміни марки і виду палива;
- сумісного спалювання різних марок і видів палива;
- зміни технічного стану котла і якості палива, а також відхилення основних параметрів від розрахункових (проектних), яке призводить до зниження економічності більше ніж на 2 % та збільшення викидів шкідливих речовин в атмосферу більше ніж на 10 %.
Після середнього та капітального ремонту проводяться експрес-випробування для оцінки ефективності виконання ремонту.
Котли повинні бути оснащені відповідними пристроями для проведення режимно-налагоджувальних випробувань.
8.3.25 Граничні значення концентрацій викидів NОх і СО визначаються чинними нормативно-правовими актами.
У разі викидів шкідливих речовин в атмосферу понад 75 кг/год (для нових котлів) повинен проводитись автоматичний безперервний контроль
їхньої концентрації в димових газах.
8.3.26 Під час роботи котла повинні витримуватись теплові режими, які забезпечують підтримання допустимих температур пари в кожній ступені і кожному потоці первинного і проміжного пароперегрівників.
8.3.27 Верхній граничний рівень води в барабані під час роботи котла повинен бути не вищим, а нижній граничний не нижчим значень рівнів, встановлених на підставі даних заводу-виробника чи випробувань котла.
8.3.28 Поверхні нагріву котлів з газової сторони повинні
утримуватись в експлуатаційно-чистому стані шляхом ведення
оптимальних паливних режимів і застосування механізованих систем комплексного очищення (парові або водяні апарати, пристрої імпульсного очищення, віброочищення, дробоочищення тощо). Призначені для цього пристрої, а також засоби дистанційного й автоматичного керування ними, повинні бути в постійній готовності до роботи.
Періодичність і технологія очищення поверхонь нагріву повинна бути регламентована графіком та інструкцією з експлуатації.
8.3.29 Під час роботи котлів, як правило, повинні бути включені всі тягодуттьові машини.
Тривала робота котлів у разі відключення частини тягодуттьових машин допускається за умови забезпечення рівномірного газоповітряного і теплового режимів по сторонах котла. У цьому випадку повинна бути забезпечена рівномірність розподілу повітря між пальниками і недопустимість перетікання повітря (газів) через зупинений вентилятор
(димосмок).
8.3.30 На котлах, які спалюють мазут як основне паливо з вмістом сірки більше ніж 0,5 %, його спалювання в регулювальному діапазоні навантажень повинно здійснюватись, як правило, з коефіцієнтом надлишку повітря на виході з паливні не більше 1,03.
У цьому випадку є обов'язковим виконання установленого комплексу заходів щодо переведення котлів на цей режим (підготовка палива, застосування відповідних конструкцій пальникових пристроїв і
форсунок, ущільнення паливні, оснащення котла додатковими приладами контролю і засобами автоматизації процесу горіння).
8.3.31 Мазутні форсунки перед установленням в пальники повинні бути випробувані на водяному стенді для визначення їхньої продуктивності, якості розпилювання і кута розкриття факела. Різниця в продуктивності окремих форсунок у комплекті, який установлюється на котел, що працює на мазуті, газі і мазуті або мазуті і вугільному пилу, повинна бути не більше ніж 1,5 %. Кожен котел повинен бути забезпечений запасним комплектом перевірених на водяному стенді
(тарованих) основних і розпалювальних форсунок при тиску, рівному робочому тиску мазуту.
Застосування не перевірених на стенді (нетарованих) форсунок забороняється.
8.3.32 Робота мазутних форсунок, у тому числі розпалювальних, без
організованого підведення до них повітря, забороняється. Під час експлуатації форсунок і паромазутопроводів у межах котлів повинні бути забезпечені умови, що не допускають потрапляння мазуту в паропроводи.
8.3.33 Під час експлуатації котлів температура повітря, яке надходить у повітропідігрівник, повинна бути не нижче значень, наведених у таблиці 8.3.
Таблиця 8.3

|-------------------------------------------------------------------|

| | Температура повітря, град.С |

| Вид палива |-------------------------------------|

| | трубчастий | регенеративний |

| |повітропідігрівник|повітропідігрівник|

|-------------------------------------------------------------------|

|Буре вугілля (Sпр<=0,4 %), | | |

|торф, сланці | 50 | 30 |

|-------------------------------------------------------------------|

|Буре вугілля (Sпр>0,4 %) | 80 | 60 |

|-------------------------------------------------------------------|

|Кам'яне вугілля (Sпр>0,4 %) | 60 | 50 |

|-------------------------------------------------------------------|

|Кам'яне вугілля (Sпр<=0,4 %) | 30 | 30 |

|-------------------------------------------------------------------|

|Антрацити | 30 | 30 |

|-------------------------------------------------------------------|

|Мазут з вмістом сірки більше | | |

|ніж 0,5 % | 110 | 30 |

|-------------------------------------------------------------------|

|Мазут з вмістом сірки 0,5 % | | |

| і менше | 90 | 50 |

|-------------------------------------------------------------------|
Залежно від вмісту сірки в мазуті, розрахункові значення температури відхідних газів для номінального навантаження котла рекомендується підтримувати відповідно до вимог РД 34.26.105
"Методические указания по предупреждению низкотемпературной коррозии поверхностей нагрева и газоходов котлов", наведених у таблиці 8.4.
Таблиця 8.4
|-------------------------------------------------------------------|

| Найменування параметра | Значення |

|-------------------------------------------------------------------|

|Вміст сірки, % | <1,0 |>1,1-2,0 |>2,1-3,0|>3,0 |

|------------------------------------------|---------|--------|-----|

|Температура відхідних газів, град.С| 140 | 150 | 160 | 165 |

|-----------------------------------|------|---------|--------|-----|
У робочому діапазоні навантажень температура відхідних газів не повинна знижуватись більше ніж на 10 град.С від температури для номінального навантаження.
У випадку спалювання мазуту з гранично малими коефіцієнтами надлишку повітря на виході з паливні (не більше ніж 1,03) або застосування ефективних антикорозійних засобів (присадок, матеріалів, покриття) температура повітря перед повітропідігрівниками може бути знижена порівняно з вказаними значеннями і встановлена на підставі випробувань і досвіду експлуатації.
Якщо перед переходом на спалювання природного газу спалювався мазут або тверде паливо, рекомендується:
- провести ретельне очищення поверхонь нагріву, особливо повітропідігрівників;
- підтримувати не менше від однієї доби температуру попереднього підігріву повітря на рівні, установленому для попереднього палива.
Коли в котлі спалюються суміші палив (газ-тверде паливо, мазут-тверде паливо) температура попереднього підігріву повітря визначається згідно з таблицею 8.3 залежно від середньозваженого вмісту сірки в суміші палив. Значення температури повинні бути вказані в інструкції з експлуатації котла.
У випадку спалювання суміші природного газу і мазуту температура попереднього підігріву повітря повинна бути такою, як для відповідної марки мазуту, якщо частка мазуту більша ніж 20 %.
Температура повітря на всмокті дуттьових вентиляторів водогрійних котлів повинна бути не нижчою ніж 5 град.С.
Пуск котла на сірчистому мазуті повинен проводитись з попередньо включеною системою підігріву повітря (калорифери, система рециркуляції гарячого повітря).
У початковий період розпалювання пальників на мазуті температуру повітря перед повітропідігрівниками рекомендується підтримувати на рівні 90 град.С.
8.3.34 Для нових котлів пальники повинні мати формуляри і паспорти, які видаються підприємствами виготовниками, і в які вносяться конструктивні зміни, зумовлені процесом їх модернізації чи ремонту.
8.3.35 Усі котли, що спалюють тверде паливо в пилоподібному стані з втратами тепла від механічного недопалу, що перевищують 0,5 %, повинні бути оснащені постійно діючими пристроями для відбирання проб виносу золи з метою контролю за вказаними втратами.
Періодичність відбирання проб виносу повинна бути встановлена інструкцією, але не рідше ніж один раз за зміну у разі спалювання антрацитового штибу і пісного вугілля і не менше ніж один раз на добу
у разі спалювання інших марок палива.
8.3.36 Обмурівка (огородження) паливні і газоходів котла повинна бути в справному стані, температура поверхні обмурівки має бути не більша ніж 55 град.С при температурі навколишнього середовища
25 град.С.
8.3.37 Огородження паливні і газоходів котла повинні забезпечувати прийнятну щільність з мінімальними присмоктами повітря.
Контроль і усунення присмоктів повітря в паливню і газовий тракт котла повинні бути організовані за графіком, затвердженим технічним керівником енергооб'єкта.
8.3.38 Норми присмоктів холодного повітря для паливні і конвективних газоходів стосовно котлів, що працюють під розрідженням, не повинні перевищувати значень, наведених у таблиці
8.5.
Паливні і газоходи котлів із суцільнозварними екранами повинні бути без присмоктів.
Перетоки повітря в регенеративні повітропідігрівники (РПП) котлів, які працюють під наддувом, не повинні перевищувати норм присмоктів для умов роботи котлів під розрідженням.
Витікання димових газів через нещільності паливні і
газоповітряних трактів котлів, які працюють під наддувом, не повинно призводити до загазованості приміщень вище від встановлених санітарних норм.
Норми присмоктів повітря в паливню і газовий тракт котельних
установок, які відпрацювали встановлений ресурс (напрацювання), і терміни експлуатації можуть бути уточнені і скоректовані на підставі
обґрунтованих матеріалів і результатів випробувань.
Норми присмоктів у таблиці дані в частках від теоретично необхідної кількості повітря для номінальної паропродуктивності котлів.
8.3.39 Щільність огороджувальних поверхонь котла і газоходів повинна контролюватись шляхом огляду і визначення присмоктів повітря
один раз на місяць. Присмокти в паливню повинні визначатися не рідше від двох разів на рік, а також до і після середнього і капітального ремонтів. Нещільності паливні і газоходів котла повинні бути усунені.
Таблиця 8.5
|-------------------------------------------------------------------|

| Типи котлів, їхні елементи, ділянки газового тракту |Присмокти,%|

|-------------------------------------------------------------------|

|1 Паливня і газовий тракт до виходу з пароперегрівника:| |

| парові газомазутні котли паропродуктивністю | |

| до 420 т/год | 5 |

| парові газомазутні котли паропродуктивністю | |

| понад 420 т/год | 3 |

| парові пиловугільні котли паропродуктивністю | |

| до 420 т/год | 8 |

| парові пиловугільні котли паропродуктивністю | |

| понад 420 т/год з П-подібним компонованням | 5 |

| парові пиловугільні котли паропродуктивністю | |

| понад 420 т/год з Т-подібним компонованням | 10 |

|-------------------------------------------------------------------|

|2 Газовий тракт на ділянці від виходу з пароперегрівни-| |

| ка до димосмоків (без урахування золовловників): | |

| для котлів з трубчастими повітропідігрівниками | 10 |

| для котлів з РПП | 20 |

|-------------------------------------------------------------------|

|3 Газовий тракт для котлів однакової паропродуктивності| |

| на ділянці від виходу з пароперегрівника до виходу з | |

| димосмоків (без урахування золовловників): | |

| для котлів з двома РПП | 25 |

| для котлів з трьома РПП | 30 |

|-------------------------------------------------------------------|

|4 Газовий тракт пиловугільних водогрійних котлів на | |

| ділянці від входу в повітропідігрівник до виходу з | |

| димосмока (без урахування золовловників) | 10 |

|-------------------------------------------------------------------|

|5 Паливня і газовий тракт газомазутних водогрійних | |

| котлів | 5 |

|-------------------------------------------------------------------|

|6 Електрофільтри | 10 |

|-------------------------------------------------------------------|

|7 Золовловні установки інших типів | 5 |

|-------------------------------------------------------------------|

|8 Газоходи на ділянці від димосмока до димової труби | |

| на кожні 10 м довжини газоходу: | |

| металеві | 1 |

| бетонні, цегляні | 2 |

|-------------------------------------------------------------------|
8.3.40 Внутрішні відкладення з поверхонь нагріву котлів повинні
усуватись водяними відмиваннями під час пусків і зупинів або
хімічними очищеннями.
Періодичність хімічного очищення повинна бути визначена інструкціями і за результатами кількісного аналізу внутрішніх відкладень.
Робота котла з кількістю внутрішніх відкладень, які перевищують
граничні значення, не допускається.
8.3.41 Спуск води із зупиненого котла з природною циркуляцією дозволяється після зниження тиску в ньому до атмосферного, а у разі наявності вальцьованих з'єднань - при температурі води не вище ніж
80 град.С. У котлах, які мають пристрої для охолодження барабана, допускається спуск води після зниження тиску до 10 кгс/кв.см (1 МПа).
Із зупиненого прямотокового котла дозволяється випускати воду при тиску, вищому від атмосферного. Верхня межа цього тиску повинна бути встановлена інструкцією залежно від системи дренажів і розширників.
У випадку зупину енергоблоків на термін понад добу повинно проводитись ретельне дренування і знепарення первинного та вторинного трактів енергоблоків з вакуумним сушінням.
8.3.42 Підживлювати зупинений котел з дренуванням води для прискорення остигання барабана забороняється.
8.3.43 У разі зупину котлів у резерв після вентиляції паливні і
газоходів протягом 10-15 хв тягодуттьові машини повинні бути зупинені; всі шибери на газоповітропроводах, лази і лючки, а також напрямні апарати тягодуттьових машин повинні бути щільно закриті.
Положення шиберів і напрямних апаратів тягодуттьових машин під
час простоювання котла в резерві чи консервації залежить від методу підігріву зовнішніх поверхонь нагріву котла і регламентується інструкцією.
8.3.44 У зимовий період на котлі, що перебуває у резерві чи ремонті, повинен бути встановлений контроль за температурою повітря в найбільш холодних місцях біля котла.
Коли температура повітря в межах котла нижча від 0 град.С, повинні бути вжиті заходи щодо забезпечення плюсових температур повітря в паливні і газоходах, в укриттях біля барабана, в районі продувних і дренажних пристроїв, калориферів, імпульсних ліній і давачів ЗВТ, також повинен бути організований підігрів води в котлах або
циркуляція її через екранну систему.
8.3.45 У випадку напіввідкритого і відкритого компоновання кот^
лів забезпечення плюсової температури продувних та дренажних пристроїв, імпульсних та інших ліній (трубок) повинно бути передбачене проектом.
8.3.46 Режим розхолодження котлів після зупину для виведення їх у ремонт повинен бути визначений інструкціями з експлуатації.
Розхолодження котлів з природною циркуляцією тягодуттьовими машинами дозволяється у разі забезпечення допустимої швидкості охолодження і різниці температур металу між верхньою і нижньою твірними барабана.
Розхолодження прямотокових котлів можна проводити безпосередньо після зупину.
Режим розхолодження барабанних і прямотокових котлів з суцільнозварними екранами повинен визначатися заводом-виробником або на підставі випробувань з визначення надійності суцільнозварної екранної системи паливної камери котла.
8.3.47 Нагляд чергового персоналу за зупиненим котлом повинен бути організований до повного зниження в ньому тиску і зняття напруги з електродвигунів; контроль за температурою газів і повітря в районі повітропідігрівника і за поверхнями нагріву у водогрійному котлі може бути припинений не раніше, ніж через 24 год після зупину.
8.3.48 Якщо котел працює на твердому або газоподібному паливі, коли резервним або розпалювальним паливом є мазут, схеми мазуто-господарства і мазутопроводів повинні бути у стані, що забезпечує негайну подачу мазуту до котлів.
8.3.49 У випадку розриву мазутопроводу або газопроводу в межах котельного цеху (котельні) або великих витікань мазуту (газу) повинні бути вжиті всі заходи для припинення витікання палива через пошкоджені ділянки чи нещільності, аж до відключення мазутної помповні чи закриття запірної арматури на ГРП, а також для попередження пожежі або вибуху.
8.3.50 У випадку спалювання непроектних палив, палив погіршеної якості і суміші палив; а) переведенню котлів на спалювання непроектного палива або палива погіршеної якості повинно передувати ретельне попереднє проектно-конструкторське опрацювання спеціалізованою організацією заходів і їх реалізація для кожного типу котла і конкретного виду
(марки) палива, а також приведення котла в належний технічний стан; б) у випадку переведення котлів на спалювання непроектного вугілля або вугілля погіршеної якості, з проведенням відповідної модернізації основного і допоміжного устатковання, за розрахункову теплоту згорання потрібно приймати теплоту згорання палива погіршеної якості; в) для уникнення інтенсивного ерозійного зношення поверхонь нагріву котлів у разі спалювання високозольного палива, для забезпечення надійної роботи системи гідрозоложужелевідведення, необхідно обмежити подачу цього палива на період до розроблення і впровадження заходів, що забезпечать нормальну експлуатацію котлів і систем гідрозоложужелевідведення;
г) для забезпечення заданих навантажень під час спалювання палива погіршеної якості, для поповнення нестачі тепла чи для підсвічування
факела, необхідно подавати додаткову кількість природного газу чи мазуту; д) витрата природного газу або мазуту для поповнення нестачі тепла або для підсвічування факела під час спалювання палива погіршеної якості повинна бути не більша від норм, регламентованих
чинними НД стосовно різних груп вугілля за виходом летких речовин; е) партії твердого палива різної якості перед надходженням у бункери сирого вугілля повинні ретельно перемішуватись;
ж) спалювання суміші палив з різко відмінними реакційними і розмелювальними характеристиками не допускається; й) спалювання суміші різних видів палив повинно бути організоване в окремих пальниках котла. У цьому випадку не повинні допускатися температурні перекоси по сторонах паливні і газоповітряного тракту; к) якщо паливний баланс ТЕС і ДТ характеризується стабільним співвідношенням різних видів палив, потрібно забезпечити їхнє спалювання в окремих котлах, і як виняток, - сумісне спалювання в
обмеженій кількості;
л) сумісне спалювання більше двох видів палива не допускається.
8.3.51 Котел повинен бути негайно зупинений персоналом у разі відмови у роботі захистів або їх відсутності у таких випадках: а) недопустимого підвищення або зниження рівня води в барабані або виході з ладу всіх водовказівних приладів; б) швидкого зниження рівня води в барабані, незважаючи на посилене підживлювання котла; в) виходу з ладу всіх витратомірів живильної води прямотокового парового і водогрійного котлів (якщо при цьому виникають порушення режиму, що потребують підрегулювання живлення) або припинення живлення будь-якого з потоків прямотокового парового котла більше ніж на 30 с (якщо немає інших вказівок);
г) припинення роботи всіх живильних помп; д) недопустимого підвищення тиску в пароводяному тракті; е) виявлення несправності запобіжного клапана або інших запобіжних пристроїв, що його заміняють;
ж) недопустимого підвищення або зниження тиску в тракті пря-мотокового котла до вмонтованих засувок протягом часу,
установленого заводом-виробником; й) недопустимого зниження тиску в тракті водогрійного котла більше ніж на 10с; к) розриву труб пароводяного тракту або виявлення тріщин в
основних елементах котла (барабані, колекторах, виносних циклонах, паро- і водоперепускних, водоспускних трубах), у паропроводах, у
живильних трубопроводах і пароводяній арматурі, які знаходяться під тиском і не можуть бути відключені;
л) погасання факела в паливні; м) недопустимого зниження тиску газу або мазуту за регулювальним клапаном (у разі роботи котла на одному із цих видів палива); н) одночасного зниження тиску газу і мазуту (у разі сумісного їх спалювання) за регулювальними клапанами нижче від меж, установлених інструкцією; п) відключення всіх димосмоків (для котлів з урівноваженою тягою) або дуттьових вентиляторів чи всіх РПП; р) вибуху в паливні, вибуху або загоряння горючих відкладень у
газоходах і золовловнику, розігріві (до почервоніння) несучих балок каркасу, обвалі обмурівки, а також інших пошкодженнях, що загрожують персоналу або устаткованню; с) припинення витрати пари через проміжний пароперегрівник більше ніж на 20 с; т) зниження витрати води через водогрійний котел нижче від мінімально допустимого більше ніж на 10 с;
у) підвищення температури води на виході з водогрійного котла вище від допустимої;
ф) пожежі, яка загрожує персоналу, устаткованню або лініям дистанційного керування відключаючої арматури, що входить у схему захистів котла;
х) втрати напруги на пристроях дистанційного й автоматичного керування або на усіх ЗВТ;
ц) розриву мазутопроводу або газопроводу в межах котла;
ш) підвищення тиску або збільшення розрідження в паливній камері котла з газощільними екранами вище від значень, рекомендованих заводами-виробниками.
8.3.52 Котел повинен бути зупинений за розпорядженням технічного керівника електростанції (котельні) з повідомленням диспетчера енергосистеми у випадках: а) виявлення свищів у трубах поверхонь нагріву, паро- і водоперепускних, водоспускних трубах котлів, паропроводах, колекторах, у живильних трубопроводах, а також витікань і парінь в арматурі, фланцевих і вальцьованих з'єднаннях; б) недопустимого перевищення температури металу поверхонь нагріву, якщо знизити температуру зміною режиму котла не вдається; в) виходу з ладу всіх дистанційних вказівників рівня води в барабані котла;
г) різкого погіршення якості живильної води проти встановлених норм; д) несправності окремих захистів або пристроїв дистанційного і автоматичного керування і ЗВТ; е) відключення або припинення роботи газоочисних установок, передбачених проектом.
8.3.53 Перед виведенням котлів в оперативний стан резерву терміном понад 3 доби чи консервації, а також під час простоювання у резерві чи консервації повинні бути вжиті заходи щодо запобігання
(зниження інтенсивності) корозії металу внутрішніх і зовнішніх поверхонь нагріву згідно з п.8.8.5, чинними НД та інструкціями з експлуатації.

Розділ 5, Підрозділ 4
Паротурбінні установки



8.4.1 Під час експлуатації паротурбінних установок повинні бути забезпечені:
- надійність роботи основного і допоміжного устатковання;
- готовність до прийняття номінальних електричного і теплового навантажень та їхньої зміни в межах регулювального діапазону, аж до технічного мінімуму;
- робота під навантаженням у разі аварійного зниження частоти в енергосистемі до рівня частоти, визначеного в ТУ на поставку турбіни;
- нормативні показники економічності основного і допоміжного
устатковання;
- недопущення шуму і загазованості повітря в машзалі понад
установлені норми.
8.4.2 Система автоматичного регулювання турбіни в повному складі згідно з проектною комплектацією заводу-виробника або модернізована
(з механічними, гідравлічними, електричними, електронними та іншими елементами відповідно до проекту) повинна задовольняти такі вимоги:
- стійко витримувати задані електричне й теплове навантаження і забезпечувати можливість їхньої плавної зміни;
- стійко підтримувати частоту обертання ротора (далі частота
обертання) турбіни на неробочому ході і плавно її змінювати (у всьому робочому діапазоні чи в межах робочого діапазону механізму керування турбіною) з номінальними і пусковими параметрами пари;
- утримувати частоту обертання турбіни нижче від рівня настроювання спрацювання автомата безпеки у разі миттєвого скидання до нуля електричного навантаження (у разі відключення турбогенератора від мережі і ВП), що відповідає максимальній витраті свіжої пари в
частину високого тиску з номінальними її параметрами і максимальній витраті пари в частину низького тиску турбіни.
У випадку відключення окремих елементів системи автоматичного регулювання робота турбіни повинна розглядатися згідно з п.8.4.30, перелічення г).
8.4.3 Значення параметрів, що характеризують якість роботи систем регулювання парових турбін, повинні відповідати ГОСТ 24278 "Установки турбинные паровые стационарные для привода электрических
генераторов ТЗС. Общие технические требования" - для теплових електростанцій і ГОСТ 24277 "Установки паротурбинные стационарные для атомных электростанций. Общие технические условия" - для атомних електростанцій.
Для усього парку турбін, які експлуатуються в Україні, випущених до початку дії вказаних стандартів, у тому числі турбін іноземних
фірм, величини цих параметрів повинні відповідати значенням, вказаним
у таблиці 8.6.
Ступінь нерівномірності регулювання тиску пари в регульованих відборах і протитиску повинен задовольняти вимоги споживача,
узгоджені із заводом-виробником турбін, і не допускати спрацювання запобіжних клапанів (пристроїв).
Таблиця 8.6

|-------------------------------------------------------------------|

| Ступінь нерівномірності регулювання частоти обертання | |

| (при номінальних параметрах пари)*, % | 4-5|

|-------------------------------------------------------------------|

| Місцевий ступінь нерівномірності щодо частоти | |

| обертання **, %: | |

|-------------------------------------------------------------------|

| - мінімальний: | - в будь-якому діапазоні навантажень, | |

| | не менше ніж |2,5 |

|-------------------|-----------------------------------------------|

| | - у діапазоні навантажень до 15 % Nном. | |

| | не більше ніж | 10 |

| |-----------------------------------------------|

| | - у діапазоні навантажень від 15 % Nном. | |

| | до максимального при сопловому паророз-| |

| | поділі і до 90 % Nном. при дросельному,| |

| - максимальний: | не більше ніж | 6 |

| |-----------------------------------------------|

| | - у діапазоні навантажень від 90 % Nном. | |

| | до максимального при дросельному паро- | |

| | розподілі, не більше ніж | 15 |

|-------------------------------------------------------------------|

| Ступінь нечутливості щодо частоти обертання не більше | |

| ніж***, % |0,3 |

|-------------------------------------------------------------------|

| Ступінь нечутливості регулювання тиску пари у відборах | |

| і протитиску, %: | |

|-------------------------------------------------------------------|

| - при тискові у відборі (протитиску) менше ніж 0,25 МПа | |

| (2,5 кгс/кв.см), не більше ніж | 5 |

|-------------------------------------------------------------------|

| - при тискові у відборі (протитиску) 0,25 МПа (2,5 кгс/кв.см)| |

| і вище, не більше ніж | 2 |

|-------------------------------------------------------------------|
* Для турбін типу Р ступінь нерівномірності допускається 4,5 6,5 %.
** визначення місцевого ступеня нерівномірності проводиться в зоні (на ділянках) зміни навантаження не менше ніж 3 % Nном.,
***: а) для турбін випуску до 1950 р. ступінь нечутливості допускається до 0,5 %; б) для нових турбін ступінь нечутливості, згідно з ГОСТ 24278,
ГОСТ 24277; в) для турбін з електрогідравлічною системою регулювання ступінь нечутливості не повинен перевищувати 0,06 %.
Доведення характеристик регулювання турбіни 150 МВт і більше до рівня сучасних вимог і, передусім, перехід на електрогідравлічну систему регулювання (ЕГСР) повинні бути передбачені планами енергокомпаній згідно з п.5.6.2.2.

8.4.4 Усі перевірки й випробування системи регулювання і захисту турбіни від підвищення частоти обертання повинні виконуватися відповідно до вимог інструкцій заводів-виробників турбін і чинних РД
34.30.310 "Методические указания по проверке й испьітаниям автоматических систем регулирования й защит паровьіх турбин", (далі
РД 34.30.310).
Перевірки і випробування системи регулювання і захистів привідних турбін обертових механізмів повинні виконуватися згідно з вимогами інструкцій заводів-виробників цих турбін і інструкцій з експлуатації турбін, складених на підставі чинних НД.
8.4.5 Автомат безпеки повинен настроюватися на спрацювання у разі підвищення частоти обертання на 10-12 % понад номінальну, чи до значення, вказаного заводом-виробником. Допускається, з письмового дозволу технічного керівника електростанції (енергооб'єкта), проводити настроювання спрацювання автомата безпеки на значення
частоти обертання менше ніж на 10 % понад номінальне, але це значення повинно бути завідомо вище, ніж можливе підвищення частоти обертання турбіни у разі миттєвого скидання електричного навантаження до ВП (у разі відключення турбогенератора від мережі), що відповідає максимальній витраті свіжої пари в частину високого тиску при номінальних його параметрах і максимальній витраті пари в частину низького тиску турбіни.
У разі спрацювання автомата безпеки повинні закриватися:
- стопорні, регулювальні (стопорно-регулювальні) клапани свіжої пари і пари промперегріву;
- стопорні (автоматичні захисні), регулювальні і зворотні клапани, а також регулювальні діафрагми і заслінки відборів пари;
- автоматичні захисні клапани на паропроводах зв'язку зі сторонніми джерелами пари.
8.4.6 Система захисту турбіни від підвищення частоти обертання
(включаючи всі її елементи), якщо немає спеціальних вказівок заводу-виробника, повинна бути випробувана на неробочому ході збільшенням частоти обертання ротора понад номінальну у таких випадках *: а) після монтажу турбіни; б) перед випробуванням системи регулювання миттєвим скиданням навантаження з відключенням турбогенератора від мережі **; в) після тривалого (понад 30 діб) простоювання;
г) після розбирання автомата безпеки; д) після капітального ремонту турбіни; е) після розбирання системи регулювання чи окремих її вузлів;
ж) періодично (за графіком), але не рідше ніж один раз на 4 місяці ***.
У переліченнях е) і ж) допускається випробування захисту без збільшення частоти обертання, але з обов'язковою перевіркою дії всієї
її ланки.
Випробування захисту турбіни збільшенням частоти обертання повинні проводитися під керівництвом начальника цеху (начальника енергоблока) електростанції (енергооб'єкта) чи його заступника.
--------------
* Випробуванню повинна передувати перевірка автомата безпеки подачею оливи на бойки (кільця) з реєстрацією частоти обертання
їхнього спрацьовування.
** Випробування захисту повинно проводитися не раніше, ніж за 15 днів до випробування скиданням навантаження.
*** У випадку, якщо під час експлуатації турбіни не були помічені відхилення в роботі системи регулювання і захисту, а відключення турбогенератора від мережі не бажане за умовами експлуатації, дозволяється в кожному конкретному випадку з письмового розпорядження технічного керівника електростанції (енергооб'єкта) збільшити проміжок між випробуваннями до 6 місяців.

8.4.7 Стопорні і регулювальні клапани свіжої пари і пари після промперегріву повинні бути щільними.
Щільність стопорних і регулювальних клапанів свіжої пари, а також пари промперегріву повинна перевірятися окремими випробуваннями кожної групи.
Критерієм щільності служить частота обертання ротора турбіни, що встановлюється після повного закриття клапанів, які перевіряються, при повному (номінальному) чи частковому (згідно з вказівками заводу-виробника) тиску пари перед цими клапанами. Допустиме значення
частоти обертання визначається інструкцією заводу-виробника чи РД
34.30.310, а для турбін, критерії перевірки яких не обумовлені в інструкції заводу-виробника чи РД 34.30.310, не повинно бути вище ніж 50% номінального при номінальних параметрах пари перед клапанами, які перевіряються і номінальному тиску відпрацьованої пари.
У випадку одночасного закриття всіх стопорних і регулювальних клапанів при номінальних параметрах свіжої пари і протитиску
(вакууму) пропуск пари через них, у разі наявності дренажу між ними, не повинен викликати обертання ротора турбіни.
Перевірка щільності клапанів повинна проводитися після монтажу турбіни, перед випробуванням автомата безпеки підвищенням частоти
обертання, перед зупином турбіни в капітальний ремонт, під час пуску після нього, але не рідше ніж один раз на рік. У разі виявлення в процесі експлуатації турбіни ознак зниження щільності клапанів (під
час пуску чи зупину турбіни) повинна бути проведена позачергова перевірка їхньої щільності й усунення виявлених несправностей.
8.4.8 Стопорні і регулювальні клапани свіжої пари і пари промперегріву, стопорні (автоматично-захисні) і регулювальні клапани
(діафрагми) відборів пари, автоматично-захисні клапани на паропроводах зв'язку зі сторонніми джерелами пари повинні розходжуватися:
- на повний хід - перед пуском турбіни й у випадках, передбачених інструкцією заводу-виробника;
- на частину ходу - щодоби, якщо немає спеціальних вказівок заводу-виробника, під час роботи турбіни.
У разі розходжування клапанів на повний хід повинна бути проконтрольована плавність їхнього ходу і посадка.
8.4.9 Щільність зворотних клапанів регульованих відборів і спрацьовування запобіжних клапанів цих відборів повинні перевірятися не рідше ніж один раз на рік і перед випробуванням системи регулювання турбіни миттєвим скиданням електричного навантаження.
Зворотні клапани регульованих, теплофікаційних відборів пари, які не мають зв' язку з відборами інших турбін, редукційно-охолоджувальними установками й іншими джерелами пари, на
щільність можуть не перевірятись, якщо немає спеціальних вказівок заводу-виробника.
Посадка зворотних клапанів усіх відборів, включаючи відбори на турбоприводи живильних помп, повинна бути перевірена перед кожним пуском і під час зупину турбіни, а у разі нормальної роботи - періодично за графіком, узгодженим технічним керівником електростанції
(енергооб'єкта), але не рідше ніж один раз на 4 місяці при роботі турбіни на неробочому ході (див. додатково п.8.4.6, примітку до перелічення "ж").
У разі несправності зворотного клапана робота турбіни з відповідним відбором пари забороняється.
8.4.10 Перевірка часу закриття стопорних (автоматичних захисних) клапанів, а також зняття характеристик системи регулювання на зупиненій турбіні, у разі її роботи на неробочому ході і під навантаженням для перевірки їхньої відповідності вимогам п.8.4.3 і даним заводу-виробника повинні виконуватися:
- після монтажу турбіни;
- безпосередньо до і після капітального ремонту або ремонту основних вузлів системи регулювання чи паророзподілу (см.5.6.2.2 ).
8.4.11 Випробування системи регулювання турбіни миттєвим скиданням до нуля електричного навантаження (з відключенням турбогенератора від мережі і ВП), що відповідає максимальній витраті пари в частину високого тиску при номінальних його параметрах і максимальній витраті пари через частину низького тиску в конденсатор турбіни, повинні виконуватися:
- під час приймання турбіни в експлуатацію після монтажу;
- після модернізації, яка змінює динамічну характеристику турбоагрегату чи статичну і динамічну характеристики системи регулювання.
Випробування системи регулювання серійних турбін, оснащених електрогідравлічними перетворювачами (ЕГП), можуть бути проведені
шляхом парового скидання навантаження (миттєвим закриттям тільки регулювальних клапанів) без відключення турбогенератора від мережі.
На головних зразках турбін і на перших зразках модернізованих турбін (зі зміною динамічної характеристики турбоагрегату чи
характеристик системи регулювання) і на всіх турбінах, не оснащених
ЕГП, випробування повинні проводитися зі скиданням електричного навантаження відключенням турбогенератора від мережі.
8.4.12 У випадках виявлення відхилень фактичних характеристик системи регулювання і захистів від нормативних значень, збільшення
часу закриття клапанів понад зазначений заводом-виробником чи інструкцією з експлуатації, або у разі погіршення їхньої щільності, повинні бути визначені й усунуті причини цих відхилень.
8.4.13 Робота турбін із введеним у роботу обмежником потужності допускається як тимчасовий захід тільки за умов механічного стану турбоустановки з письмового дозволу технічного керівника електростанції (енергооб'єкта) і з повідомленням диспетчера ЕЕС про тривалість такої роботи. У цьому випадку навантаження турбіни повинно бути нижче уставки обмежника не менш ніж на 5 %.
8.4.14 Під час експлуатації систем оливопостачання турбоустановки повинні бути забезпечені:
- надійність роботи агрегатів в усіх режимах;
- пожежобезпека;
- підтримання якості і температури оливи відповідно до вимог інструкцій з експлуатації турбоустановок;
- запобігання витікань оливи і потрапляння її в охолоджувальну систему і навколишнє середовище.
8.4.15 Резервні та аварійні оливні помпи і пристрої їхнього автоматичного включення повинні перевірятися в роботі два рази на місяць під час роботи турбоагрегату, а також перед кожним його пуском і зупином.
Для турбін, у яких робоча і резервна оливні помпи системи змащення мають індивідуальні електроприводи, перевірка АВР перед зупином не проводиться.
Для турбін, у яких аварійна оливна помпа має привід від вала турбіни, періодичність і метод (спосіб) її перевірки встановлюється заводом-виробником.
8.4.16 На турбінах, оснащених системами запобігання розвитку
горіння оливи на турбоагрегаті, електрична схема системи повинна перевірятися перед пуском турбіни з холодного стану.
8.4.17 Запірна арматура, установлювана на трубопроводах систем змащування, регулювання й ущільнень вала турбогенератора, а також на трубопроводі аварійного зливу оливи з оливного бака турбіни, повинна бути опломбована у робочому положенні.
8.4.18 Конденсаційна установка повинна забезпечувати економічну і надійну роботу турбіни в усіх режимах з дотриманням нормативних температурних напорів у конденсаторі і норм якості конденсату.
8.4.19. Під час експлуатації конденсаційної установки повинні проводитися:
- профілактичні заходи щодо запобігання забруднень конденсатора
(обробка охолоджувальної води хімічними і фізичними методами, застосування кулькоочисних установок тощо згідно з технічними рішеннями, затвердженими технічним керівником енергооб'єкта);
- періодичні чищення конденсаторів у разі підвищення тиску відпрацьованої пари порівняно з нормативними значеннями на 0,005 кгс/кв.см (0,5 кПа) через забруднення поверхонь охолодження згідно з технічними рішеннями, затвердженими технічним керівником енергооб'єкта;
- контроль за чистотою поверхні охолодження і трубних дощок конденсатора;
- контроль за витратою охолоджувальної води (безпосереднім вимірюванням витрати або за тепловим балансом конденсаторів),
оптимізація витрати охолоджувальної води відповідно до її температури і парового навантаження конденсатора;
- перевірка водяної щільності конденсатора шляхом систематичного контролю солевмісту конденсату;
- перевірка вмісту кисню в конденсаті після конденсатних помп;
- перевірка щільності вакуумної системи та її ущільнення; присмокти повітря (Gn, кг/год) у діапазоні зміни парового навантаження конденсатора 40-100 % повинні бути не вище від значень, які визначаються за формулами: для турбоустановок ТЕС
Gn = 8 + 0,065N; (8.1) для теплофікаційних турбоустановок ТЕС потужністю 100 МВт і більше і всіх турбоустановок АЕС
Gn = 1,5(8 + 0,065N); (8.2) де N - номінальна електрична потужність турбоустановки в конденсаційному режимі, МВт.
Методи контролю за роботою конденсаційної установки і його періодичність визначаються інструкцією з експлуатації залежно від конкретних умов експлуатації.
8.4.20 Під час експлуатації устатковання системи регенерації повинні забезпечуватись:
- нормативні температури живильної води (конденсату) за кожним підігрівником і кінцевий її підігрів;
- надійність теплообмінних апаратів у всіх режимах роботи турбоустановки.
Нагрівання живильної води (конденсату), температурні напори, переохолодження конденсату гріючої пари у підігрівниках системи регенерації повинні перевірятися до і після капітального ремонту турбоустановки; після ремонту підігрівників і періодично (не рідше ніж один раз на місяць) за графіком, затвердженим технічним керівником енергооб'єкта.
8.4.21 Робота підігрівника високого тиску (ПВТ) забороняється у разі:
- відсутності чи несправності елементів його захисту;
- несправності клапана регулятора рівня в ньому. Робота
об'єднаної аварійним обводом групи ПВТ забороняється уразі:
- відсутності чи несправності елементів захисту хоча б на одному з ПВТ;
- несправності клапана регулятора рівня будь-якого ПВТ;
- відключенні гріючої пари будь-якого ПВТ. Робота ПВТ без включеного захисту забороняється. Будь-який ПВТ чи група ПВТ повинні бути негайно відключені у разі виявлення несправності захисту чи клапана регулятора рівня ПВТ. У випадку несправного стану будь-яких інших, крім клапана регулятора рівня, елементів системи автоматичного регулювання рівня і неможливості швидкого усунення дефекту на працюючому устаткованні, ПВТ (чи група ПВТ) повинен бути виведений з роботи в термін, визначений технічним керівником електростанції
(енергооб'єкта).
8.4.22 Резервні живильні помпи, а також інші помпові агрегати, що перебувають в автоматичному резерві, повинні бути справними й у постійній готовності до пуску - з відкритими засувками на вхідному і вихідному трубопроводах (положення запірної арматури на вихідному трубопроводі може визначатися технічними умовами та інструкцією з експлуатації конкретної помпи).
Перевірка їхнього включення і плановий перехід з працюючої помпи на резервну повинні проводитися за графіком, але не рідше ніж один раз на місяць.
8.4.23 Перед пуском турбіни з планово-попереджувального чи капітального ремонту або з холодного стану повинна бути перевірена справність і готовність до включення основного і допоміжного
устатковання, блоківок, засобів технологічного захисту, дистанційного й автоматичного керування, ЗВТ, засобів інформації й оперативного зв'язку. Виявлені при цьому несправності повинні бути усунуті.
Під час пусків турбіни з інших теплових станів засоби захисту і блокування повинні перевірятися відповідно до інструкцій з експлуатації.
Керувати пуском турбіни повинен начальник зміни цеху чи старший машиніст (старший за посадою з оперативного персоналу, що керує турбіною), а після її середнього чи капітального ремонту - начальник
цеху (енергоблока) або його заступник.
8.4.24 Пуск турбіни забороняється у випадках:
- відхилення показників теплового і механічного станів турбіни від допустимих значень;
- несправності хоча б одного із захистів, що діють на зупин турбіни;
- виявленні дефектів системи регулювання і паророзподілу, які можуть призвести до розгону ротора турбоагрегату під час скидання електричного навантаження незалежно від стану захисту турбіни від недопустимого підвищення частоти обертання;
- несправності однієї з оливних помп систем змащування, регулювання, ущільнень генератора і пристроїв їхнього АВР;
- відхилення якості оливи від норм на експлуатаційні оливи, а також температури оливи нижче від встановленого заводом-виробником значення (межі);
- відхилення якості свіжої пари (за винятком турбін насиченої пари) за хімічним складом від норм.
8.4.25 Забороняється без включення валоповоротного пристрою подавання пари на ущільнення турбіни і для її прогріву, а також скидання гарячої води і пари в конденсатор. Умови подачі пари в турбіну, яка не має валоповоротного пристрою, визначаються інструкцією з експлуатації.
Скидання в конденсатор робочого середовища з котла
(парогенераторів) і подача пари в турбіну для її пуску повинні здійснюватися при тисках пари в конденсаторі, зазначених у інструкціях чи інших документах заводів-виробників турбін, але не вище ніж 0,6 кгс/кв.см (60 кПа). Для модернізованих турбін дозволений діапазон тиску пари в конденсаторі визначається проектом модернізації.
8.4.26 Під час роботи турбоагрегатів їхній вібраційний стан повинен задовольняти норми ГОСТ 25364 "Агрегаты паротурбинные стационарные. Нормы вибрации опор валопроводов и общие требования к проведению измерений" і ГОСТ 27165 "Агрегаты паротурбинные стационарные. Нормы вибрации валопроводов и общие требования к проведению измерений".
8.4.26.1 Під час роботи турбоагрегатів середні квадратичні значення віброшвидкості підшипникових опор валопроводу для турбін потужністю понад 0,5 МВт повинні бути не вище ніж 4,5 мм/с по усіх напрямках вимірювань, а розмах відносних вібропереміщень валопроводу для турбін потужністю 100 МВт і більше не повинен перевищувати 165 мкм при частоті обертання 50 1/с і 200 мкм при частоті обертання
25 1/с.
8.4.26.2 У випадку перевищення нормативного значення вібрації
опор валопроводу понад 4,5 мм/с до 7,1 мм/с повинні бути вжиті заходи для її зниження в термін не більше ніж 30 діб.
8.4.26.3 У випадку вібрації понад 7,1 мм/с робота турбоагрегатів понад 7 діб забороняється.
8.4.26.4 Турбіна повинна бути відключена дією захисту чи вручну у разі підвищення вібрації турбоагрегату до 11,2 мм/с або розмаху відносних вібропереміщень валопроводу понад 260 мкм за частоти
обертання 50 1/с і понад 320 мкм за частоти обертання 25 1/с, якщо більш жорсткі вимоги не встановлені заводом-виробником.
8.4.26.5 Турбіна повинна бути негайно зупинена, якщо в усталеному режимі відбудеться одночасна раптова незворотна зміна (підвищення стрибок) вібрації двох опор одного ротора, чи суміжних опор, чи двох компонентів вібрації однієї опори на 1 мм/с і більше від будь-якого початкового рівня* (стрибок віброшвидкості підтверджується раптовим підвищенням розмаху відносних вібропереміщень валопроводу у відповідних контрольних точках)**.
-------------* Під раптовою зміною значення рівня вібрації розуміють його зміну за час не більше ніж 5 с тривалістю не менше ніж 10 с.
** У випадках, коли зупину турбіни передує рівень вібрації опор валопроводу понад 7,1 мм/с, вибіг роторів здійснюється зі зривом вакууму за умови, що цей режим узгоджений заводом-виробником і внесений в інструкцію з експлуатації турбіни (енергоблока).

8.4.26.6 Турбіна повинна бути розвантажена і зупинена, якщо відбудеться плавне зростання:
- за період до 3 діб будь-якої складової (компоненти) вібрації
одної з опор валопроводу на 2 мм/с або розмаху відносних вібропе-реміщень валопроводу в одній з опор у будь-якому напрямку вимірювання більше ніж на 85 мкм;
- незалежно від тривалості зростання будь-якої складової
(компоненти) вібрації одної з опор валопроводу на 3 мм/с або розмаху відносних вібропереміщень валопроводу в одній з опор у будь-якому напрямку вимірювання більше ніж на 100 мкм.
8.4.26.7 Робота турбоагрегату у разі низькочастотної вібрації понад 1,0 мм/с недопустима. З появою низькочастотної вібрації, що перевищує 0,5 мм/с, повинні бути вжиті заходи для її усунення в термін, обумовлений технічним керівником електростанції, але не більше ніж 7 діб. Допустимі значення (норми) вібрації для оцінки вібраційного стану турбоагрегатів наведені в таблиці 8.7.
Таблиця 8.7

|-------------------------------------------------------------------|

| Максимальне середнє | Розмах відносних | Умови роботи |

|квадратичне значення |вібропереміщень валопроводу,| турбоагрегату |

| віброшвидкості опор |мкм для номін альної частоти|(обмеження на |

| валопроводу в усіх | обертання ротора | експлуатацію) |

|напрямках вимірювань*,| турбоагрегату | |

| мм/с для номінальної |----------------------------| |

| частоти обертання | | | |

| ротора турбоагрегату | 50/с | 25/с | |

| 50/с і 25/с | | | |

|-------------------------------------------------------------------|

| | | |у разі прийман-|

| | | |ня (вводу) в |

| до 2,8** і до 4,5*** | до 80 | до 100 |експлуатацію |

| | | |після монтажу |

| | | |(нові турбоаг- |

| | | |регати) |

|-------------------------------------------------------------------|

| до 4,5 | до 80 | до 100 |у разі прийман-|

| | | |ня після капі- |

| | | |тального ремонту

|-------------------------------------------------------------------|

| до 4,5 |від 80 до 165|від 100 до 200|без обмежень |

|-------------------------------------------------------------------|

|понад 4,5 до 7,1 |від 165 до260|від 200 до 320|не більше ніж |

| | | |30 діб |

|-------------------------------------------------------------------|

|понад 7,1 до 11,2 | до 260 | до 320 |не більше ніж |

| | | |7 діб |

|-------------------------------------------------------------------|

|понад 11,2 | понад 260 | понад 320 |не допускається|

|-------------------------------------------------------------------|
* для вертикальної, горизонтально-поперечної і горизонтально-осьової складових вібрації опор валопроводу відносно осі його обертання;
** для вертикальної і горизонтально-поперечної складових вібрації
опор валопроводу;
*** для горизонтально-осьової складових вібрації опор валопроводу.

8.4.26.8 Вібрація опор валопроводів (підшипників) турбоагрегатів теплових і атомних електростанцій потужністю 50 МВт і більше повинна вимірюватись і реєструватись за допомогою стаціонарної апаратури безперервного контролю, яка відповідає вимогам ГОСТ 27164 "Аппаратура специального назначения для эксплуатационного контроля вибрации подшипников крупных стационарных агрегатов. Технические требования"
(далі ГОСТ 27164), і забезпечує вимірювання вібрації всіх опорних і
опорно-упорних підшипників турбоагрегатів у трьох взаємно-перпендикулярних напрямках: вертикальному, горизонтально-поперечному і горизонтально-осьовому відносно осі вала турбоагрегату.
Тимчасово, до оснащення необхідною апаратурою, дозволяється проводити контроль вібрації за розмахом вібропереміщення опор валопроводу. У цьому випадку тривала експлуатація допускається при розмаху вібропереміщень до 30 мкм для турбоагрегатів з номінальною
частотою обертання 50 1/с (3000 об/хв) і до 50 мкм для турбоагрегатів з номінальною частотою обертання 25 1/с (1500 об/хв).
Зміна вібрації (віброшвидкості) на 1-2 мм/с еквівалентна зміні розмаху коливань на 10-20 мкм при частоті обертання 50 1/с (3000
об/хв) і на 20-40 мкм при частоті обертання 25 1/с (1500 об/хв).
Порівняння виміряних розмахів вібропереміщень опор валопроводу з нормативними середньоквадратичними значеннями віброшвидкості здійснюється на підставі співвідношень, наведених у таблиці 8.8.
Для турбоагрегатів потужністю до 50 МВт допускається використання переносних вібровимірювальних приладів, метрологічні характеристики яких задовольняють вимоги ГОСТ 27164. Періодичність контролю повинна встановлюватися інструкцією з експлуатації залежно від вібраційного стану турбоагрегату, але не рідше ніж один раз на місяць.
Таблиця 8.8

|-------------------------------------------------------------------|

| Середньоквадратичне значення віброшвидкості опор |

| валопроводу для турбоагрегатів з номінальною частотою |

| обертання ротора 50 1/c і 25 1/с, мм*1/с |

|-------------------------------------------------------------------|

| 4,5 7,1 11,2 |

|-------------------------------------------------------------------|

| Еквівалентне значення розмаху вібропереміщень опор |

| валопроводу для турбоагрегатів з номінальною частотою |

| обертання ротора 50 1/c, мкм |

|-------------------------------------------------------------------|

| 30 65 100 |

|-------------------------------------------------------------------|

| Еквівалентне значення розмаху вібропереміщень опор |

| валопроводу для турбоагрегатів з номінальною частотою |

| обертання ротора 25 1/c, мкм |

|-------------------------------------------------------------------|

| 50 135 200 |

|-------------------------------------------------------------------|
8.4.27 Для контролю за станом проточної частини турбіни і занесенням її солями не рідше ніж один раз на місяць повинні перевірятися значення тисків пари в контрольних ступенях турбіни при близьких до номінальних витратах пари через контрольовані відсіки.
Підвищення тиску пари в контрольних ступенях проти номінального значення для даної витрати пари повинно бути не більше ніж 10 %. У
цьому випадку тиск не повинен перевищувати граничних значень,
установлених заводом-виробником або проектом модернізації турбін.
У разі досягнення в контрольних ступенях граничних значень тиску
через сольове занесення повинно бути проведене промивання або
очищення проточної частини турбіни. Спосіб промивання чи очищення вибирається з огляду на склад і характер відкладень та місцевих умов.
8.4.28 У процесі експлуатації економічність турбоустановки повинна постійно контролюватися шляхом систематичного аналізу показників, які характеризують роботу устатковання.
Для виявлення причин зниження економічності турбоустановки,
оцінки ефективності ремонтів повинні проводитися експлуатаційні
(експрес) випробування її устатковання.
У разі відхилення показників роботи турбінного устатковання від нормативних повинні бути усунуті дефекти устатковання і недоліки експлуатації.
Головні зразки турбін і турбіни, на яких проведена модернізація, повинні підлягати балансовим випробуванням.
8.4.29 Турбіна повинна бути негайно відключена персоналом шляхом дії на вимикач (кнопку аварійного відключення) у разі відсутності відповідних захистів турбіни або турбогенератора (при досягненні контрольованими параметрами уставок спрацьовування захистів) або відсутності проектних захистів у випадках: а) підвищення частоти обертання понад уставки спрацьовування автомата безпеки; б) недопустимого осьового зсуву ротора; в) недопустимої зміни положення роторів відносно циліндрів;
г) недопустимого зниження тиску оливи (вогнестійкої рідини) у системі змащування; д) недопустимого зниження рівня оливи (вогнестійкої рідини) в
оливному баці; е) недопустимого підвищення температури оливи на зливі з будь-якого підшипника, вкладнів підшипників ущільнень вала турбогенератора, температури будь-якої колодки упорного підшипника турбоагрегату;
ж) займання оливи на турбоагрегаті; й) недопустимого зниження перепаду тиску "олива - водень" у системі ущільнень вала турбогенератора; к) недопустимого зниження рівня оливи в демпферному баці системи
оливопостачання ущільнень вала турбогенератора;
л) відключення всіх оливних помп системи водневого охолодження турбогенератора (для безінжекторних схем оливопостачання ущільнень); м) відключення турбогенератора через внутрішнє пошкодження; н) недопустимого підвищення тиску в конденсаторі; п) недопустимого перепаду тисків на останній ступені турбін з протитиском; р) раптового підвищення вібрації турбоагрегату (за умов п.8.4.26.4 і п.8.4.26.5); с) появи металевих звуків і незвичайних шумів усередині турбіни
чи турбогенератора; т) появи іскор або диму з підшипників і кінцевих ущільнень турбіни чи турбогенератора;
у) недопустимого зниження температури свіжої пари чи пари після промперегріву;
ф) появи гідравлічних ударів у паропроводах свіжої пари, промперегріву чи в турбіні;
х) виявлення розриву чи наскрізної тріщини на ділянках
оливо-проводів і трубопроводів пароводяного тракту, що не відключаються, вузлах паророзподілу;
ц) припинення протоку охолоджувальної води через статор турбогенератора;
ш) недопустимого зниження витрати охолоджувальної води на
газоохолодники;
щ) зникнення напруги на пристроях дистанційного й автоматичного керування чи на всіх ЗВТ;
ю) обумовлених в інструкції з експлуатації, але які не ввійшли в наведене вище перелічення.
Необхідність зриву вакууму у разі відключення турбіни повинна бути визначена інструкцією відповідно до вказівок заводу-виробника.
В інструкції з експлуатації повинні бути дані чіткі вказівки про недопустимі відхилення значень контрольованих величин на турбоагрегаті.
8.4.30 Турбіна повинна бути розвантажена і зупинена в період, визначений технічним керівником електростанції (енергооб'єкта) з повідомленням диспетчера енергосистеми, у таких випадках: а) затинання стопорних клапанів свіжої пари чи пари після промперегріву; б) затинання регулювальних клапанів чи обриву їхніх штоків; в) затинання поворотних діафрагм чи зворотних клапанів відборів;
г) несправностей у системі автоматичного регулювання (перелік несправностей повинен бути узгоджений із заводом-виробником); д) порушення нормальної роботи допоміжного устатковання, схеми і комунікацій турбоустановки, якщо усунення причин порушення неможливе без зупину турбіни; е) збільшення вібрації опор вище 7,1 мм/с згідно з п.8.4.26.2;
ж) виявлення несправності технологічних захистів, що діють на зупин устатковання; й) виявлення протікань оливи з підшипників, трубопроводів і арматури, що створюють небезпеку виникнення пожежі; к) виявлення свищів на ділянках трубопроводів пароводяного тракту, що не відключаються для ремонту;
л) відхилення якості свіжої пари (за винятком турбін насиченої пари) за хімічним складом від норм; м) виявлення недопустимої концентрації водню в картерах підшипників, струмопроводах, оливному баці, а також перевищення норми витікання водню з корпусу турбогенератора.
8.4.31 Для кожної турбіни повинна бути визначена тривалість вибігу ротора під час зупину з нормальним тиском відпрацьованої пари і у разі зупину - зі зривом вакууму. У випадку зміни цієї тривалості повинні бути виявлені й усунуті причини відхилення. Тривалість вибігу повинна бути проконтрольована при всіх зупинах турбоагрегату.
8.4.32 У разі виведення турбіни в резерв на термін 7 діб і більше повинні бути вжиті заходи з консервації устатковання турбоустановки.
Метод консервації і способи контролю її якості повинні вибиратися технічним керівником електростанції (енергооб'єкта), з огляду на місцеві умови, на підставі чинних методичних (керівних) вказівок і рекомендацій заводів-виробників щодо консервації теплоенергетичного
устатковання.
8.4.33 Робота турбін зі схемами й у режимах, не передбачених технічними умовами на постачання чи модернізацію, не допускається без спеціального дозволу заводу-виробника турбіни чи організації, яка виконала проект модернізації турбіни.
8.4.34 Під час проведення модернізації турбінного устатковання на електростанціях (енергооб'єктах) повинен бути передбачений максимальний ступінь автоматизації керування і високі показники ремонтопридатності.
Проведення модернізації турбінного устатковання повинно бути
узгоджене із заводом-виробником турбіни або з іншим турбінним заводом
чи організацією, яка має відповідні ліцензії.

Розділ 5, Підрозділ 5
Газотурбінні установки (автономні і працюючі
у складі парогазових установок)

8.5.1 Під час експлуатації ГТУ повинні бути забезпечені:
- надійність і економічність роботи основного і допоміжного
устатковання з дотриманням диспетчерського графіка навантаження;
- можливість роботи з номінальними параметрами, що відповідають технічним умовам на ГТУ;
- чистота проточної частини компресорів, турбін і теплообмінних апаратів;
- відсутність витікань повітря і газу, а також витікання палива,
оливи і води;
- недопущення шуму в машзалі вище від установлених норм.
Можливість і тривалість роботи ГТУ з відхиленнями від номінальної
частоти обертання повинна бути регламентована технічними умовами на
ГТУ.
8.5.2 Система регулювання ГТУ повинна задовольняти такі вимоги:
- стійко підтримувати задане електричне навантаження;
- утримувати ГТУ на неробочому ході за номінальної частоти
обертання ротора;
- забезпечувати надійну роботу ГТУ в режимах пуску й зупину, а також зупин агрегату в аварійних ситуаціях;
- забезпечувати у разі зміни навантаження плавну зміну режиму роботи ГТУ;
- утримувати частоту обертання ротора, яка не викликає спрацювання автомата безпеки, у разі миттєвого скидання максимального електричного навантаження до нуля (для ГТУ з вільною силовою турбіною значення електричного навантаження вказується в технічних
умовах);
- підтримувати температуру газів перед турбіною (турбінами) на необхідному рівні, не допускаючи її підвищення до граничного значення, за якого спрацьовує аварійний захист (АЗ);
- мати нечутливість системи обмеження температури газів не більше ніж 10 град.С;
- забезпечувати безпомпажну роботу компресорів;
- мати ступінь статичної нерівномірності регулювання частоти
обертання генераторного вала в межах 4-5 % номінальної (можливе, у разі необхідності, підвищення ступеня нерівномірності для поліпшення
умов експлуатації ГТУ конкретних типорозмірів повинно бути зазначене в технічних умовах); мінімальний місцевий ступінь статичної нерівномірності регулювання частоти обертання повинен бути не нижче ніж 2 % номінального;
- мати ступінь нечутливості щодо частоти обертання для будь-якого навантаження не більше ніж 0,2 % номінальної.
8.5.3 Імпульс по температурі, використовуваний у системах регулювання і захисту, повинен бути генерований малоінерційними да-вачами (термоелектричними пірометрами чи іншими вимірювальними приладами з динамічною корекцією в разі потреби), встановленими в
характерних перетинах тракту, які забезпечуватимуть достовірне визначення температури газів перед турбіною (турбінами).
8.5.4 Пристрої захисту від недопустимого підвищення температури
газів після кожного ступеня згоряння повинні бути настроєні на спрацьовування при температурі, зазначеній в технічних умовах на ГТУ.
8.5.5 Автомати безпеки повинні бути настроєні на спрацювання у разі підвищення частоти обертання роторів на 10-12 % вище від номінальної чи до значення, вказаного в технічних умовах на ГТУ.
8.5.6 Під час експлуатації ГТУ повинні бути виконані заходи щодо зниження запиленості засмоктуваного в компресор повітря (засівання вільних площ травами, влаштування газонів, асфальтування доріг, спорудження засобів поливу тощо) і запобігання потрапляння власних чи сторонніх викидів у повітрозабірний пристрій.
8.5.7 Система очищення повітря повинна забезпечувати компресор
ГТУ повітрям при залишковій середньорічній запиленості не більше ніж 0,3 мг/куб.м, у цьому повітрі концентрація пилу з розміром часток понад 20 мкм повинна бути не вище ніж 0,03 мг/куб.м. Допускається (у періоди підвищеної запиленості) короткочасна, до 100 год на рік, концентрація пилу до 5 мг/куб.м з частками розміром не більше ніж 30 мкм.
Стан повітряних фільтрів під час експлуатації повинен регулярно контролюватися. Не допускається винос із них оливи чи інших матеріалів в усмоктувальний тракт ГТУ. Не рідше від двох разів на місяць повітряні фільтри повинні бути оглянуті й очищені від пилу і
шламу (якщо ГТУ працює у базовому режимі, то під час її найближчого планового зупину).
8.5.8 Система фільтрації повітря повинна мати байпаси з клапанами двосторонньої дії, що відкриваються автоматично у разі перевищення допустимого перепаду тисків на фільтрах або появи надлишкового тиску в камері фільтрів.
8.5.9 Обледеніння повітряних фільтрів і проточної частини компресорів не допускається. У разі необхідності повітрозабірні тракти ГТУ повинні бути обладнані пристроями, що запобігають
обледенінню.
8.5.10 Стопорні і регулювальні паливні клапани ГТУ повинні бути
щільними. Клапани повинні розходжуватися на повний хід перед кожним пуском, а також щодня на частину ходу при неперервній роботі, якщо це передбачено інструкцією заводу-виробника.
Щільність паливних клапанів ГТУ повинна перевірятися перед пуском після тривалого (понад 7 діб) простою, а також не рідше ніж один раз на місяць при регулярній роботі; у разі безперервної роботи понад 30 діб перевірка повинна бути проведена під час найближчого планового зупину.
8.5.11 Запірна арматура, установлювана на лініях систем змащення,
ущільнень вала турбогенератора, а також наїрубопроводах аварійного зливу оливи із оливних баків ГТУ, повинна бути опломбована в робочому положенні.
8.5.12 Турбогенератори ГТУ під час переходу в режим електродвигуна повинні бути негайно відключені, для чого повинен бути встановлений захист від їхньої зворотної потужності. Ця вимога не поширюється на ГТУ з вільними силовими турбінами.
8.5.13 Пуск і синхронізація ГТУ з будь-якого теплового стану повинні здійснюватися автоматично. Частотний пуск наново встановлених
одновальних ГТУ повинен здійснюватися тиристорним пусковим пристроєм, якщо не вимагається автономності пуску.
Плановий зупин ГТУ повинен проводитися автоматично за заданою програмою.
8.5.14 Пуском ГТУ повинен керувати начальник зміни, а після середнього і капітального ремонту чи проведення регламентних робіт начальник цеху електростанції (енергооб'єкта) чи його заступник.
8.5.15 Перед пуском ГТУ після ремонту чи простою в резерві понад
3 доби повинні бути перевірені справність і готовність до увімкнення засобів технологічного захисту й автоматики, блокувань допоміжного
устатковання, оливної системи, резервних і аварійних оливних помп,
ЗВТ і засобів оперативного зв'язку. Виявлені при цьому несправності повинні бути усунуті.
8.5.16 Пуск ГТУ забороняється у випадках:
- несправності чи відключення будь-якого із захистів;
- дефектів системи регулювання, які можуть призвести до перевищення допустимої температури газів або розгону турбіни;
- несправності однієї з оливних помп або системи їх АВР;
- відхилення від норм якості палива чи оливи, а також при температурі чи тиску палива (оливи) нижче або вище від встановлених меж;
- відхилення контрольних показників теплового чи механічного стану ГТУ від допустимих значень.
Пуск ГТУ після аварійного зупину або збоях і відмовах під час попереднього пуску забороняється, якщо причини цих відмов не усунуті.
8.5.17 Перед запалюванням палива в камерах згоряння тракти ГТУ повинні бути провентильовані не менше ніж 2 хв при роботі на рідкому і 5 хв при роботі на газоподібному паливі при обертанні ротора пусковим пристроєм.
Після будь-якої невдалої спроби пуску ГТУ запалювання палива без попередньої вентиляції трактів не менше ніж 4 хв при роботі на рідкому і 10 хв на газоподібному паливі забороняється. Тривалість вентиляції залежно від компоновання тракту, виду палива і типу ГТУ повинна бути конкретизована в інструкції з експлуатації ГТУ.
8.5.18 Пуск ГТУ повинен бути негайно припинений дією захистів чи персоналом у випадках: а) порушення встановленої послідовності пускових операцій; б) підвищення температури газів понад допустиму за графіком пуску; в) підвищення навантаження пускового пристрою вище від допустимої;
г) не передбаченого інструкцією зниження частоти обертання вала,
що розвертається, після відключення пускового пристрою; д) помпажних явищ у компресорах ГТУ.
8.5.19 Газотурбінна установка повинна бути негайно відключена дією захистів чи персоналом у випадках: а) недопустимого підвищення температури газів перед турбіною
(турбінами); б) підвищення частоти обертання ротора понад допустиму межу; в) виявлення тріщин або розриву оливо- чи паливопроводів високого тиску;
г) недопустимого осьового зсуву, недопустимих відносних переміщень роторів компресорів і турбін; д) недопустимого зниження тиску оливи в системі змащення чи рівня в оливному баці, а також недопустимого підвищення температури оливи на зливі з будь-якого з підшипників або температури будь-якої з колодок упорного підшипника; е) появі металевих звуків (скреготу, стукотів), незвичайних шумів
усередині турбомашин і апаратів ГТУ;
ж) зростання вібрації підшипникових опор вище від допустимих значень згідно з п.8.5.30; й) появи іскор чи диму з підшипників або кінцевих ущільнень турбомашин чи турбогенератора; к) займання оливи чи палива і неможливості негайно ліквідувати пожежу наявними засобами;
л) вибуху (хлопка) у камерах згоряння чи газоходах; м) загасання факела в камерах згоряння, недопустимого зниження тиску рідкого чи газоподібного палива; н) відсутності напруги на всіх ЗВТ чи пристроях регулювання й автоматизації; п) відключення турбогенератора внаслідок внутрішнього пошкодження; р) виникнення помпажу компресорів чи недопустимого наближення до межі помпажу; с) недопустимої зміни тиску повітря за компресорами.
Одночасно з відключенням ГТУ дією захисту чи персоналом повинен бути відключений турбогенератор.
8.5.20 Газотурбінна установка повинна бути розвантажена і зупинена за рішенням технічного керівника енергооб'єкта у випадках: а) порушення нормального режиму роботи основного і допоміжного
устатковання (з появою сигналів попереджувальної сигналізації), якщо
усунення причин порушення неможливе без зупину; б) затинання стопорних, регулювальних і протипомпажних клапанів; в) обледеніння повітрозабірного пристрою, якщо не вдається
усунути обледеніння під час роботи ГТУ під навантаженням;
г) недопустимого підвищення температури зовнішніх поверхонь корпусів турбін, камер згоряння, перехідних трубопроводів, якщо знизити цю температуру зміною режиму роботи ГТУ не вдається; д) недопустимого збільшення нерівномірності вимірюваних температур газів; е) недопустимого підвищення температури повітря перед компресорами високого тиску, а також у випадках порушення нормального водопостачання;
ж) у разі несправності окремих захистів чи оперативних ЗВТ.
8.5.21 У разі загоряння відкладень у регенераторах або підігрівниках мережної води, якщо не відбувається небезпечна зміна параметрів, ГТУ повинна залишатись у роботі для охолодження теплообмінних поверхонь.
У разі загоряння відкладень на зупиненій ГТУ повинні бути включені протипожежні установки.
8.5.22 Після відключення ГТУ повинна бути забезпечена ефективна вентиляція трактів і інших місць, де це передбачене, проведена продувка паливних колекторів і форсунок (пальників) повітрям чи інертним газом. Після закінчення вентиляції повинні бути перекриті всмоктувальний і (чи) вихлипний тракти. Тривалість і періодичність вентиляції і прокручування роторів під час остигання ГТУ повинні бути зазначені в інструкції з експлуатації ГТУ.
8.5.23 На енергооб'єктах повинен бути встановлений регламент технічного обслуговування ГТУ, технологія і періодичність виконання регламентних робіт.
8.5.24 Регламент технічного обслуговування повинен передбачати:
- візуальну діагностику протічної частини, без розбирання турбомашин і апаратів, у місцях відповідно до інструкції з експлуатації із застосуванням спеціальних оптичних чи волоконно-оптичних приладів, якщо це передбачене заводами-виробниками;
- періодичні усунення відкладень з протічної частини ГТУ без розбирання турбомашин і апаратів із застосуванням розчинів технічних мийних засобів і м'яких абразивів;
- перевірку роботи системи захисту й автоматичного керування ГТУ, включаючи контрольні автоматичні пуски ГТУ з перевіркою відповідності
основних параметрів повітря і газів, тиску палива і навантаження пускового пристрою розрахунковому графікові пуску;
- огляд і перевірку герметичності, продуктивності паливних
форсунок і кута розпилювання палива на виході з них;
- перевірку АВР резервних і аварійних оливних помп;
- перевірку щільності трактів, клапанів, шиберів і арматури;
- огляд і перевірку паливних помп і помп системи технічного водопостачання;
- огляд і очищення оливних, паливних і водяних фільтрів;
- відновлення ефективності шумоглушних пристроїв;
- профілактику устатковання з метою зниження концентрації
шкідливих речовин у відхідних газах.
8.5.25 У процесі експлуатації на підставі спостережень і показів приладів повинна проводитися параметрична і вібраційна діагностика, яка передбачає аналіз:
- відповідності потужності ГТУ розрахунковій і нормативній;
- ступеня забруднення і запасів стійкості компресорів;
- ефективності теплообмінних апаратів;
- нерівномірності вимірюваних температур на вході і виході турбін;
- тиску палива і повітря (газів), а також тиску і температури
оливи в характерних точках;
- вібрації турбін, компресорів, турбогенераторів і збудників.
Граничні значення відхилень контрольованих параметрів від паспортних не повинні перевищувати заданих заводами-виробниками чи зазначених у технічних умовах на поставку.
8.5.26 Усі перевірки й випробування системи регулювання і захисти
ГТУ від підвищення частоти обертання повинні виконуватися відповідно до інструкцій заводів-виробників.
8.5.27 Перевірка дії захистів від перевищення температури газів у турбінах повинна проводитися не рідше ніж один раз на 4 місяці.
8.5.28 Перевірка роботи системи регулювання ГТУ миттєвим скиданням електричного навантаження шляхом відключення турбогенератора від мережі повинна проводитися:
- під час приймання ГТУ в експлуатацію після монтажу;
- після модернізації, яка змінює динамічну характеристику турбоагрегату чи статичну і динамічну характеристики системи регулювання;
- у разі виявлення суттєвих змін статичних і динамічних
характеристик регулювання в процесі експлуатації й після усунення під
час ремонту виявлених недоліків.
8.5.29 Періодично працюючі ГТУ повинні бути в постійній
готовності до пуску. Якщо їхнього включення в роботу не потрібно, справність устатковання і систем таких ГТУ повинна перевірятися один раз у зміну, а контрольні автоматичні пуски з навантаженням агрегату повинні проводитися не рідше ніж один раз на тиждень.
8.5.30 Під час роботи ГТУ середньоквадратичне значення віброшвидкості підшипникових опор турбін, компресорів, турбогенератора і збудника повинні бути не вищі ніж 4,5 мм/с.
У разі перевищення нормативного значення вібращгповинні бути вжиті заходи для її зниження в термін до 30 діб.
У випадку вібрації понад 7,1 мм/с експлуатувати турбоагрегати понад 7 діб забороняється.
Турбіна повинна бути відключена дією захисту чи вручну у разі підвищення вібрації турбоагрегату до 11,2 мм/с.
Газотурбінна установка повинна бути негайно зупинена, якщо в
усталеному режимі відбувається одночасна раптова зміна вібрації двох опор одного ротора, чи суміжних опор, чи двох компонентів вібрації однієї опори на 1 мм/с і більше від будь-якого початкового рівня.
Газотурбінна установка повинна бути розвантажена і зупинена, якщо відбудеться плавне зростання:
- за період до 3 діб будь-якої складової (компоненти) вібрації
одної з опор валопроводу на 2 мм/с;
- незалежно від тривалості зростання будь-якої складової
(компоненти) вібрації одної з опор валопроводу на 3 мм/с.
Вібрація повинна вимірюватися і реєструватися за допомогою стаціонарної апаратури безперервного контролю. Допускається, до монтажу апаратури безперервного контролю вібрації підшипників за середньоквадратичним значенням віброшвидкості, оцінювати вібраційний стан ГТУ на підставі співвідношень, наведених у таблиці 8.9.
Таблиця 8.9

|-------------------------------------------------------------------|

| Найменування параметра | Значення |

|-------------------------------------------------------------------|

| Средньоквадратичне значення віброшвидкості, мм/с | 4,5 | 7,1 |

|-------------------------------------------------------------------|

| Еквівалентне значення розмаху вібропереміщєнь, мкм |

|------------------------------------|--------------|-------|-------|

| | 50,0 (3000) | 30 | 65 |

| Для частот обертання турбіни, | 66,7 (4000) | 25 | 50 |

| 1/с (об/хв): | 83,3 (5000) | 20 | 40 |

| | 100,0 (6000) | | |

| | і більше | 15 | 35 |

|------------------------------------|--------------|-------|-------|
Вібраційний стан авіаційних і суднових газотурбінних двигунів, що працюють у складі енергетичних установок, повинен бути визначений технічними умовами на поставку. Однак при цьому двигуни не повинні зумовлювати вібрації пов'язаного з ними устатковання понад зазначений вище рівень.
8.5.31 Для кожного вала ГТУ повинна бути встановлена тривалість нормального вибігу ротора і номінальне значення сили електричного струму електродвигуна валоповоротного пристрою.
Тривалість вибігу роторів і сила струму повинні вимірюватися і реєструватися в добовій відомості під час усіх зупинів ГТУ. У випадку відхилення часу вибігу або сили електричного струму від нормальних, а також у разі виникнення сторонніх шумів під час вибігу повинні бути виявлені причини відхилень і вжиті заходи для їх усунення.
8.5.32 У випадку виведення ГТУ в тривалий резерв повинні бути вжиті заходи для її консервації. Тривалість зупину, для якого потрібна консервація, перелік вузлів, що підлягають консервації і технологія її проведення повинні бути зазначені в технічних умовах на
ГТУ.
8.5.33 Періодичність середніх і капітальних ремонтів повинна бути встановлена відповідно до технічних умов залежно від режимів і тривалості роботи ГТУ, кількості пусків і використовуваного палива з
урахуванням фактичного стану.

Розділ 5, Підрозділ 6
Енергоблоки ТЕС

8.6.1 Під час експлуатації енергоблоків ТЕС повинні забезпечуватися вимоги згідно з п.8.3.1 і п.8.4.1, участь їх у первинному і вторинному регулюванні частоти і потужності при нормальних (відповідно до диспетчерського графіка) і аварійних режимах роботи ЕЕС.
Енергоблоки, призначені для роботи в режимі автоматичного відокремлення на збалансоване навантаження (АВЗН), повинні стійко
утримувати збалансоване навантаження у разі переходу в режим АВЗН.
8.6.2 Для виконання диспетчерського графіка навантаження повинні бути забезпечені зміни навантаження енергоблока в регулювальному діапазоні і, у разі необхідності, до технічного мінімуму, зупини в резерв і режими пуску енергоблока з різних теплових станів.
Однокорпусний режим роботи дубль-блоків допускається, як виняток,
у разі особливих труднощів проходження мінімуму електричного навантаження енергосистеми.
Виконання змінного графіка навантажень ЕЕС з використанням режимів, не передбачених чинними інструкціями (наприклад, моторного режиму, низькочастотного обертового резерву), допускається тільки після узгодження цих режимів із заводами-виробниками устатковання і внесення відповідних доповнень в інструкції з експлуатації.
8.6.3 Теплофікаційні енергоблоки, що працюють з повною витратою
циркуляційної води через конденсатор, можуть бути залучені до покриття диспетчерського графіка електричних навантажень зі збереженням заданої кількості тепла, що відпускається.
Теплофікаційні енергоблоки, що працюють на вмонтованому пучку конденсатора або із закритими органами паророзподілу циліндра низького тиску (ЦНТ), як правило, не повинні залучатися до покриття перемінної частини графіка електричних навантажень. В окремих випадках допускається розвантаження зазначених енергоблоків з переведенням теплового навантаження на пікові чи резервні джерела.
Кількість теплофікаційних енергоблоків, які не залучаються до покриття перемінної частини графіка електричних навантажень, повинна бути визначена технічним керівником енергогенерувальної компанії і диспетчерською службою НЕК "Укренерго".
8.6.4 Нижня межа регулювального діапазону навантаження енергоблока повинна бути установлена з огляду на необхідність збереження незмінного складу працюючого устатковання і роботи системи автоматичного регулювання у всьому діапазоні навантажень без втручання персоналу. Під час експлуатації енергоблоків повинна бути забезпечена можливість їхньої роботи на технічному мінімумі навантаження, для досягнення якого допускається зміна складу працюючого устатковання і відключення окремих автоматичних регуляторів. Технічний мінімум навантаження повинен бути встановлений
узгодженим рішенням технічних керівників енергогенерувальної компанії й ТЕС на підставі даних заводів-виробників устатковання, умов і режимів роботи, зазначених в інструкції з експлуатації, і доведений до відома диспетчерської служби ЕЕС.
8.6.5 Під час навантажування енергоблока, що відповідає нижній межі регулювального діапазону чи технічному мінімуму, зниження температури свіжої пари і пари після промперегріву повинно бути не більше від заданого заводами-виробниками устатковання або проектом його модернізації.
8.6.6 Гранична швидкість зміни навантаження енергоблока в регулювальному діапазоні повинна бути встановлена на підставі даних заводів-виробників устатковання і норм гранично допустимих швидкостей зміни навантаження енергоблоків потужністю 160-800 МВт.
8.6.7 Енергоблоки, спроектовані для роботи з постійним
(номінальним) тиском свіжої пари, допускається експлуатувати в режимі ковзного тиску з повним відкриттям частини регулювальних клапанів
циліндрів високого тиску турбіни тільки після проведення спеціальних випробувань, узгодження режимів роботи з заводами-виробниками
устатковання і внесення в інструкції з експлуатації відповідних доповнень (уточнень).
8.6.8 У теплофікаційних енергоблоках, оснащених блоковими знесолювальними установками (БЗУ), конденсат гріючої пари мере-жних підігрівників повинен напрямлятися через БЗУ тільки у випадках порушення щільності трубної системи цих підігрівників.
8.6.9 Зупини енергоблоків у резерв на короткий термін (на нічний
час, вихідний день) повинні проводитися без розхолодження
устатковання. На всіх енергоблоках підлягає знепаренню система проміжного перегріву пари, а на енергоблоках із прямотоковими котлами також і пароперегрівний тракт за вмонтованою засувкою (ВЗ). На барабанних котлах і прямотокових котлах з повнопрохідним сепаратором повинні бути реалізовані технологічні прийоми, що виключають викид сконденсованої пари з пароперегрівних поверхонь нагріву в гарячі парозбірні колектори.
8.6.10 Технологія і графіки-завдання пуску енергоблока повинні бути вибрані залежно від початкового теплового стану. Для енергоблоків із прямотоковими котлами пуск із стану гарячого резерву
(простій до 1 год) за збереження параметрів пари, близьких до номінальних, допускається у разі суворого дотримання додаткових умов і заходів. Для кожного енергоблока технологія, графіки-завдання, додаткові умови і заходи повинні бути обумовлені в інструкціях з експлуатації.
8.6.11 Устатковання, технологічні і електричні схеми, арматура, теплова ізоляція, розпалювальне і водне господарство енергоблоків і електростанції (енергооб'єкта) повинні бути в стані, що дає змогу забезпечити одночасний пуск не менше ніж двох енергоблоків після простою будь-якої тривалості.
8.6.12 Пуск енергоблока забороняється у випадках: а) наявності умов, які забороняють пуск основного устатковання відповідно до цих Правил; б) несправності будь-якого з технологічних захистів, що діють на зупин устатковання енергоблока; в) несправності пристроїв дистанційного керування оперативними регулювальними органами, а також арматурою, що використовується під
час ліквідації аварійних ситуацій;
г) неготовності до включення БЗУ; д) неготовності протипожежних заходів; е) пошкодження опор і пружинних підвісок трубопроводів свіжої пари, холодного і гарячого промперегріву, живильної води і двофазного середовища.
8.6.13 Для реалізації під час експлуатації можливості протиаварійного керування потужністю турбіни чи режимів переведення енергоблока на навантаження ВП під впливом протиаварійної автоматики, а також у разі відключення турбогенератора від мережі через зовнішні пошкодження, відповідні системи автоматичного керування й
устатковання повинні бути у справному стані.
Теплофікаційні енергоблоки, що працюють з відсіканням ЦНТ або на вмонтованому пучку конденсатора, не повинні залучатися до протиаварійного регулювання частоти в ЕЕС.
8.6.14 Робота енергоблока з включеним регулятором тиску свіжої пари, що впливає на регулювальні клапани турбіни (регулятор "до себе"), якщо він не входить до складу системи регулювання частоти і потужності в енергосистемі, забороняється.
У виняткових випадках, у разі несправності чи нестійкої роботи
устатковання, допускається з дозволу технічного керівника енергогенерувальної компанії з повідомленням диспетчерської служби
НЕК "Укренерго" тимчасова робота енергоблока з включеним регулятором
"до себе".
8.6.15 У разі відсутності (відмови) системи автоматичного регулювання частоти і потужності енергоблоків у випадку накидання
(скидання) навантаження турбін через зміну частоти персонал повинен негайно приступити до зміни навантаження котлів у межах регулювального діапазону з метою відновлення початкового тиску свіжої пари. Якщо зміни навантаження можуть призвести до перевантажень ліній електропередавання, що загрожує порушенням стійкості ЕЕС, то в інструкціях з експлуатації повинні бути вказані погоджені з диспетчерською службою НЕК "Укренерго" зміни частоти, за яких повинні починатися вказані дії персоналу.
8.6.16 Технологія зупину енергоблока в ремонт повинна вибиратися залежно від характеру і мети ремонту.
8.6.17 Енергоблок повинен бути негайно зупинений дією захистів чи персоналом у випадках: а) зупину котла моноблока чи обох котлів дубль-блока; б) відключення турбіни, пов'язаного з її пошкодженнями або небезпечними порушеннями режиму роботи згідно з п.8.4.29, крім перелічення у) - недопустимого зниження температури свіжої пари чи пари після промперегріву; в) відключення турбогенератора чи трансформатора енергоблока
через внутрішнє пошкодження;
г) відключення всіх живильних помп; д) утворення наскрізних тріщин чи розриву живильного трубопроводу, паропроводу, корпусу деаератора; е) зникнення напруги на всіх приладах контролю або на пристроях дистанційного й автоматичного керування енергоблока;
ж) пожежі, що загрожує обслуговуючому персоналу чи устаткованню.
8.6.18 Експлуатація енергоблока повинна бути організована відповідно до інструкції з його експлуатації та інструкцій з експлуатації основного і допоміжного устатковання. Перелік інструкцій і самі інструкції повинні бути затверджені технічним керівником ТЕС.
Інструкція з експлуатації енергоблока повинна містити:
- поопераційні вказівки щодо пуску, ведення режимів і зупину;
- графіки-завдання зміни основних показників усіх режимів пусків і зупинів (параметрів пари, навантаження енергоблока, частоти
обертання турбіни, витрати палива чи температури газів у поворотній камері котла тощо) із вказівкою тривалості проведення основних
операцій;
- вказівки про порядок увімкнення (вимкнення) технологічних захистів і автоматичних регуляторів;
- критерії надійності устатковання;
- обсяг контролю теплового і механічного стану устатковання для забезпечення надійності режимів;
- дані про мінімальний склад використовуваних під час пуску автоматичних регуляторів;
- вказівки про недопущення відкриття арматури пускових схем, не призначеної для використання в умовах нормальної експлуатації.
8.6.19 Інструкції з експлуатації повинні бути розроблені з
урахуванням особливостей конкретного енергоблока на підставі типових інструкцій, а у разі їхньої відсутності - на підставі інструкцій і технічних умов на постачання заводів-виробників устатковання.
8.6.20 Пуском і зупином енергоблока повинен керувати начальник зміни цеху або старший машиніст, а пуском після середнього чи капітального ремонту або тривалого простоювання (понад 30 діб) начальник котлотурбінного цеху (начальник енергоблока) або його заступник.
8.6.21 Зміни проектних пускових схем на діючих енергоблоках допускаються:
- для цільових випробувань нових схемних рішень і режимів пуску, погоджених із заводами-виробниками устатковання;
- при модернізації пускових схем з метою їхнього наближення до типової пускової схеми чи для підвищення надійності і поліпшення експлуатаційних якостей.
Обсяг і порядок модернізації і зміни пускових схем енергоблоків повинні бути погоджені з Мінпаливенерго України.
8.6.22 Перед виведенням енергоблоків в оперативний стан резерву терміном понад 3 доби чи консервацію повинні бути вжиті заходи для попередження корозії металу зовнішніх поверхонь нагріву котла і внутрішніх поверхонь пароводяного тракту енергоблока згідно з 8.8.5,
чинними НД і експлуатаційними інструкціями.
8.6.23 Під час зупину енергоблока в резерв чи консервацію, після вентиляції паливні і газоходів котла протягом 10-15 хв, тягодуттьові машини повинні бути зупинені, усі шибери на газоповітропроводах, лази і лючки, а також напрямні апарати тягодуттьових машин повинні бути
щільно закриті;
Положення шиберів і напрямних апаратів тягодуттьових машин під
час простоювання енергоблока в резерві чи консервації залежать від методу підігріву поверхонь нагріву котла і регламентуються інструкцією з експлуатації.
8.6.24 Перед виведенням енергоблока в резерв чи консервацію терміном понад 30 діб необхідно провести витіснення водню з турбогенератора інертними газами (вуглекислим газом або азотом).
Операції з витіснення водню з турбогенератора і заповнення його воднем проводяться відповідно до п.12.1.43.
8.6.25 Під час перебування енергоблока в стані резерву понад 3 доби повинні бути забезпечені:
- роботоздатний стан основного і допоміжного устатковання, пи-лосистем, газоочисних установок, ЗВТ, засобів автоматики і керування;
- готовність енергоблока до пуску і включення в роботу після виведення з резерву чи консервації;
- захист від корозії внутрішніх поверхонь пароводяного тракту енергоблока, зовнішніх поверхонь нагріву котла, калориферів,
газоходів і димової труби.
8.6.26 Температура металу поверхонь нагріву котла під час перебування у резерві чи консервації повинна бути вище від температури точки роси.
Заходи для забезпечення оптимальної, за умовами корозії, температури для кожного котла й енергоблока в цілому повинні вибиратися з урахуванням конструктивних особливостей устатковання і схеми газоповітряного тракту.
8.6.27 Під час простоювання енергоблока у стані резерву допоміжне
устатковання і механізми, які забезпечують його роботоздатність, повинні періодично чи постійно знаходитись у роботі. Періодичність включення у роботу устатковання і механізмів, тривалість їхньої роботи повинні відповідати графіку, затвердженому технічним керівником електростанції.
8.6.28 Основне і допоміжне устатковання енергоблока, що перебуває в резерві чи консервації, повинно бути під контролем
оперативного персоналу.
Всі операції, що проводяться на устаткованні енергоблока, повинні
фіксуватися в оперативному журналі.
8.6.29 У зимовий період на енергоблоці, що перебуває в резерві чи консервації, повинні бути забезпечені заходи відповідно до п.8.3.44.
8.6.30 Перед введенням енергоблока у роботу після перебування в тривалому (понад 30 діб) резерві чи консервації повинні бути проведені операції з перевірки роботоздатності основного і допоміжного устатковання, механізмів і пристроїв:
- опресування і гідравлічні випробування котла;
- перевірка (настроювання) запобіжних клапанів;
- водяне промивання відповідно до вимог інструкції з пуску котла;
- перевірка і прокрутка (опробування) усього допоміжного
устатковання і механізмів;
- перевірка готовності і роботоздатності системи пилоприготування, засобів очищення поверхонь нагріву, систем
гідрозоложужелевідведення, золоочисних установок, дистанційного керування устаткованням і механізмами, ЗВТ, автоматики і захистів;
- витіснення з турбогенератора повітря інертними газами
(вуглекислотою чи азотом) і заповнення воднем.
Перед введенням енергоблока в роботу після перебування в нетривалому резерві операції з перевірки роботоздатності основного і допоміжного устатковання, механізмів і пристроїв проводяться за переліком, затвердженим технічним керівником електростанції.
8.6.31 Якщо протягом тривалого часу ЗВТ були у неробочому стані, то перед пуском енергоблока необхідно:
- ретельно оглянути ЗВТ з метою виявлення й усунення наслідків корозії (іржі) тощо, якщо це необхідно, - просушити. Огляд ЗВТ рекомендується проводити не рідше ніж один раз на 3 місяці;
- перевірити роботоздатність;
- провести, у разі необхідності, технічне і метрологічне
обслуговування відповідно до вимог технічної документації заводів-виробників.
Забезпечити в місцях установки ЗВТ температуру повітря від 1 до
40 град.С і відносну вологість не більше ніж 80 %.
8.6.32 Пуск енергоблока з резерву чи консервації після перевірки його готовності проводиться згідно з графіком-завданням пуску з
холодного стану, якщо не передбачені додаткові вимоги.

Розділ 5, Підрозділ 7
Енергоблоки АЕС

8.7.1 Енергоблоки АЕС повинні працювати в базовому режимі*. При
цьому допустима швидкість зміни потужності визначається попереднім станом РУ і регламентується технологічним регламентом безпечної експлуатації. Точність підтримання поточної потужності повинна бути не більше ніж 2 % від поточного значення.
-------------* Базовий режим роботи енергоблоків обумовлений на найближчу перспективу, в основному тим, що застосовуване для тепловиділяючих збірок (ТВЗ) у даний час ЯП не має відповідних маневрових
характеристик (величина, кількість і швидкість термоциклічного навантаження/розвантаження суворо лімітовані).

8.7.2 Під час експлуатації енергоблока повинні забезпечуватися: а) надійна і безпечна робота всього устатковання і систем; б) виконання графіка навантаження; в) оптимальне використання палива.
8.7.3 До початку проведення пуско-налагоджувальних робіт на енергоблоці адміністрація АЕС повинна мати затверджений і погоджений
органами державного регулювання ядерної та радіаційної безпеки
України технологічний регламент безпечної експлуатації енергоблока, розробку якого експлуатуюча організація повинна виконати з залученням підприємств і організацій, які брали участь у проектуванні енергоблока, а також у конструюванні і виготовленні устатковання для нього. У технологічному регламенті повинні міститися вимоги й основні прийоми безпечної експлуатації енергоблока, а також межі й умови безпечної експлуатації РУ.
8.7.4 Експлуатація енергоблока повинна бути організована відповідно до технологічного регламенту безпечної експлуатації енергоблока, інструкцій з експлуатації основного устатковання (РУ, турбіни, турбогенератора), інструкцій з експлуатації систем та іншого
устатковання енергоблока, розроблених і затверджених адміністрацією
АЕС на підставі технологічного регламенту, документації розробників
устатковання і проектних організацій, інструкцій і технічних умов на постачання устатковання заводів-виробників, відкоректованих за результатами введення енергоблока в експлуатацію.
Інструкції з експлуатації повинні містити:
- поопераційні вказівки щодо пуску, ведення режимів і зупину;
- графіки-завдання зміни основних показників режимів пусків і зупинів (параметрів пари, навантаження РУ перед пуском (поштовхом) і перед зупином турбіни, частоти обертання турбіни, величини і
швидкості навантаження енергоблока, ступенів витримки на потужності тощо) із вказівкою тривалості проведення основних операцій;
- вказівки про порядок вмикання (вимикання) технологічних захистів і автоматичних регуляторів;
- критерії надійності устатковання;
- обсяг контролювання теплового і механічного стану устатковання для ведення режимів роботи;
- дані про мінімальний склад використовуваних під час пуску автоматичних регуляторів;
- вказівки про недопущення відкриття арматури пускових схем, не призначеної для використання в умовах нормальної експлуатації.
Технологія і графіки-завдання пуску енергоблока повинні бути вибрані з урахуванням вихідного теплового стану турбіни.
8.7.5 Під час приймання в експлуатацію енергоблока повинні бути
отримані від проектної (наукової) організації:
- теплофізичний регламент, що містить основні теплофізичні,
гідродинамічні і ядерно-фізичні характеристики ЯР;
- картограму першого робочого завантаження активної зони;
- характеристики пускових станів органів системи керування і захистів (СКЗ);
- диференціальні й інтегральні характеристики ефективності СКЗ.
8.7.6 Під час експлуатації енергоблока повинні дотримуватися
умови і вимоги Правил, вимоги заводів-виробників стосовно конкретного складу устатковання енергоблока.
8.7.7 Пуск енергоблока забороняється у випадках: а) наявності умов, за яких забороняється пуск основного і допоміжного устатковання; б) несправності будь-якого з технологічних захистів, що діють на зупин устатковання енергоблока; в) несправності пристроїв дистанційного керування оперативними регулювальними органами, а також арматурою, яка використовується під
час ліквідації аварійних ситуацій;
г) неготовності до включення БЗУ; д) неготовності протипожежних засобів; е) пошкодження опор і пружинних підвісок трубопроводів свіжої пари, живильної води і двофазного середовища.
8.7.8 Трубопроводи свіжої пари наново введеного в експлуатацію енергоблока після монтажу повинні бути очищені від механічних забруднень до завантаження активної зони ЯП шляхом проведення їхньої продувки від парогенераторів до стопорно-регулювальних клапанів за затвердженою експлуатуючою організацією АЕС програмою.
8.7.9 Керівництво пуском енергоблока повинно здійснюватися відповідно до інструкцій з експлуатації основного устатковання і вимог п.10.2.10.
8.7.10 Під час експлуатації енергоблока всі резервні агрегати і системи повинні бути в стані готовності до роботи і, якщо це передбачено проектом, - до автоматичного увімкнення. Порядок і умови виведення устатковання і систем з резерву повинні визначатися інструкціями з експлуатації.
8.7.11 Перехід із працюючого на резервне устатковання повинен здійснюватися періодично за графіками, затвердженими технічним керівником АЕС.
Перевірки захистів і блоківок устатковання, які не можуть бути проведені на енергоблоці в робочому режимі, повинні передбачатися
графіками в періоди зупину енергоблока. Як правило, перевірка захистів і блоківок повинна здійснюватися видачею імпульсу на їхнє спрацювання з повною роботою всього кола, у тому числі включення
устатковання, відкриття арматури тощо.
8.7.12 Для реалізації під час експлуатації можливості протиаварійного керування потужністю турбіни чи режимів переведення енергоблока на навантаження ВП під впливом протиаварійної автоматики, а також у разі відключення турбогенератора від мережі
через зовнішні пошкодження відповідні системи автоматичного керування й устатковання повинні бути в справному стані.
8.7.13 Технологія зупину енергоблока для ремонту повинна вибиратися залежно від характеру і мети ремонту.
8.7.14 Технічне опосвідчування устатковання і трубопроводів енергоблока повинно проводитися в терміни, установлені ПНАЭ Г-7-008
"Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок" (далі ПНАЭ Г-7-008).

Розділ 5, Підрозділ 8
Водопідготовка та водно-хімічний режим

Розділ 5, Підрозділ 8, Глава 1
Загальні положення

8.8.1.1 Режим експлуатації водопідготовчих установок та водно-хімічний режим повинні забезпечити роботу ТЕС, АЕС, ДТ і теплових мереж без пошкоджень і зниження економічності роботи
устатковання, зумовлених корозією внутрішніх поверхонь во-допідготовчого, теплоенергетичного та мережного устатковання, без
утворення накипу і відкладень на теплообмінних поверхнях, відкладень
у протічній частині турбін, шламу в устаткованні та трубопроводах.
8.8.1.2 Організацію і контроль водно-хімічного режиму роботи
устатковання повинен проводити персонал хімічного цеху (лабораторії або відповідного підрозділу) ТЕС, АЕС, ДТ і підприємств, які експлуатують теплові мережі.
Включення в роботу та відключення будь-якого устатковання, що може погіршити якість води та пари, повинно бути узгоджене з хімічним
цехом (лабораторією чи відповідним підрозділом).
Внутрішні огляди устатковання, відбирання проб відкладень, вирізки зразків труб, складання актів огляду, а також розслідування технологічних порушень та неполадок, пов'язаних із водно-хімічним режимом, повинен виконувати персонал відповідного технологічного цеху за участю персоналу хімічного цеху (лабораторії чи відповідного підрозділу).
Будь-які зміни проектних схем та конструкцій устатковання, що можуть впливати на роботу водопідготовчих установок та установок для очищення конденсатів, а також на водно-хімічний режим ТЕС, АЕС,
ДТ, теплових мереж повинні узгоджуватись з хімічною службою енергокомпанії.
8.8.1.3 Застосування нових методів водопідготовки та водно-хімічних режимів повинно узгоджуватись з Мінпаливенерго
України, а для АЕС - з органами державного регулювання ядерної та радіаційної безпеки.

Розділ 5, Підрозділ 8, Глава 2
Водопідготовка і корекційна обробка води

8.8.2.1 Водопідготовчі установки повинні забезпечувати компенсацію втрат пари і води добавочною водою, встановлених норм якості, як в пускових і стаціонарних режимах, так і в режимах порушення нормальної роботи устатковання ТЕС, АЕС ДТ, теплових мереж.
8.8.2.2 Водопідготовчі установки з усім допоміжним
устаткованням, а також склади реагентів, повинні бути змонтовані та здані для пускового налагодження за 2 місяці до початку передпускового очищення теплоенергетичного устатковання.
Установки для очищення конденсату турбін та забруднених конденсатів, а також установки корекційної обробки води повинні бути змонтовані та здані для пускового налагодження за 2 місяці до пуску енергоблока (котла, РУ) та включені в роботу під час його пуску.
Загальностанційні баки запасу знесоленої води і конденсату повинні бути змонтовані з нанесенням на них антикорозійного покриття до початку передпускового очищення устатковання першого енергоблока
(котла, РУ) електростанції.
На АЕС готовність установок Очищення додаткової води, забруднених і стічних вод з допоміжним устаткованням, очищення конденсату турбін, забруднених конденсатів, продувної води, радіоактивних вод, корекційної обробки води, готовність загальностанційних баків знесоленої води та конденсату до відповідних етапів (підетапів) введення енергоблока в експлуатацію визначається програмою введення енергоблока АЕС в експлуатацію.
8.8.2.3 Пристрої механізації та автоматизації технологічних процесів водопідготовки, очищення конденсату, а також корекційної
обробки води та прилади автоматичного хімічного контролю повинні бути включені в роботу під час пуску відповідних установок та агрегатів.
8.8.2.4 Експлуатація устатковання, трубопроводів та арматури
установок водопідготовки та очистки конденсату, а також будівельних конструкцій, поверхні яких контактують з корозійно-активним середовищем, допускається за умови наявності на цих поверхнях антикорозійного покриття, або у разі виготовлення їх з корозійностійких матеріалів.
Устатковання і трубопроводи установок для обробки радіоактивних вод АЕС повинні виготовлятись з матеріалів, стійких до дії корозійно-активного середовища, радіоактивних забруднень та матеріалів, які придатні для їхньої дезактивації. Арматура, імпульсні
лінії та давачі ЗВТ і автоматики, які використовуються в таких
установках, повинні виготовлятися з нержавіючої сталі.
8.8.2.5 Ремонт устатковання водопідготовчих установок, установок для очищення конденсатів та корекційної обробки води повинен проводитись з періодичністю, затвердженою технічним керівником енергооб'єкта, але не рідше ніж один раз на 10 років. Вимірювання рівня фільтрувальних матеріалів - не рідше ніж один раз на рік.
Довантаження фільтрувальних матеріалів проводити згідно з
установленими нормами.
8.8.2.6 На енергоблоках надкритичного тиску дозволяється застосування таких водно-хімічних режимів: гідразинно-аміачного, нейтрально-кисневого, киснево-аміачного, гідразинного у разі дотримання умов, передбачених НД.
8.8.2.7 На котлах з природною циркуляцією повинно проводитись
фосфатування котлової води шляхом дозування фосфатного розчину в барабан котла. За необхідністю повинно коректуватися значення рН котлової води розчином їдкого натру. На котлах тиском 40-100кгс/кв.см
(4-10 МПа) дозволяється застосування трилонної обробки котлової води замість фосфатування.
8.8.2.8 На котлах тиском 70 кгс/кв.см (7 МПа) та вище обробка конденсату або живильної води повинна проводитись лише гідразином,
окрім котлів з кисневим водно-хімічним режимом та котлів з відпуском пари на підприємства харчового, мікробіологічного, фармацевтичного виробництва, де чинна заборона санітарних органів на присутність
гідразину в парі.
8.8.2.9 На котлах тиском 70 кгс/кв.см (7 МПа) за необхідності
глибокого вилучення кисню з живильної води в доповнення до термічної аерації можна проводити обробку живильної води сульфатом натрію або
гідразином.
8.8.2.10 Необхідні значення рН живильної води повинні підтримуватися введенням аміаку.
8.8.2.11 На енергоблоках АЕС з водоводяними енергетичними реакторами (ВВЕР) повинна проводитися обробка живильної води парогенераторів і конденсату турбін аміаком, гідразином, морфолі-ном або іншими аміновмісними реагентами, застосування яких узгоджене в
установленому порядку.
У випадку зниження рН продувної води парогенераторів нижче від нормованої величини допускається дозування в живильну воду гідроксиду
літію або іншого реагента, узгодженого з органами державного регулювання ядерної та радіаційної безпеки.

Розділ 5, Підрозділ 8, Глава 3
Хімічний контроль

8.8.3.1 Хімічний контроль повинен забезпечувати:
- своєчасне виявлення порушень режимів роботи водопідготовчого, теплотехнічного та тепломережного устатковання, які призводять до корозії, утворення накипу та відкладень;
- визначення з необхідною точністю та періодичністю всіх нормованих проектом та НД показників якості технологічних середовищ
ТЕС, АЕС та інших теплоенергетичних підприємств;
- визначення якості або складу води, пари, конденсату, відкладень, реагентів, консервуючих та промивних розчинів, палива,
жужелі, золи, газів, олив та стічних вод;
- перевірку загазованості виробничих приміщень, баків, колодязів, каналів та інших об'єктів;
- визначення складу, кількості шкідливих викидів ТЕС, АЕС, ДТ в атмосферу;
- контроль за станом устатковання, яке перебуває у тривалому резерві та консервації.
8.8.3.2 Експлуатація електростанції може бути дозволена тільки після оснащення експрес-лабораторії та центральної лабораторії пристроями та приладами для проведення в повному обсязі вказаного вище хімічного контролю.
8.8.3.3 Усі турбіни тиском свіжої пари від 90 до 240 кгс/кв.см
(від 9 до 24 МПа) повинні бути оснащені автоматичним хімконтролем за якістю свіжої пари перед турбіною щодо вмісту натрію, значення рН і електропровідності.
8.8.3.4 На усіх контрольованих ділянках пароводяного тракту повинні бути встановлені пробовідбірники води та пари з
холодильниками для охолодження проб до 20-40 град.С. Усі лінії відбору проб і поверхні охолодження холодильників повинні виготовлятись з нержавіючої сталі.
На ТЕС з енергоблоками потужністю 200 МВт і більше та на ТЕЦ з агрегатами потужністю 50 МВт і більше лінії відбору проб повинні виводитись у спеціальне приміщення, яке має вентиляцію і примикає до експрес-лабораторії.
На АЕС чисті й забруднені проби виводяться в окремі ізольовані приміщення.
8.8.3.5 В доповнення до внутрішнього огляду устатковання повинен бути організований контроль стану внутрішніх поверхонь устатковання за вирізаними зразками труб, взятими пробами відкладень, випробуванням зразків-індикаторів корозії.
Місця та періодичність вирізок зразків труб повинні визначатися відповідно до чинних НД.
На підставі внутрішнього огляду устатковання та оцінки кількості і хімічного складу відкладень повинен бути складений акт про стан внутрішньої поверхні устатковання, про необхідність проведення експлуатаційного хімічного очищення або вживання інших заходів для попередження корозії та утворення відкладень.

Розділ 5, Підрозділ 8, Глава 4
Норми якості пари та води

8.8.4.1 Якість пари прямотокових котлів повинна відповідати нормам* : натрій, не більше ніж.........................5 мкг/куб.дм; кремнієва кислота, не більше ніж..............15 мкг/куб.дм; питома електропровідність, не більше ніж .....0,3 мкСм/см; значення рН, не менше ніж ....................7,5.
Для нейтрально-кисневого водно-хімічного режиму допускається значення рН не менше ніж 6,5.
--------------
* Норми якості пари та води тут та нижче за вмістом натрію, заліза, міді і аміаку відображають сумарну кількість відповідно Nа,
Fе, Сu, NH3, які входять до складу різних сполук, за вмістом кремнієвої кислоти в перерахунку на SіO2, фосфатів - у перерахунку на
-3
РO ; питома електропровідність приведена для Н-катіонованої проби
4 або дегазованої проби в перерахунку на температуру 25 град.С, значення рН - також в перерахунку на температуру 25 град.С.

8.8.4.2 Якість живильної води прямотокових котлів повинна відповідати нормам: загальна твердість, не більше ніж ............0,2 мкг-екв/куб.дм; натрій, не більше ніж.........................5 мкг/куб.дм; кремнієва кислота, не більше ніж..............15 мкг/куб.дм; залізо, не більше ніж.........................10 мкг/куб.дм; розчинений кисень у кисневих режимах .........100-200 мкг/куб.дм; питома електропровідність, не більше ніж .....0,2 мкСм/см; мідь у воді перед деаератором, не більше ніж...5 мкг/куб.дм**; розчинений кисень у воді після деаератора
(у разі відсутності кисневих режимів), не більше ніж..................................10 мкг/куб.дм; значення рН у режимах:
гідразинно-аміачному...........................9,1±0,1;
гідразинному ..................................7,7±0,2; киснево-аміачному..............................8,5±0,2; нейтрально-кисневому...........................7,0±0,5;
гідразин, мкг/куб.дм у режимах:
гідразинно-аміачному ..........................20-60;
гідразинному ..................................80-100; під час пуску та зупину........................до 3000; вміст нафтопродуктів у конденсаті
(до конденсатоочистки), не більше ніж..........0,1 мг/куб.дм.
-------------** У разі оснащення у кондесатно-живильному тракті всіх теплообмінників трубками з нержавіючої сталі або іншими корозійно-стійкими матеріалами - не більше ніж 2 мкг/куб.дм.

8.8.4.3 На ТЕС з прямотоковими котлами тиском пари 140 кгс/кв.см
(14 МПа), де проектом не було передбачене очищення всього конденсату,
що виводиться з конденсатозбірника турбіни, допускається вміст натрію
у живильній воді та парі у разі роботи котлів не більше ніж 10 мкг/куб.дм, загальна твердість живильної води повинна бути не більше ніж 0,5 мкг-екв/куб.дм, а вміст у ній заліза - до 20 мкг/куб.дм.
Для прямотокових котлів тиском 100 кгс/кв.см (10 МПа) і менше норми якості живильної води, пари та конденсату турбін під час роботи котлів повинні бути встановлені енергокомпанією або спеціалізованою
організацією на основі досвіду експлуатації.
8.8.4.4 Якість теплоносія першого і другого контура енергоблоків
АЕС з ВВЕР повинна відповідати вимогам чинних галузевих НД, які регламентують технічні вимоги до якості і способи її забезпечення.
8.8.4.5 Під час пуску енергоблока з прямотоковим котлом технологія вилучення забруднень з пароводяного тракту повинна відповідати чинним НД залежно від тривалості попереднього простоювання енергоблока, а також з урахуванням тривалості попередньої робочої кампанії та обсягу ремонтних робіт на поверхнях нагріву котла.
Технологія вилучення забруднень з пароводяного тракту під час пуску прямотокового котла тиском 100 кгс/кв.см (10 МПа) та менше повинна бути встановлена енергокомпанією або спеціалізованою
організацією на основі досвіду експлуатації.
8.8.4.6 Під час пуску енергоблока з прямотоковим котлом після доведення навантаження до заданого диспетчерським графіком або під
час підключення другого котла дубль-блока протягом перших двох діб допускається перевищення не більше ніж на 50 % питомої електропровідності пари, а також вмісту в ній натрію та кремнієвої кислоти, а у живильній воді - питомої електропровідності, загальної твердості, вмісту натрію, кремнієвої кислоти, заліза і міді. У цьому випадку у першу добу вміст заліза і кремнієвої кислоти допускається до 50 мкг/куб.дм кожного з цих складників.
Під час пуску енергоблока з прямотоковим котлом після капітального, середнього ремонту і консервації перевищення норм не більше ніж на 50 % допускається протягом 4 діб. У цьому випадку протягом першої доби вміст заліза і кремнієвої кислоти допускається до 100 мкг/куб.дм кожного із цих складників.
8.8.4.7 Середня з усіх точок відбору якість насиченої пари котлів з природною циркуляцією, а також якість перегрітої пари після усіх пристроїв для регулювання її температури повинна відповідати нормам, наведеним у таблиці 8.10.
Таблиця 8.10
Нормативні значення вмісту натрію в парі котлів

|-------------------------------------------------------------------|

| Найменування параметра | Значення |

|-------------------------------------------------------------------|

| Номінальний тиск пари за котлом, | | | |

| кгс/кв.см (МПа ) | 40(4) | 100(10) | 140(14) |

|-------------------------------------------------------------------|

| Вміст натрію, мкг/куб.дм, | | | |

| не більше ніж: | | | |

| для ТЕС конденсаційних | 60 | 15 | 5 |

| для ТЕЦ | 100 | 25 | 5 |

| для інших джерел теплопостачання | не нормується |

|-------------------------------------------------------------------|
Вміст кремнієвої кислоти для котлів тиском 70 кгс/кв.см (7 МПа) та вище на конденсаційних ТЕС повинен бути не більше ніж 15 мкг/куб. дм, на ТЕЦ - до 25 мкг/ куб.дм.
Значення рН для котлів усіх тисків повинно бути не менше ніж 7,5.
Питома електропровідність повинна бути:
- для котлів тиском 100 кгс/кв.см (10 МПа) не більше ніж 0,5 мкСм/см для дегазованої Н-катіонованої проби або 1,5 мкСм/см для
Н-катіонованої;
- для котлів тиском 140 кгс/кв.см (14 МПа) не більше ніж 0,3 мкСм/см для дегазованої Н-катіонованої проби або 1,0 мкСм/см для
Н-катіонованої.
8.8.4.8 Якість живильної води котлів з природною циркуляцією повинна відповідати нормам, наведеним у таблиці 8.11.
Вміст натрію в живильній воді для котлів тиском 140 кгс/кв.см (14
МПа) повинен бути не більше ніж 50 мкг/куб.дм. На ТЕЦ, у разі потреби, допускається коректування норм вмісту натрію в живильній воді за результатами теплохімічних випробувань, виконаних спеціалізованою
організацією, якщо на ТЕЦ не встановленні газощільні або інші котли з підвищеними локальними тепловими навантаженнями екранів, а також якщо регулювання температури перегріву пари здійснюється впорскненням власного конденсату.
Питома електропровідність Н-катіонованої дроби живильної води для котлів тиском 140 кгс/кв.см (14 МПа) повинна бути не більше ніж 1,5 мкСм/см.
Допускається з дозволу енергокомпанії відповідне коректування норми питомої електропровідностіу випадку коректування норми вмісту натрію у живильній воді.
Таблиця 8.11
Нормативні значення якості живильної води котлів з природною циркуляцією
|-------------------------------------------------------------------|

| Найменування параметра | Значення |

|-------------------------------------------------------------------|

| Номінальний тиск пари за котлом, | | | |

| кгс/кв.см (МПа) | 40(4) | 100(10) | 140(14) |

|-------------------------------------------------------------------|

| Загальна твердість, мкг-екв/куб.дм,| | | |

| не більше ніж, для котлів: | | | |

| на рідкому паливі | 5 | 1 | 1 |

| на інших видах палива | 10 | 3 | 1 |

|-------------------------------------------------------------------|

| Вміст заліза, мкг/куб.дм, не більше| | | |

| ніж, для котлів: | | | |

| на рідкому паливі | 50 | 20 | 20 |

| на інших видах палива | 100 | 30 | 20 |

|-------------------------------------------------------------------|

| Вміст міді у воді перед деаерато- | | | |

| ром, мкг/куб.дм, не більше ніж, | | | |

| для котлів: | | | |

| на рідкому паливі | 10 | 5 | 5 |

| на інших видах палива | не норму-| 5 | 5 |

| | ється | | |

|-------------------------------------------------------------------|

| Вміст розчиненого кисню у воді | | | |

| після деаератора, мкг/куб.дм, | 20 | 10 | 10 |

| не більше ніж | | | |

|-------------------------------------------------------------------|

| Вміст нафтопродуктів, мг/куб.дм, | | | |

| не більше ніж | 0,5 | 0,3 | 0,3 |

|-------------------------------------------------------------------|

| Значення рН* | 8,5+-9,5 |9,1+-10,1| 9,1+-0,1|

|-------------------------------------------------------------------|

| Номінальний тиск пари за котлом, | | | |

| кгс/кв.см (МПа) | 70-100(7,0-10,0) |140(14,0)|

|-------------------------------------------------------------------|

| Вміст кремнієвої кислоти, | |

| мкг/куб.дм, не більше ніж: | |

| для ТЕС та опалювальних ТЕЦ | 80 | 30 |

| | Встановлюється |

| для ТЕЦ з виробничим відбором пари| теплохімічними | 60 |

| | випробуваннями | |

|-------------------------------------------------------------------|
* У разі поповнення втрат пари та конденсату хімічно очищеною водою допускається підвищення рН до 10,5.

Вміст гідразину (у разі оброблення води гідразином) повинен становити від 20 до 60 мкг/куб.дм; у період пуску та зупину котла допускається вміст гідразину до 3000 мкг/куб.дм.
Вміст аміаку (вільного та в сполуках) повинен бути не більше ніж
1000 мкг/куб.дм; в окремих випадках з дозволу енергокомпанії допускається збільшення вмісту аміаку до величини, що забезпечує дотримання необхідного значення рН пари, але яке не призводить до перевищення норм вмісту в живильній воді міді.
Вміст вільного сульфіту (у разі сульфітування) повинен бути не більше ніж 2 мг/куб.дм.
Сумарний вміст нітратів і нітритів для котлів тиском 140 кгс/ кв.см (14 МПа) повинен бути не більше ніж 20 мкг/ куб.дм; для котлів тиском 100 кгс/кв.см (10 МПа) і менше допустимий вміст нітратів і нітритів повинен бути встановлений енергокомпанією на підставі набутого досвіду експлуатації з метою забезпечення безаварійної та економічної роботи устатковання, у цьому випадку для котлів тиском 70 кгс/кв.см (7 МПа) і менше вміст нітратів не нормується.
8.8.4.9 Якість живильної води і пари котлів з природною
циркуляцією тиском до 40 кгс/кв.см (4 МПа) повинна відповідати ГОСТ
20995 "Котлы паровые стационарные давлением до 3,9 МПа. Показатели качества питательной воды и пара". Для електростанцій та ДТ, на яких встановлені котли з тиском пари, що відрізняється від стандартизованих значень, норми якості пари та живильної води повинні бути скоректовані енергокомпанією.
8.8.4.10 Норми якості котлової води, режими неперервного та періодичного продування повинні бути встановленні на підставі теплохімічних випробувань, проведених спеціалізованою організацією, з врахуванням вимог інструкцій заводу-виробника котла та типових інструкцій з ведення водно-хімічного режиму. Теплохімічні випробування котлів повинні проводитись також після модернізації і капітальних ремонтів.
8.8.4.11 Якість котлової води котлів з природною циркуляцією повинна задовольняти норми, наведені в таблиці 8.12.
Допускається коректування норм якості котлової води на ТЕЦ за результатами теплохімічних випробувань.
Таблиця 8.12
Нормативні значення якості котлової води котлів з природною циркуляцією

|-------------------------------------------------------------------|

| Найменування | Значення |

| параметра | |

|-------------------------------------------------------------------|

| Номінальний тиск | 40(4) | 100(10) 140(14) |

| пари за котлом, |------------------------------------------------|

| кгс/кв.см (МПа) |чистий|сольовий|чистий|сольовий|чистий |сольовий|

| |відсік| відсік |відсік| відсік |відсік | відсік |

|-------------------------------------------------------------------|

| Значення рН | >=9,3| <=11,8 | >=9,3| <=11,2 |9,0-9,5| <=10,5 |

|-------------------------------------------------------------------|

| Відносна | <=20* | <=50 | <=30 |

| лужність, % | <=50** | | |

|-------------------------------------------------------------------|

| Співвідношення | | | Лфф= |

| лужності | Лфф >=0,5Лзаг | Лфф >=0,5Лзаг | =(0,2-0,5)Лзаг |

|-------------------------------------------------------------------|

| Вміст фосфатів, | 2-6 | | 2-6 | <= 30 |0,5-2,0| <= 12 |

| мг/куб.дм | | | | | | |

|-------------------------------------------------------------------|
* Для котлів з барабанами, які мають клепані з'єднання.
** Для котлів зі зварними барабанами і кріпленнями труб вальцюванням.

8.8.4.12 Під час пуску енергоблока з котлом з природною циркуляцією тиском 140 кгс/кв.см (14 МПа) до моменту досягнення тиску в барабані котла 90 кгс/кв.см (9 МПа) допускається перевищення експлуатаційних норм щодо твердості і кремнієвої кислоти не більше ніжна 100 %.
У перші 3 доби з моменту досягнення номінальних параметрів перевищення експлуатаційних норм щодо заліза, міді, кремнієвої кислоти, загальної твердості допускається не більше ніж на 50 %.
Під час пуску енергоблока з барабанним котлом після капітального, середнього ремонту і консервації перевищення норм не більше ніж на 50
% допускається потягом 4 діб.
8.8.4.13 Під час неперервного продування котла витрата продувної води повинна вимірюватися витратоміром і підтримуватися у таких межах:
- для усталеного режиму і поповнення втрат знесоленою водою або дистилятом випарників - не більше ніж 1 % і не менше ніж 0,5 % продуктивності котяа, а коли поповнюються втрати хімічно очищеною водою - не більше ніж 3 % і не менше ніж 0,5 %; у разі пуску котла після монтажу, ремонту або простоювання в резерві допускається збільшення продування до 2-5 %; тривалість роботи котла із збільшеним продуванням повинна бути встановлена хімічним цехом (лабораторією або відповідним підрозділом);
- у разі високої мінералізації вхідної води, великому неповертанні конденсату від споживачів допускається збільшення розмірів продування до 5 %.
Періодичні продування котлів з нижніх точок повинні проводитися під час кожного пуску та зупину котла, а також під час роботи котла за графіком, розробленим електростанцією чи службами енергокомпанії з урахуванням місцевих умов.
8.8.4.14 Для енергоблоків АЕС у разі роботи в стаціонарному режимі і дотриманні норми якості робочого середовища другого контура витрата неперервного продування кожного парогенератора повинна становити не менше ніж 0,5 % його паропродуктивності.
Періодичне продування кожного парогенератора в стаціонарному режимі і у разі дотримання норм якості робочого середовища проводиться з витратою не менше від 1 % паропродуктивності парогенератора з періодичністю не рідше ніж один раз на добу і тривалістю не менше ніж 1 год для кожного парогенератора.
Продування в разі порушення норм або тенденції до порушення норм проводиться згідно з експлуатаційними інструкціями з максимально можливою витратою до усунення порушення.
8.8.4.15 Режим продування котлів промислових та опалювальних котелень підтримується згідно з інструкціями заводів-виробників з
урахуванням місцевих умов експлуатації.
8.8.4.16 Якість води, яка використовується для впорскнення під
час регулювання температури перегрітої пари, повинна бути такою, щоб якість перегрітої пари відповідала нормам.
8.8.4.17 У випадку погіршення якості пари прямотокових котлів тиском 255 кгс/кв.см (25 МПа): причина збільшення питомої електропровідності до 0,5 мкСм/см, вмісту сполук натрію до 10 мкг/куб.дм повинна бути усунена не пізніше ніж за 72 год;
- причина збільшення питомої електропровідності від 0,5 до 1,0 мкСм/см, вмісту натрію від 10 до 15 мкг/куб.дм повинна бути усунена не пізніше ніж за 24 год;
- якщо вказані порушення неможливо усунути протягом відповідно 72 та 24 год, а також у разі збільшення питомої електропровідності понад
1,0 мкСм/см, вмісту натрію понад 15 мкг/ куб.дм або зниженні рН нижче від 5,5 турбіна повинна бути зупинена протягом 24 год за рішенням технічного керівника електростанції з повідомленням диспетчера енергосистеми.
8.8.4.18 У випадку погіршення якості пари котлів з природною
циркуляцією:
- причина перевищення норм натрію, кремнієвої кислоти, питомої електропровідності не більше ніж у два рази повинна бути усунена за
72 год;
- причина перевищення норм вмісту натрію, кремнієвої кислоти, питомої електропровідності від двох до чотирьох разів повинна бути
усунена за 24 год;
- якщо вищевказані порушення неможливо усунути відповідно за 72 та 24 год, а також у разі перевищення норм вмісту натрію, кремнієвої кислоти і питомої електропровідності більше ніж у чотири рази або зниженні рН нижче від 5,5 турбіна на блочних електростанціях або котел на електростанціях з поперечними зв'язками повинні бути зупинені протягом 24 год за рішенням технічного керівника електростанції з повідомленням диспетчера енергосистеми.
8.8.4.19 У випадку погіршення якості живильної води котлів з природною циркуляцією:
- причина перевищення норм загальної твердості, кремнієвої кислоти, натрію не більше ніж у два рази повинна бути усунена за 72
год;
- причина перевищення норм загальної твердості від двох до п'яти разів, кремнієвої кислоти, натрію більше ніж у два рази повинна бути
усунена за 24 год;
- якщо неможливо усунути вказані порушення відповідно за 72 та 24
год, а також при перевищені норм загальної твердості більше ніж у п'ять разів, котел повинен бути зупинений протягом 4 год за рішенням технічного керівника електростанції з повідомленням диспетчера енергосистеми.
До усунення причин порушення якості живильної води збільшуються безперервне і періодичне продування та частота контролю якості пари, а у разі перевищення норм вмісту загальної твердості проводиться посилене фосфатування котлової води. У цьому випадку для котлів 140 кгс/кв.см (14 МПа) допускається збільшення надлишку фосфатів до 12 мг/куб.дм.
У випадку зниження у котловій воді значення рН нижче ніж 7,5 та неможливості підвищення його шляхом дозування їдкого натру або
усунення причин порушення, котел повинен бути негайно зупинений.
8.8.4.20 Якість конденсату турбін після конденсатних помп першого ступеня електростанцій з прямотоковими котлами тиском 140-255 кгс/кв. см (14-25 МПа) повинна відповідати нормам і не перевищувати:
- 0,5 мкг-екв/куб.дм для загальної твердості; у випадку очищення
100 % конденсату, який відводиться з конденсатозбірника турбіни, допускається тимчасове підвищення вказаної норми на термін до 4 діб за умови дотримання норм якості живильної води;
- 0,5 мкСм/см для питомої електропровідності;
- вміст розчиненого кисню після конденсатних помп 20 мкг/куб.дм; для теплофікаційних енергоблоків, які працюють на кисневому водно-хімічному режимі, - 50 мкг/куб.дм.
8.8.4.21 Якість конденсату турбін енергооб'єктів з котлами з природною циркуляцією, повинна відповідати нормам, наведеним у таблиці 8.13.
Таблиця 8.13
Нормативні значення загальної твердості конденсату турбін енергооб'єктів з котлами з природною циркуляцією

|-------------------------------------------------------------------|

| Найменування параметра | Значення |

|-------------------------------------------------------------------|

| Номінальний тиск після котла, | | | |

| кгс/кв.см (МПа) | 40(4) | 100(10) | 140(14) |

|-------------------------------------------------------------------|

| Загальна твердість, мкг-екв/куб.дм,| | | |

| не більше ніж, для котлів: | | | |

| на рідкому паливі | 5 | 1 | 1 |

| на інших видах палива | 10 | 3 | 1 |

|-------------------------------------------------------------------|
Вміст розчиненого кисню після конденсатних помп повинен бути не більше ніж 20 мкг/куб.дм.
Норми якості робочого середовища для заповнення парогенераторів
АЕС, живильної і продувної води в період гідравлічних випробувань, пусків, зупину та під час роботи енергоблока повинні відповідати нормам чинних галузевих НД, які регламентують технічні вимоги до якості і способи її забезпечення.
8.8.4.22 Якість знесоленої води з баків запасу для підживлення прямотокових котлів повинна відповідати нормам і не перевищувати: загальна твердість............................0,2 мкг-екв/куб.дм; вміст кремнієвої кислоти......................20 мкг/куб.дм; вміст натрію..................................15 мкг/куб.дм; питома електропровідність ....................0,5 мкСм/см.
Якість знесоленої води для підживлення котлів з природною циркуляцією тиском 140 кгс/кв.см (14 МПа) повинна відповідати нормам і не перевищувати: загальна твердість..............................1 мкг-екв/куб.дм; вміст кремнієвої кислоти........................100 мкг/куб.дм; вміст натрію....................................80 мкг/куб.дм; питома електропровідність.......................2,0 мкСм/см.
В окремих випадках норми якості знесоленої води можуть бути скоректовані енергокомпаніями залежно від місцевих умов (якості вхідної води, схеми водопідготовчої установки, типу фільтрувальних матеріалів, частки знесоленої води в балансі живильної) за умови дотримання норм якості живильної води.
Якість додаткової води для підживлення барабанних котлів тиском
100 кгс/кв.см (10 МПа) та нижче, а також якість внутрішньостан-ційних складових живильної води прямотокових та барабанних котлів
(конденсати регенеративних, мережних та інших підігрівників, вод дренажних баків, баків нижніх точок, баків запасу конденсату та інших потоків) повинна бути такою, щоб забезпечувалось дотримання норм якості живильної води. У разі забрудненості внутріш-ньостанційних складових живильної води, яка зумовлює порушення норм, вони повинні бути очищені або виведені з циклу.
При відмиванні парової частини ПВТ допускається збільшенні питомої електропровідності дренажних вод ПВТ до 0,25 мкСм/см протягом
2 діб.
8.8.4.23 У разі зниження лужності вхідної води
Н-Nа-катіонуванням або підкисленням, залишкова загальна лужність
хімічно очищеної води повинна бути в межах від 0,2 до 0,8 мг-екв/куб. дм.
8.8.4.24 У разі появи у вхідній воді або тракті водопідготовчої
установки бактерій, які призводять до утворення нітритів, повинна проводитися періодична обробка трубопроводів вхідної води і
фільтрувальних матеріалів освітлювальних фільтрів розчином хлорного вапна.
8.8.4.25 Якість дистиляту випарників, призначених для поповнення втрат пари та конденсату повинна відповідати таким нормам: вміст натрію - не більше ніж 100 мкг/куб.дм, вільної вуглекислоти - не більше ніж 2 мг/куб.дм.
Дистилят випарників, який використовується для живлення прямотокових котлів, повинен бути додатково очищений до приведених вище норм якості знесоленої води для підживлювання котлів.
8.8.4.26 Якість живильної води випарників, призначених для поповнення втрат пари та конденсату, повинна відповідати таким нормам: загальна твердість, не більше ніж..............30 мкг-екв/куб.дм; загальна твердість при солевмісті вхідної води більше 2000 мг/куб.дм, не більше ніж ...................75 мкг-екв/куб.дм; вміст кисню, не більше ніж.....................30 мкг/куб.дм; вміст вільної вуглекислоти ....................0.
В окремих випадках на підставі досвіду експлуатації за дозволом енергокомпанії норми якості живильної води можуть бути скоректовані.
У разі живлення випарників водою із загальним солевмістом понад
2000 мг/куб.дм допускається фосфатування.
Норми якості конденсату випарників та режим продування повинні бути встановлені на підставі інструкцій заводу-виробника випарника, типових інструкцій з ведення водно-хімічного режиму або результатів теплохімічних випробувань, проведених відповідними службами енергокомпанії або спеціалізованими організаціями.
8.8.4.27 Якість конденсату, який повертається з виробництва, повинна відповідати таким нормам і не перевищувати: загальна твердість ............................50 мкг-екв/куб.дм; вміст заліза...................................100 мкг/куб.дм; вміст міді.....................................20 мкг/куб.дм; вміст кремнієвої кислоти.......................120 мкг/куб.дм; значення рН....................................8,5-9,5; перманганатна окислювальність..................5 мгО2/куб.дм; вміст нафтопродуктів...........................0,5 мг/куб.дм.
Конденсат, який повертається, не повинен містити потенційно кислих та лужних сполук, наявність яких призводить до відхилення значення рН котлової води від встановлених норм більше ніж на 0,5
одиниці в незмінному режимі корекційної обробки фосфатами або
фосфатами і їдким натром. У разі наявності в конденсаті, який повертається, потенційно кислих або лужних сполук, він не повинен прийматися електростанцією.
Якщо якість конденсату, який повертається на електростанцію, не відповідає нормам якості живильної води, повинно бути передбачене його очищення до цих норм.
8.8.4.28 Якість води для підживлення теплових мереж повинна відповідати нормам: вміст вільної вуглекислоти.........................0; значення рН для систем теплопостачання: відкритих..........................................8,3-9,0*; закритих...........................................8,3-9,5*; вміст розчиненого кисню, не більше ніж.............50 мкг/куб.дм; кількість завислих речовин, не більше ніж..........5 мг/куб.дм; вміст нафтопродуктів, не більше ніж ...............1 мг/куб.дм.
Для закритих систем теплопостачання з дозволу енергокомпанії верхнє значення рН допускається до 10,5 при одночасному зменшенні
2 значення карбонатного індекса Ік** до 0,1 (мг-екв/куб.дм) , нижнє може коректуватися залежно від інтенсивності корозійних процесів в
устаткованні, трубопроводах систем теплопостачання.
-------------* Верхня межа рН допускається тільки у разі глибокого пом'якшення води, нижня - з дозволу енергокомпанії може коректуватися залежно від

інтенсивності корозійних процесів в устаткованні, трубопроводах систем теплопостачання.
** Ік - максимальне значення добутку загальної лужності і
2 кальцієвої твердості води (в мг-екв/куб.дм), вище від якого відбувається процес карбонатного накипоутворення з інтенсивністю понад 0,1 г/(кв.м год).
Якість підживлювальної води відкритих систем теплопостачання (з безпосереднім водорозбором) повинна відповідати вимогам до питної води ДСанПіН "Вода питна. Гігієнічні вимоги до якості води
централізованого господарського питного водопостачання", затвердженим наказом Міністерства охорони здоров'я України від 23 грудня 1996 р. №
383 (далі ДСанПіН).
Карбонатний індекс Ік повинен не перевищувати значень, наведених
у таблиці 8.14.
Підживлювальна вода для відкритих систем теплопостачання повинна бути піддана коагуляції для вилучення з неї органічних домішок, якщо колірність проби води під час її кип'ятіння протягом 20 хв збільшується понад норму, вказану в ДСанПіН.
У разі силікатної обробки води для підживлення теплових мереж з безпосереднім розбором гарячої води вміст силікатів в підживлювальній воді повинен бути не більше ніж 50 мг/куб.дм в перерахунку на SiO2.
Таблиця 8.14
Нормативні значення Ік води для підживлення теплових мереж

|-------------------------------------------------------------------|

| | Температура |Ік для системи теплопостачання,|

| Устатковання |нагріву мережної|(мг-екв/куб.дм)*(мг-екв/куб.дм)|

| | води, град.С |-------------------------------|

| | | відкритої | закритої |

|-------------------------------------------------------------------|

| | 70-100 | 3,2 | 3,0 |

| Водогрійні котли,| 101-120 | 2,0 | 1,5 |

|встановлені на ТЕС| 121-130 | 1,5 | 1,2 |

|і ДТ | 131-140 | 1,2 | 1,0 |

| | 141-150 | 0,8 | 0,5 |

|-------------------------------------------------------------------|

| | 70-100 | 4,0 | 3,5 |

| Мережні | 101-120 | 3,0 | 2,5 |

|підігрівники | 121-140 | 2,5 | 2,0 |

| | 141-150 | 2,0 | 2,0 |

| | 151-200 | 1,0 | 0,5 |

|-------------------------------------------------------------------|
У разі силікатної обробки підживлювальної води гранична концентрація кальцію повинна визначатися з врахуванням сумарної концентрації не тільки сульфатів (для запобігання випадання СаSiO4, а також кремнієвої кислоти (для запобігання випадання СаSiO4. для відповідної температури нагріву мережної води з врахуванням її перевищення в пристінному шарі труб котла на 40 град.С.
Для підвищення рН середовища можлива корекційна обробка живильної води із застосуванням їдкого натру.
Безпосереднє дозування гідразину та інших токсичних речовин в підживлювальну воду теплових мереж та мережну воду забороняється.
8.8.4.29 Якість мережної води повинна відповідати нормам: вміст вільної вуглекислоти ............................0; значення рН для систем теплопостачання: відкритих...........................................8,3-9,0*; закритих............................................8,3-9,5*; вміст заліза, мг/куб.дм, не більше ніж, для систем теплопостачання: відкритих...........................................0,3**; закритих............................................0,5; вміст розчиненого кисню, не більше ніж.........20 мкг/куб.дм; кількість завислих речовин, не більше ніж......5 мг/куб.дм; вміст нафтопродуктів мг/куб.дм, не більше ніж, для систем теплопостачання: відкритих...........................................0,3; закритих............................................1.
-------------* Верхня межа допускається тільки при глибокому пом'якшенні води.
** За узгодженням із санітарними органами дозволяється 0,5 мг/куб.дм.

Для закритих систем теплопостачання з дозволу енергокомпанії верхня межа значення рН допускається не більше ніж 10,5 з одночасним
2 зменшенням значення карбонатного індекса до 0,1 (мг-екв/куб.дм), нижня межа може коректуватись залежно від корозійних явищ в усталюванні та трубопроводах систем теплопостачання.
На початку опалювального сезону та в післяремонтний період допускається перевищення норм протягом 4 тижнів для закритих систем теплопостачання та 2 тижнів для відкритих систем за вмістом сполук заліза - до 1,5 мг/куб.дм, розчиненого кисню - до 50 мкг/куб.дм та завислих речовин - до 15 мг/куб.дм.
Карбонатний індекс Ік повинен не перевищувати значень, наведених
у таблиці 8.15.
Таблиця 8.15
Нормативне значення Ік мережної води*

|-------------------------------------------------------------------|

| | Температура | 2 |

| Устатковання |нагріву мережної| Ік,(мг-екв/куб.дм) |

| | води, град.С | |

|-------------------------------------------------------------------|

| | 70-100 | 3,2 |

| Водогрійні котли, | 101-120 | 2,0 |

|встановлені на ТЕС і ДТ | 121-130 | 1,5 |

| | 131-140 | 1,2 |

| | 141-150 | 0,8 |

|-------------------------------------------------------------------|

| | 70-100 | 4,0 |

| Мережні | 101-120 | 3,0 |

|підігрівники | 121-140 | 2,5 |

| | 141-150 | 2,0 |

| | 151-200 | 1,0 |

|-------------------------------------------------------------------|
* У разі підживлення тепломережі натрій-катіонованою водою
2 значення Ік не повинно перевищувати 0,5 (мг-екв/куб.дм) для темпера2 тур нагріву мережної води до 121-150 град.С та 1,0 (мг-екв/куб.дм) для температур 70-120 град.С.
При відкритих системах теплопостачання за узгодженням з органами санітарно-епідеміологічних служб допускається відхилення від вимог
ДСанПіН за показниками колірності до 70 град. і вмістом заліза до 1,2 мг/куб.дм на термін до 14 днів у період сезонних включеньсистем, які експлуатуються, приєднання нових, а також після їх ремонту.
Після закінчення опалювального сезону або під час зупину водогрійних котлів та тепломереж повинні бути вжиті заходи, які перешкоджають стоянковій корозії.
8.8.4.30 Якість води в системі охолодження живильних електропомп повинна задовольняти норми і не перевищувати: кремнієва кислота....................50 мкг/куб.дм; залізо...............................150 мкг/куб.дм;
8.8.4.31 Якість води в системі регулювання турбіни повинна задовольняти норми і не перевищувати: загальна твердість.............................10 мкг-екв/куб.дм; залізо.........................................200 мкг/куб.дм; мідь...........................................200 мкг/куб.дм; вміст нафтопродуктів...........................0,3 мг/куб.дм.
8.8.4.32 Якість води в системі водяного охолодження турбогенераторів повинна задовольняти норми і не перевищувати: значення рН (для 25 град.С)....................8,5 ± 0,5; питома електропровідність (для 25 град.С)......5 мкСм/см; розчинений кисень..............................400 мкг/куб.дм; мідь...........................................100 мкг/куб.дм.
8.8.4.33 На електростанціях, які працюють на органічному паливі, внутрішньо станційні втрати нари та конденсату (без врахувань втрат під час роботи форсунок, продування та обдування котлів, водних відмивок, обслуговування установок для очищення конденсату, деаерації добавочної води тепломережі, розвантаження мазуту) повинні бути не більші, ніж вказані нижче величини, у відсотках від загальної витрати
живильної води за номінального навантаження котлів: на конденсаційних електростанціях..................1,0; на ТЕЦ з теплофікаційним відбором пари.............1,2; на ТЕЦ з виробничим або виробничим і теплофікаційним відборами пари.................1,6.
Для ДТ норми встановлюються на підставі існуючого досвіду експлуатації.
Загальне значення втрат пари і конденсату на АЕС, обладнаних реакторами типу ВВЕР, не повинно перевищувати 1 % від паропродуктивності парогенераторів енергоблоків.
Якщо фактичні витрати живильної води менші від номінальної, норми внутрішньостанційних втрат відповідно збільшуються, але не більш ніж
у 1,5 раза.
Розрахунок загальних втрат води та пари на технологічні потреби проводиться згідно з нормами та з врахуванням можливого повторного використання води в циклі електростанції.
Для кожної електростанції загальні норми втрат пари та конденсату повинна щорічно затверджувати енергокомпанія, керуючись наведеними вище значеннями та методичними вказівками з розрахунку втрат пари і конденсату.

Розділ 5, Підрозділ 8, Глава 5
Захист тепломеханічного устатковання від стоянкової корозії

8.8.5.1 Під час простоювання тепломеханічного устатковання в
оперативному стані резерву понад 3 доби або консервації необхідно передбачати заходи для запобігання корозії внутрішніх і зовнішніх поверхонь нагріву котлів і пароводяного тракту основного та допоміжного устатковання енергоблока (ТЕС).
Технологія та методи захисту устатковання від стоянкової корозії повинні бути визначені згідно з чинними НД залежно від особливостей його конструкції, режиму роботи, характеру і тривалості простоювання.
8.8.5.2 Перед зупином енергоблока АЕС на термін понад 3 доби повинна проводитись пасивація внутрішніх поверхонь устатковання другого контура шляхом обробки робочого середовища гідразин-гідратом.
Дозування аміаку під час пасивації припиняється. Парогенератори почергово продуваються з максимально можливою витратою для відведення
шламу.
У разі нетривалих, до 3 діб простоювань, пасивацію конденсатно-живильного тракту гідразин-гідратом можна не проводити.
Запобігання корозії парогенераторів під час простоювання енергоблока понад 10 діб проводиться згідно з інструкцією з їх експлуатації.
Дозволяється використання інших консервуючих реагентів за програмою, узгодженою з органами державного регулювання ядерної та радіаційної безпеки.
8.8.5.3 Для захисту від корозії внутрішніх поверхонь устатковання і трубопроводів ТЕС, зупинених на консервацію тривалістю більше року потрібно використовувати методи, які не вимагають опалення приміщень.
У цьому разі обов'язковим є спорожнення від води усіх трубопроводів енергооб'єктів, ДТ, в тому числі і тих, які не належать до складу тепломеханічного устатковання.
8.8.5.4 Для захисту від корозії металу зовнішніх поверхонь перед виведенням в довготривалий резерв або консервацію котла, який працював на твердому паливі, необхідно провести ретельне очищення зовнішніх поверхонь нагріву від золових відкладень з допомогою стаціонарних (штатних) способів очищення, а у разі необхідності застосувати водне обмивання.
Якщо перед виведенням у резерв на термін більше від 3 діб або консервацію, котел працював на сірчистому мазуті, необхідно застосувати додаткові заходи для очищення і усунення з низькотемпературних поверхонь нагріву, а саме РПП, відкладень, які містять сполуки сірки,
шляхом:
- переведення котла на спалювання природного газу протягом 2-3 діб (у разі можливості);
- проведення водного обмивання РПП.
У випадку застосування водного відмивання трактів РПП необхідно після цього провести нейтралізацію цих поверхонь лужним розчином з рН 10-11.
Операції з очищення і нейтралізації сполук сірки необхідно проводити згідно з вимогами експлуатаційних інструкцій.
8.8.5.5. Після зупину водогрійного котла в короткочасний резерв
(до 3 діб) необхідно провести вентиляцію паливні і газоходів, загерметизувати газоповітряний тракт.
Якщо перед виведенням у довготривалий резерв водогрійний котел працював на сірчистому мазуті, необхідно передбачити заходи для попередження корозії зовнішніх поверхонь нагріву аналогічні паровим котлам.
Під час простоювання водогрійних котлів у резерві необхідно забезпечити підтримання температури металу поверхонь нагріву і
газоходів вище від температури конденсації водяної пари та періодично проводити вентиляцію паливні і газоходів згідно з інструкцією з експлуатації котлів.
8.8.5.6 За протіканням корозійних процесів під час простоювання
устатковання необхідно вести контроль згідно з чинними НД.
Інтенсивність корозії оцінюється залежно від лінійної швидкості і наведена в таблиці 8.16.
Таблиця 8.16

|-------------------------------------------------------------------|

| Швидкість корозії, мм/рік | Характеристика корозійного процесу |

|-------------------------------------------------------------------|

| 0 - 0,02 | практично відсутня |

| 0,02 - 0,04 | слабка |

| 0,04 - 0,05 | середня |

| 0,05 - 0,20 | сильна |

| більше ніж 0,20 | аварійна |

|-------------------------------------------------------------------|

Розділ 5, Підрозділ 9
Трубопроводи і арматура

Розділ 5, Підрозділ 9, Глава 1
Загальні положення

8.9.1.1 Основні вимоги до влаштування і безпечної експлуатації трубопроводів і арматури установлені ДНАОП 0.00-1.11 "Правила будови і безпечної експлуатації трубопроводів пари та гарячої води" (далі
ДНАОП 0.00-1.11) і ПНАЗ Г-7-008. Цей розділ установлює додаткові вимоги до експлуатації трубопроводів і арматури.
8.9.1.2 Адміністрація власника трубопроводів для забезпечення
їхньої справності і безпечної експлуатації призначає відповідальну
особу з числа інженерно-технічних працівників енергооб'єкта, яка пройшла перевірку знань у встановленому порядку.
8.9.1.3 На енергооб'єкті повинні бути складені переліки трубопроводів, що підлягають реєстрації в місцевих органах
Держнаглядохоронпраці, а також у тих, що реєструються енергооб'єктом. У переліках повинні бути зазначені особи, відповідальні за безпечну експлуатацію трубопроводів. На кожен трубопровід повинен бути оформлений паспорт за формою, передбаченою
ДНАОП 0.00-1.11 або ПНАЗ Г-7-008.
8.9.1.4 Після капітального і середнього ремонтів, а також ремонтів, пов'язаних з вирізкою і перезварюванням ділянок трубопроводу, заміною арматури, налагодженням опорнопідвісної системи і заміною теплової ізоляції, перед включенням устатковання в роботу повинні бути перевірені:
- відповідність фактично виконаного обсягу ремонту плановому з
оформленням необхідної документації (схеми, формуляри, зварювальна документація, протоколи контролю металу, стану і прокручування арматури, акти виконання прихованих робіт, приймання після ремонту тощо);
- виконання заміни чи ремонту деталей трубопроводу й арматури з недопустимими дефектами, виявленими в ході ремонту;
- стан опорнопідвісної системи на предмет відсутності пошкоджених, перевантажених чи цілком розвантажених опор (підвісок);
- затягування пружинних опор (підвісок) відповідно до вимог
формулярів для холодного стану (після відновлення ізоляції);
- забезпечення можливості безперешкодних теплових переміщень самих трубопроводів, деталей опор (підвісок), арматури і дренажних трубопроводів (далі дренажів);
- стан теплової ізоляції на предмет відсутності неізольованих ділянок трубопроводів, арматури, дренажів, шунтових (вентиляційних) перемичок;
- легкість ходу рухомих частин арматури;
- відповідність сигналізації крайніх положень арматури на щитах керування її фактичному положенню;
- наявність і справність засобів забезпечення надійності трубопроводів (дренажі, запобіжні пристрої, допоміжні трубопроводи, індикатори теплових переміщень, ЗВТ, сходи і площадки
обслуговування);
- демонтаж тимчасових кріплень трубопроводу, стяжок пружин, риштувань, заглушок, відключень запобіжних клапанів тощо.
8.9.1.5 На підставі проектних, нормативних матеріалів і типових інструкцій для трубопроводів свіжої пари, гарячого і холодного промперегріву, живильної води, повинні бути розроблені і затверджені інструкції з експлуатації, які враховують конкретні умови їхньої роботи.
В інструкціях повинні бути наведені:
- особливості конструкції та експлуатації трубопроводу;
- робочі і граничні допустимі за умовами міцності параметри середовища і протиаварійні вказівки;
- відомості про запобіжні пристрої та критерії їхнього спрацювання;
- формуляри теплових переміщень і затягування пружинних підвісок
у робочому і холодному станах з вказівкою порядку виконання контролю;
- схема (положення арматури трубопроводу і дренажів) під час заповнення, у пускових і стаціонарних режимах роботи;
- вимоги щодо забезпечення допустимих режимів прогріву, розхолодження і контролю правильності їхнього виконання. Критерії контролю зазначених режимів, які повинні прийматися на підставі типових інструкцій чи РТМ 24.038.11 "Расчет прочности трубопроводов
энергоустановок для условий нестационарных температурних режимов"
(далі РТМ 24.038.11) і ОСТ 108.031.09 "Котлы стационарные и трубопроводы пара и горячей воды. Нормы расчета на прочность.
Методы определения толщины стенки" (далі ОСТ 108.031.09);
- вимоги щодо забезпечення допустимих режимів прогріву, розхолодження і контролю цих режимів для трубопроводів, на які поширюються ПНАЗ Г-7-008 (приймаються на підставі технологічного регламенту РУ, ПНАЗ Г-7-002 "Нормы расчета на прочность оборудования
и трубопроводов атомных энергетических установок", РТМ 108.020.01
"Расчет трубопроводов атомных электростанций на прочность" і РТМ
24.038.11);
- відомості про ЗВТ на трубопроводі;
- відомості про переключення арматури трубопроводу і дренажів у разі спрацювання захистів і блоківок;
- конкретні вказівки змінному персоналу щодо обсягу щоденного контролю трубопроводу в робочому стані (відсутність паріння зварних стиків, згинів, фланцевих з'єднань, щільність запобіжних пристроїв і арматури, відсутність защемлень і пошкоджень підвісок, стан защільникових ущільнень, правильність покажчиків положення арматури, наявність змащення приводів, гвинтових пар і підшипників арматури; відсутність підвищеної вібрації);
- відомості з обсягу контролю, виконуваного іншими підрозділами енергооб'єкта.
Для трубопроводів агресивних рідин також повинна бути складена інструкція з експлуатації, що враховує підвищені вимоги з охорони праці.
Необхідність складання й обсяг інструкцій з експлуатації інших трубопроводів визначається адміністрацією енергооб'єкта.
8.9.1.6 У будь-яких експлуатаційних режимах (крім гідравлічного випробування), включаючи помилкове відкриття арматури на вході в трубопровід, тиск у трубопроводі короткочасно не повинен перевищувати:
- для трубопроводів, на які поширюються вимоги ДНАОП-0.00-1.11,
- 110 % проектного робочого тиску (для трубопроводів, виготовлених після 1977 р.);
- для трубопроводів, на які поширюються вимоги ПНАЗ Г-7-008, - 115 % проектного робочого тиску.
Ці вимоги повинні забезпечуватися шляхом правильного вибору сортаменту деталей трубопроводу чи установлення на трубопроводі запобіжних пристроїв згідно з ГОСТ 24570 "Клапаны предохранительные паровых и водогрейнх котлов. Технические требования" або ГОСТ12.2.085
"ССБТ. Сосуды, работающие под давлением. Клапаны предохранительные.
Требования безопасности" (для АЕС).
Для трубопроводів, на які проектом передбачене установлення запобіжних клапанів або для посудин, які не відключаються від трубопроводу, максимально допустимий тиск повинен відповідати проектній уставці спрацювання запобіжних клапанів.
У будь-якому стаціонарному режимі роботи трубопроводу температура середовища в ньому не повинна перевищувати навіть короткочасно проектне значення понад величину, що призводить до зниження міцності металу більш ніж на 10 % (повинно бути обумовлене в проектній документації). Для паропроводів, експлуатованих в умовах повзучості
(при робочій температурі понад 400 град.С для вуглецевої і 450 град.С для легованої сталі), додатково повинна фіксуватися сумарна тривалість експлуатації з температурою, що перевищує проектну на 5 град.С і більше, для оцінки скорочення паркового ресурсу.
У разі виявлення вібрації трубопроводу в стаціонарному режимі роботи необхідно визначити зони трубопроводу з максимальною вібрацією і величину вібрації у цих зонах. Максимальна віброшвидкість трубопроводу не повинна перевищувати 15 мм/с.
8.9.1.7 Система дренажів повинна забезпечувати відведення вологи під час прогріву, остигання і спорожнювання трубопроводу і, у необхідних випадках, прогрівання тупикових ділянок паропроводів до заданого рівня.
Для надійного дренування трубопроводів і надійності роботи самих дренажів необхідно забезпечити виконання таких вимог:
- горизонтальні ділянки трубопроводу повинні мати ухил не менш ніж 0,004 у бік дренажу в діапазоні температур від холодного стану до температури насичення при робочому тиску; величина ухилу не повинна зменшуватися менш ніж 0,004 у разі заміни окремих деталей трубопроводу;
- для паропроводів свіжої пари і промперегріву з легованих сталей наявність тупикових зон, що не прогріваються, з температурою близькою
чи нижчою від температури насичення, яка відповідає робочому тиску, у стаціонарному режимі роботи не допускається;
- трасування дренажних трубопроводів повинно забезпечувати компенсацію власних теплових розширень і переміщень дренованого трубопроводу в місці установки штуцера для підключення дренажу;
- у разі об'єднання дренажних ліній трубопроводів з робочими параметрами, які відрізняються, на кожному з них повинна бути встановлена запірна арматура перед місцем об'єднання. Для паропроводів перегрітої пари з перегрівом понад 50 град.С відносно температури насичення обов'язкове встановлення запірної арматури надренажах кожної паралельної нитки перед місцем об'єднання і на відстані не більше ніж 300 мм від вхідного штуцера (крім постійнодіючих дренажів);
- короткочасне помилкове, при робочих параметрах у трубопроводі, відкриття арматури дренажів, що періодично включаються, не повинно призводити до пошкоджень елементів схеми дренажів. Для дренажів, що повинні забезпечувати прогрів тупикових зон у пускових режимах, ця вимога виконується у разі підключення дренажів до станційних пускоскидних пристроїв чи розширників достатньої продуктивності. В інших випадках надмірна пропускна здатність дренажів може бути
обмежена дросельними шайбами.
8.9.1.8 Під час компоновання трубопроводів і арматури повинна бути забезпечена можливість обслуговування і ремонту арматури. У місцях установлення арматури, індикаторів теплових переміщень і у важкодоступних для контролю металу місцях повинні бути площадки
обслуговування. У випадку установлення площадок після закінчення монтажу трубопроводу обов'язковою є перевірка відсутності защемлень трубопроводу площадками.
8.9.1.9 На арматурі повинні бути нанесені назви і позначення
(номери) відповідно до технологічних схем трубопроводів, а також покажчики напрямку відкриття-закриття і руху середовища.
Регулювальні клапани повинні мати покажчики ступеня відкриття регулювального органу, а запірна арматура - покажчики "Відкрито" і "Закрито".
8.9.1.10 Ремонт трубопроводів, арматури й елементів дистанційного керування арматурою, установлення і зняття заглушок, що відокремлюють ремонтовану ділянку трубопроводу, повинні виконуватися тільки за нарядом-допуском.
8.9.1.11 Арматура, що ремонтувалася в умовах майстерні, повинна бути випробувана на герметичність заслону, защільникових і сильфонних
ущільнень та роз'ємів тиском, рівним 1,25 робочого.
Арматура, що ремонтувалася без вирізання з трубопроводу, повинна бути випробувана на щільність робочим тиском середовища під час пуску
устатковання.
8.9.1.12 Арматура повинна використовуватися строго у відповідності з її функціональним призначенням.
Використання запірної арматури в якості регулювальної забороняється.
8.9.1.13 У випадку заміни арматури під час ремонту на непроектну:
- установлювана (нова) арматура повинна відповідати робочим параметрам у трубопроводі;
- у разі меншого діаметра нової арматури установлення її повинно бути погоджене з проектною організацією;
- якщо вага нової арматури інша, то повинно бути скоректоване робоче навантаження сусідніх підвісок.
8.9.1.14 Головні запобіжні клапани, запобіжні клапани на трубопроводах холодного і гарячого промперегріву і запобіжні клапани,
що забезпечують безпеку експлуатації посудин великого об'єму
(барабани котлів, деаератори, ПВТ тощо), повинні по черзі випробовуватися примусовим відкриттям не рідше ніж один раз на 6 місяців.
Для АЕС порядок опробування запобіжних клапанів встановлений ПНАЗ
Г-7-008.
8.9.1.15 Теплова ізоляція трубопроводів і арматури повинна бути в справному стані.
Усі елементи трубопроводів з температурою зовнішньої поверхні стінки понад 55 град.С повинні покриватися тепловою ізоляцією, температура зовнішньої поверхні якої не повинна перевищувати 55 град.С.
До якості теплової ізоляції тупикових ділянок і перемичок, у тому
числі вентиляційних (шунтових), паропроводів свіжої пари і гарячого промперегріву повинні пред'являтися підвищені вимоги.
Теплова ізоляція фланцевих з'єднань, арматури і ділянок трубопроводів, які підлягають періодичному контролю (зварні з'єднання, бобишки для виміру повзучості тощо) повинна бути знімною.
Теплова ізоляція трубопроводів, розташованих на відкритому повітрі, трубопроводів, а також ділянок поверхонь з температурою середовища понад 200 град.С, поблизу оливних баків, мастилопроводів, мазутопроводів, повинна мати металеве або інше покриття для захисту
її від просякнення вологою чи нафтопродуктами.
Трубопроводи, розташовані поблизу кабельних ліній, також повинні мати металеве покриття.
Усі елементи трубопроводів з температурою робочого середовища нижче від температури навколишнього повітря повинні бути захищені від корозії, мати гідро- і теплоізоляцію.
Для теплової ізоляції повинні застосовуватися матеріали, що не викликають корозії металу трубопроводів.
Для паропроводів, що працюють в умовах повзучості, у випадках заміни чи модернізації теплоізоляції зі зміною сумарної ваги металу і теплоізоляції понад 10 %, робочі навантаження опор (підвісок) і
формуляри затягувань пружинних підвісок повинні бути скоректовані з
урахуванням зміни ваги.
8.9.1.16 Ізоляція трубопроводів, яка не має захисного покриття, повинна бути пофарбована. За наявності захисного покриття на її поверхню повинні бути нанесені маркувальні кільця і покажчики напрямку руху середовища.
Фарбування і написи на трубопроводах повинні відповідати вимогам
ГОСТ 14202 "Трубопроводы промышленных предприятий. Опознавательная
окраска, предупреждающие знаки и маркировочные щитки".
8.9.1.17 Вимоги щодо попередження перевантаження опор (підвісок)
у разі заповнення паропроводів водою (перевірки щільності,
гідровипробування тощо) повинні бути обумовлені в проектній документації.
8.9.1.18 Для паропроводів, що працюють в умовах повзучості, у разі вичерпання частиною згинів паркового ресурсу, інструкції з експлуатації повинні бути скоректовані з огляду на необхідність більш
жорстких допусків на відхилення параметрів згідно з п.8.8.1.6 і недопустимість пластичних деформацій від циклічних навантажень
(розрахунки за РТМ 24.038.11 і ОСТ 108.031.09).
8.9.1.19 У випадку виявлення свищів, тріщин у живильних трубопроводах, паропроводах свіжої пари і проміжного перегріву, трубопроводах впорскувань, а також у їхній арматурі аварійна ділянка повинна бути негайно відключена.
Якщо у разі відключення неможливо резервувати аварійну ділянку, то устатковання, пов'язане з цією ділянкою, повинно бути зупинене.
Для інших трубопроводів, на які поширюються правила ДНАОП
0.00-1.11, зона навколо свища (протікання) повинна бути обгороджена з попереджувальними табличками відповідно до вимог правил охорони праці.
Допустимість подальшої експлуатації аварійного трубопроводу у разі неможливості відключення його повинна визначатися технічним керівником енергооб'єкта.
8.9.1.20 Експертно-технічні комісії генерувальних енергоком-паній, до складу яких входять ТЕС, і самі ТЕС у
централізованому порядку повинні бути забезпечені інформацією про найбільш важкі і типові пошкодження трубопроводів на ТЕС України за попередній рік.
8.9.1.21 Вимоги в частині посадових обов'язків адміністрації, інженерно-технічного персоналу і відповідальної особи (п.8.9.1.2)
щодо забезпечення безпеки експлуатації трубопроводів; атестації
обслуговуючого персоналу; установлення, перевірки і контролю стану манометрів; технології виконання і контролю зварних з'єднань під час ремонтів трубопроводів; виконання гідравлічних випробувань і технічних оглядів повинні відповідати ДНАОП 0.00-1.11.

Розділ 5, Підрозділ 9, Глава 2
Трубопроводи і арматура АЕС

8.9.2.1 Призначення осіб (підрозділів), відповідальних за безпечну експлуатацію трубопроводів; посадові обов'язки адміністрації і відповідальних осіб із забезпечення безпеки експлуатації; реєстрація трубопроводів, вимоги щодо установлення, контролю і перевірки ЗВТ, фарбування і написи на трубопроводах виконуються відповідно до ПНАЗ Г-7-008 або ДНАОП 0.00-1.11 для відповідних категорій трубопроводів.
8.9.2.2 Після ремонту чи зупину енергоблока на термін понад 10 діб, перед його пуском повинні бути виконані перевірки згідно з п.8.9.1.4, а також установлені у проектне положення антисейсмічні
гідроамортизатори.
8.9.2.3 Інструкції з експлуатації систем трубопроводів головного
циркуляційного контура (ГЦК), свіжої пари і живильної води повинні бути розроблені на підставі проектних, нормативних матеріалів, типових інструкцій і технологічного регламенту безпечної експлуатації РУ і охоплювати:
- опис особливостей конструкції та експлуатації трубопроводу;
- робочі і граничні допустимі за умовами міцності параметри середовища і протиаварійні вказівки;
- схему (положення арматури) в пускових і стаціонарних режимах роботи;
- вимоги щодо забезпечення допустимих режимів прогріву і розхолоджування трубопроводу і критерії правильності цих режимів;
- відомості про основну арматуру, що входить у систему трубопроводу та її технічні характеристики;
- відомості про переключення арматури і дренажів у разі спрацювання захистів і блоківок;
- відомості про запобіжні пристрої та критерії щодо їхнього спрацювання;
- відомості про ЗВТ на трубопроводі;
- формуляри теплових переміщень і затягування пружинних підвісок
у робочому і холодному станах;
- конкретні вказівки змінному персоналу щодо обсягу щоденного контролю в робочому стані (відсутність паріння зварних стиків, згинів, фланцевих з'єднань, стан щільності запобіжних пристроїв і арматури, відсутність защемлень і пошкоджень підвісок, стан защільникових ущільнень, правильність покажчиків положення арматури, наявність мастила в приводах, гвинтових парах, підшипниках арматури, відсутність підвищеної вібрації);
- додаткові вимоги щодо контролю вібрації й ерозійного зношення для трубопроводів вологої пари і двофазного середовища;
- відомості про обсяг контролю, виконуваного іншими підрозділами
АЕС.
Інструкція з експлуатації трубопроводів з агресивними робочими середовищами повинна враховувати підвищені вимоги з охорони праці.
Необхідність складання й обсяг інструкцій з експлуатації інших трубопроводів визначається адміністрацією АЕС.
8.9.2.4 У приміщеннях, де знаходиться арматура і фланцеві з'єднання трубопроводів з радіоактивним середовищем, повинні бути в справному стані передбачені проектом пристрої сигналізації про появу протікань.
У разі виявлення протікань дії персоналу визначаються інструкцією з експлуатації.
8.9.2.5 Схема трубопроводів і ведення експлуатації повинні запобігати можливості пошкодження трубопроводів низького тиску за наявності зв'язку з трубопроводами високого тиску.
Проектом та інструкціями з експлуатації повинні бути передбачені
організаційні і технічні заходи для запобігання помилкового підключення систем низького тиску до систем високого тиску.
Перед зростанням тиску в першому контурі повинні бути надійно відключені трубопроводи низького тиску допоміжних систем (система розхолоджування, заповнення і спорожнювання, подачі стиснутого газу низького тиску тощо).
Відключення цих трубопроводів повинні перевіряти начальники змін
АЕС (начальники змін енергоблоків). Надійність відключення зазначених трубопроводів повинна контролюватися кожної зміни.
8.9.2.6 Забороняється прокладання трубопроводів з радіоактивними середовищами активністю понад 10 Е-7 Ки/л через приміщення, що
обслуговуються.
8.9.2.7 Заповнення середовищем неостиглих трубопроводів свіжої пари (під час пусків і опресувань), а також неостиглих трубопроводів
ГЦК, повинно виконуватися з контролем різниці температур стінки трубопроводу і середовища, яка не повинна перевищувати допустимих значень згідно з чинним НД. У разі відсутності конкретних вказівок для тонкостінних паропроводів ця різниця не повинна перевищувати 50
град.С.
8.9.2.8 Для спорожнення через дренажі трубопроводи повинні бути змонтовані з ухилом горизонтальних ділянок не менше 0,004 (середнє значення для горизонтальної ділянки довжиною не більше ніж 10 діаметрів) в напрямку руху середовища чи дренажу. Це значення ухилу повинно забезпечуватися при температурах металу від 0 град.С до температури насичення, що відповідає робочому тиску середовища.
Система дренажів повинна забезпечувати повне відведення вологи під час прогрівання, остигання і спорожнення трубопроводів з перемичками і відгалуженнями.
У разі об'єднання дренажних ліній декількох трубопроводів на кожній з них повинна бути встановлена запірна арматура.
Конденсат і тепло постійно діючих дренажів повинні використовуватися в тепловій схемі.
За обмежувальними шайбами і перед штуцерами підключення на виході постійно діючих дренажів повинні бути встановлені ділянки з нержавіючої сталі.
Дренажі паропроводу свіжої пари під час пуску турбіни повинні забезпечувати повне відведення вологи за термін до 1 години, для чого перед головними паровими засувками повинні бути встановлені дренажі збільшеного діаметра.
8.9.2.9 Паропроводи, розміщені у необслуговуваних приміщеннях, повинні бути розраховані на заповнення водою без установки пристосувань, що розвантажують пружини.
8.9.2.10 Під час пуску головного енергоблока після монтажу трубопроводи ГЦК повинні бути перевірені тензометруванням на відповідність напружень розрахунковим.
8.9.2.11 Під час гарячого обкатування устатковання РУ після монтажу трубопроводи в необслуговуваних приміщеннях повинні бути перевірені на відсутність защемлень і перевантаження підвісок.
8.9.2.12 Написи на арматурі повинні відповідати вказівкам п.8.9.1.9.
8.9.2.13 Ремонт трубопроводів і арматури повинен проводитися
одночасно з відповідними агрегатами. Ремонтні роботи, а також
установлення і зняття заглушок, що відокремлюють ділянку трубопроводу, яка ремонтується, повинні виконуватися за нарядом-допуском.
8.9.2.14 Арматура, яка ремонтується зі зняттям з місця встановлення чи з вирізкою з трубопроводу, повинна бути випробувана на герметичність заслонів, защільникових і сильфонних ущільнень та роз'ємів тиском, рівним 1,25 робочого.
Арматура, яка ремонтується без зняття (вирізки) з місця встановлення, повинна бути випробувана робочим тиском середовища разом із трубопроводом. Стан заслонів контролюється за контактом
ущільнювальних поверхонь візуально під час ремонту.
Арматура повинна бути ремонтопридатна без вирізання з трубопроводу до капітального ремонту (вимоги не поширюються на нерозбірні конструкції зворотних заслонів).
8.9.2.15 На фланцевих з'єднаннях трубопроводів і арматури діаметром понад 300 мм затягування кріпильних шпильок повинно контролюватися з застосуванням спеціальних пристосувань, навантаження
шпильок понад допустимі значення не дозволяється.
8.9.2.16 Арматура, яка постійно чи довготривало перебуває під розрідженням, повинна мати гідравлічне або інше спеціальне
ущільнення.
8.9.2.17 Теплова ізоляція трубопроводів повинна задовольняти вимоги п.8.9.1.15 і п.8.9.1.16. Температура зовнішньої поверхні теплової ізоляції в приміщеннях, що обслуговуються, не повинна перевищувати 45 град.С, а в приміщеннях обмеженого доступу - 60 град.С.
8.9.2.18 Повинні бути вжиті термінові заходи для відключення аварійної ділянки за допомогою дистанційних приводів у разі виявлення:
- тріщин, свищів в основному металі трубопроводів живильної води, свіжої пари і проміжного перегріву й інших трубопроводів, у їхніх зварних з'єднаннях і арматурі;
- підвищення тиску в трубопроводі на 15 % понад
гранично-допустимий і неможливості негайного його зниження;
- різкого збільшення тиску, температури чи радіоактивності в необслуговуваних приміщеннях, через які проходять трубопроводи;
- руйнування опор або обриву підвісок;
- появи шумів, вібрації, ударів у трубопроводах;
- несправності 50 % запобіжних пристроїв.
Якщо відключення аварійної ділянки неможливе або під час відключення неможливо резервувати аварійну ділянку, то відповідне
устатковання, пов'язане з аварійною ділянкою, повинно бути негайно зупинене.

Розділ 5, Підрозділ 10
Золовловлювання, золожужелевідведення і золожужелевідвали

Розділ 5, Підрозділ 10, Глава 1
Золовловлювальні установки

8.10.1.1 Золовловлювальні установки повинні експлуатуватись в
оптимальних режимах і забезпечувати проектний (розрахунковий) ступінь
очищення димових газів від золи. Розмежування функцій між підрозділами енергооб'єкта щодо обслуговування та ремонту золовловлювальних установок визначається керівництвом даного енергооб'єкта (наказом, вказівкою тощо). Також наказом повинна бути призначена особа, відповідальна за експлуатацію золовловлювальних
установок.
8.10.1.2 Під час спалювання в котлі твердого палива повинна бути забезпечена безперебійна робота золовловлювальної установки.
Експлуатація котла з непрацюючою золовловлювальною установкою забороняється.
У випадку появи ознаки або сигналу давача про переповнення золою бункера електрофільтра, припинення зрошування краплевло-влювача мокрої золовловлювальної установки або припинення відведення з неї пульпи, необхідно оперативно встановити причину і усунути недолік.
Зола з бункерів повинна відводитися безперервно.
8.10.1.3 Під час пуску котла на газі чи мазуті висока напруга на поля електрофільтрів не повинна подаватися. Повинні бути введені в роботу системи механічного чи пневматичного відведення золи із бункерів, підігрівання гирл бункерів та ізоляторних коробок, а також механізми струшування електродів. У разі переведення котла на спалювання твердого палива час між виведенням котла на режим роботи, який дозволяє ввести в дію електрофільтри, і подачею високої напруги на поля електрофільтрів повинен бути мінімальним і регламентуватись інструкцією.
Для попередження виникнення пожежі не дозволяється подавати високу напругу на поля електрофільтрів у разі сажоутворення або під
час спалювання в котлі тільки мазуту. Дозволяється експлуатувати електрофільтри у випадку сумісного спалюванні вугілля і мазуту при їх співвідношенні 55 % вугілля і 45 % мазуту за теплом.
Зрошення мокрих золовловників, подавання води в золозмивні апарати електрофільтрів та інших сухих золовловників, повітря в апарати систем пневмозоловідведення, а також ввімкнення системи контролю за роботою електрофільтрів і рівнем золи в бункерах повинні бути виконані перед пуском котла.
8.10.1.4 У приміщеннях перетворювальних підстанцій електрофільтрів температура повітря повинна підтримуватись не нижче ніж 12 град.С. У підбункерних приміщеннях золовловлювальних установок повинна підтримуватись плюсова температура.
8.10.1.5 Свідченням про виникнення пожежі в камерах електрофільтрів є перевищення температури димових газів за електрофільтрами відносно температури перед ними. У цьому випадку необхідно зняти високу напругу з усіх полів електрофільтрів, аварійне зупинити котел і вжити заходів щодо гасіння пожежі.
У разі підвищення температури димових газів перед електрофільтрами понад встановлену проектом величину необхідно аварійне зупинити котел.
8.10.1.6 Режим експлуатації золовловлювальних установок повинен визначатись такими показниками:
- для електрофільтрів - оптимальними параметрами електричного
живлення при заданій температурі і розрахунковому об'ємі димових
газів, оптимальним режимом струшування електродів, а також температурою газів після очищення не менш ніж на 15 град.С вище від точки роси димових газів;
- для мокрих золовловлювальних установок - оптимальною витратою зрошувальної води і температурою газів після золовловлювачів не менш ніж на 15 град.С вище від точки роси димових газів;
- для батарейних циклонів - оптимальним аеродинамічним опором апаратів.
8.10.1.7 Під час експлуатації мокрих золовловлювальних установок повинні бути вжиті заходи щодо попередження бризковиносу.
8.10.1.8 Технічний стан золовловлювальних установок повинен регулярно контролюватись відповідно до типових галузевих інструкцій.
Після зупину котла на термін понад 3 доби необхідно провести внутрішній огляд золовловників і очистити їх від золових відкладень.
8.10.1.9 Випробування золовловлювальних установок для визначення
ТЕП і оптимальних режимів роботи повинні проводитись атестованими
організаціями під час введення установок в експлуатацію після монтажу, капітальних ремонтів і модернізації.
8.10.1.10 Золовловники повинні бути оснащені ЗВТ для контролю температури димових газів до і після них.
Золовловлювальні установки, а заново змонтовані - в обов'язковому порядку, повинні оснащуватись ЗВТ для безперервного контролю ефективності роботи та обліку викидів шкідливих речовин в атмосферу.
У разі відсутності таких ЗВТ не рідше ніж один раз на рік повинні проводитись випробування золовловлювальних установок експрес-методом для контролю експлуатаційного ступеня золовловлювання.
Для проведення випробувань золовловлювальні установки повинні бути обладнані відповідними лючками, штуцерами та іншими пристроями для підключення переносних ЗВТ, а також стаціонарними площадками з
освітленням для розташування ЗВТ і людей. Площадки повинні бути атестовані і мати паспорти.
8.10.1.11 Результати випробувань повинні бути відображені в первинній звітній документації і занесені в технічний паспорт золо-вловлювальної установки.
8.10.1.12 Проводити модернізацію котла та інші заходи, які суттєво змінюють фізико-хімічні характеристики і витрату димових
газів, що надходять до золовловників, а також зміну конструкції або модернізацію золовловлювальних установок без погодження з генеральним проектувальником енергооб'єкта забороняється.

Розділ 5, Підрозділ 10, Глава 2
Системи золожужелєвідведення і золожужелевідвали

8.10.2.1 Під час експлуатації систем золожужелєвідведення і золожужелевідвалів повинні бути забезпечені:
- своєчасне, безперебійне й економічне відведення та складування золи і жужелі на золожужелевідвалах, складах сухої золи, а також відвантаження їх споживачам;
- надійність устатковання, пристроїв і споруд внутрішнього і зовнішнього золожужелевідведення, раціональне використання робочої
ємності золожужелевідвалів;
- попередження забруднення золою і стічними водами повітряного та водного басейнів, а також навколишньої території.
8.10.2.2 Експлуатація систем повинна бути організована в режимах,
що забезпечують високу надійність роботи і мінімальну вартість транспортування, складування та відвантаження золожужелі.
Для кожної системи повинна бути складена режимна карта, яку слід коректувати у разі зміни умов експлуатації системи.
8.10.2.3 У процесі експлуатації систем повинна підтримуватись
щільність трактів і устатковання, не повинні допускатися присмокти повітря в котли і бункери золовловників через пристрої золожужелевідведення.
У системах пневмозоловідведення (ПЗВ) повинно бути забезпечене
очищення стисненого повітря від мастила, вологи і пилу, а також не повинно допускатись потрапляння вологи в золові ємності і транспортні тракти.
8.10.2.4 Експлуатація систем гідрозоловідведення (ГЗВ) і ПЗВ повинна бути організована в режимах, які виключають порушення чинних санітарних норм.
Контроль кількості і якості води, що скидається з золожужелевідвалів у відкриті водоймища, необхідно проводити за
графіком, погодженим із санітарними органами.
8.10.2.5 У разі нестачі проясненої води на потреби ГЗВ підживлення зовнішньої системи ГЗВ технічною водою допускається
шляхом переведення на технічну воду ізольованої групи помп.
Змішування в помпах і трубопроводах технічної і проясненої води забороняється, за винятком, коли рН проясненої води не перевищує 8,0.
8.10.2.6 У жужелеві ванни повинна подаватись вода в кількості, достатній для охолодження жужелі. Температура води в жужелевих ваннах не повинна перевищувати 60 град.С.
8.10.2.7 Стан змивних і спонукальних сопел в системах ГЗВ необхідно систематично контролювати і, у разі збільшення внутрішнього діаметра більше ніж на 10 % проти початкового, сопла повинні замінюватись.
8.10.2.8 Тракти ГЗВ або ПЗВ, які виводяться у резерв або у ремонт, повинні бути спорожнені і, за необхідності, промиті водою чи продуті повітрям.
8.10.2.9 У випадку мінусової температури повітря пульпопроводи і водопроводи системи ГЗВ, які виводяться з роботи, повинні бути своєчасно здреновані для попередження їх заморожування.
8.10.2.10 Повинен бути організований систематичний (згідно з
графіком) контроль за зношуванням золожужелепроводів і своєчасним повертанням труб. Очищення трубопроводів від мінеральних відкладень повинно проводитись у разі збільшення їх гідравлічного опору на 20 %
(при незмінній витраті води, пульпи).
8.10.2.11 У разі виявлення просідання опор трубопроводів ГЗВ необхідно своєчасно, до морозів, підняти опори і поновити ухил трубопроводів у сторону їх дренування.
8.10.2.12 Ремонт і заміна устатковання систем ГЗВ і ПЗВ повинні проводитись згідно з графіком, складеним на підставі досвіду експлуатації систем. Вказаний графік повинен бути скоректований у разі зміни умов роботи системи (зміна характеристик палива, кількості працюючих котлів тощо).
8.10.2.13 Трубопроводи (водопроводи, повітропроводи, пульпопроводи, пневмозолопроводи) повинні мати пікетні позначки через
100 м на всій протяжності. Повинні бути пронумеровані опори трубопроводів, компенсатори, дренажні випуски, повітровипуски,
оглядові й технологічні люки, перемикаючі пристрої (арматура, заглушки) і пульповипуски.
8.10.2.14 Уздовж трас трубопроводів ГЗВ і ПЗВ повинна забезпечуватися можливість проїзду автотранспорту в будь-яку пору року.
8.10.2.15 На підходах до золожужелевідвалів, по контуру відвалів та басейнів проясненої води, уздовж каналів дренажної (фільтраційної) і проясненої води мають бути встановлені попереджувальні та заборонні знаки.
8.10.2.16 Заповнення золожужелевідвалів водою і золожужіллю, а також видача золожужелі із золожужелевідвалів споживачам повинні здійснюватися за проектом і згідно з вимогами інструкції з експлуатації.
Експлуатація дамб золожужелевідвалів та контроль за їх станом повинні здійснюватися згідно з вимогами розділу 7 Правил.
8.10.2.17 Площа і глибини відстійного ставка золожужелевідвалу повинні підтримуватися в межах, що забезпечують достатнє прояснення води. Безпосередньо біля діючих водоскидних колодязів глибина ставка повинна бути не меншою ніж 1 м.
Вміст механічних домішок у проясненій воді, яка повертається в систему ГЗВ, не повинен перевищувати 150 мг/куб.дм.
Вміст механічних домішок в скидах води з золожужелевідвалів у відкриті водоймища не повинен перевищувати величин, погоджених з санітарними органами.
8.10.2.18 Кожна секція золожужелевідвалу повинна бути оснащена
щонайменше двома водоскидними колодязями (робочим і резервним).
Забороняється експлуатувати секцію золожужелевідвалу з одним справним водоскидним колодязем.
8.10.2.19 Непрацюючі водоскидні колодязі повинні бути зашандорені на 0,5 м нижче геодезичної позначки найнижчої точки
гребеня дамби.
На завершальному етапі заповнення золожужелевідвалу робочий водоскидний колодязь повинен бути зашандорений на 0,7 м нижче від мінімальної геодезичної позначки огороджувальної дамби золожужелевідвалу, або ще нижче, залежно від вимог проекту.
8.10.2.20 Перелив проясненої води в колодязь повинен здійснюватися по всьому периметру водоскидного колодязя.
8.10.2.21 Для контролю за заповненням золожужелевідвалів один раз на рік повинні виконуватися нівелювання поверхні розташованих вище рівня води золожужелевих відкладень і проміри глибин відстійного ставка по фіксованих створах. Гранично допустимий рГ-вень заповнення золожужелевідвалів повинен бути позначений віхами (реперами).
Відвали, заповнені до граничних проектних позначок, експлуатувати забороняється.
8.10.2.22 Модернізація золожужелевідвалів, у тому числі нарощування дамб, без затверджених проектів забороняється.
8.10.2.23 На кожному енергооб'єкті повинні щорічно складатися і виконуватися плани заходів щодо забезпечення надійної роботи системи відведення і складування золи та жужелі. У плани повинні бути включені: графіки огляду і ремонту устатковання, пульпопроводів і трубопроводів проясненої води, графік нарощування дамб, очищення трубопроводів від відкладень, заходи щодо запобігання пиління, консервації і рекультивації відпрацьованих золожужелевідвалів тощо.
8.10.2.24 Не пізніше ніж за 3 роки до закінчення заповнення існуючого золожужелевідвалу енергооб'єктом повинна бути забезпечена наявність проекту будівництва нової ємності.
8.10.2.25 Засоби вимірювальної техніки, пристрої технологічного захисту, блоківок та сигналізації повинні бути справними і періодично перевірятись згідно із затвердженим графіком.

Розділ 5, Підрозділ 11
Виробничі стічні води

8.11.1 Експлуатація установок для очищення і знешкодження виробничих стічних вод повинна бути організована відповідно до вимог
чинних нормативних актів, в тому числі Закону України "Про охорону навколишнього природного середовища", Водного кодексу України, Правил
охорони поверхневих вод від забруднення зворотними водами, затверджених постановою Кабінету Міністрів України від 25 березня
1999 р. за № 465, ГКД 34.42.401 "Установки для очищення виробничих стічних вод теплових електростанцій. Методика пуску і налагодження" тощо.
8.11.2 Під час експлуатації установок для очищення і знешкодження виробничих стічних вод повинні забезпечуватись:
- безперебійне та економічне очищення і знешкодження в повному
обсязі всіх видів стоків, що утворюються на енергооб'єкті;
- попередження забруднення природних водоймищ та підземних водоносних горизонтів шкідливими речовинами, що містяться в стічних водах;
- створення умов для максимального повторного використання в технологічних циклах усіх видів очищених стічних вод.
8.11.3 Експлуатація установок для очищення і знешкодження виробничих стічних вод повинна бути організована в режимах, що забезпечують:
- навантаження стоками, які не перевищують проектні значення;
- рівномірний розподіл стічних вод, що надходять на очищення, між паралельно діючими спорудами.
8.11.4 Системи відведення стічних вод, забруднених нафтопродуктами, обмивних вод РПП, стічних вод після хімічного
очищення устатковання, стічних вод водопідготовчих установок і поверхневого стоку повинні бути повністю ізольованими і не мати зв'язку з іншими системами водовідводу. Переливи і дренажі резервуарів різноманітного призначення в системах збору і очищення
цих стічних вод можуть спрямовуватись лише у власні системи відведення і очищення стоків.
8.11.5 Не рідше від одного разу на 5 років повинно проводитись комплексне обстеження кожного енергооб'єкта спеціалізованими
організаціями з метою визначення кількості та якості стічних вод, що
утворюються, опрацювання заходів щодо підвищення ефективності їх
очищення і знешкодження, а також зменшення загального стокоутворення.
8.11.6 На трубопроводах відводу охолоджувальної води з
оливо-охолодників турбін повинні встановлюватись прилади для безперервного визначення вмісту нафтопродуктів. Тимчасово, до встановлення вищевказаних приладів, дозволяється користуватись аналітичними методами визначення вмісту нафтопродуктів у цій воді.
8.11.7 Всі накопичувачі стічних вод, золожужелевідвали,
шламосховища і мазутосховища повинні мати постійно діючу мережу спостережних свердловин для контролю за хімічним складом вод розміщеного під ними водоносного горизонту.
8.11.8 Обсяги спостережень за рівнем та хімічним складом підземних вод у районі накопичувачів, відвалів, шламосховищ і мазутосховищ встановлюються державними санітарними нормами.
8.11.9 Для забезпечення нормальної роботи нафтоловників, відстійників (буферних резервуарів), флотаторів і фільтрів слід підтримувати рівномірне подавання на них очищуваної води, своєчасне
усування шару нафтопродуктів, що спливли на поверхню води, і осаду,
що випав на дно. Крім того, слід своєчасно і в повному обсязі проводити регенерацію фільтрувального матеріалу механічних і вугільних
фільтрів.
8.11.10 Тривалість відстоювання стічних вод в нафтоловниках і відстійниках повинна становити щонайменше 2 год, товщина шару нафтопродуктів на поверхні води у вловнику чи приймальному резервуарі не повинна перевищувати 10 см, осад з нафтоловників і приймальних резервуарів потрібно усувати у разі заповнення ним осадової частини, не допускаючи його накопичення в протічній чи відстійній частині.
8.11.11 Тривалість перебування води в напірному баці флотаційної
установки має бути не меншою ніж 5 хв. Для ефективного насичення
очищуваних стоків повітрям перед флотацією необхідно застосовувати
флотаційні (рециркуляційні) помпи з напором від 55 до 75 м. вод.ст.
Тривалість перебування очищуваної води у флотаторі повинна становити не менше ніж 20 хв. Флотаційна піна, що спливла на поверхню води у
флотаторі, повинна згрібатись пінозгінними пристроями не рідше ніж
через 15 хв.
8.11.12 Механічні фільтри для очищення стічних вод від нафтопродуктів повинні бути, як правило, одношаровими і завантажуватись дробленим антрацитом фракції від 1,6 до 2,8 мм, а в
гіршому випадку - фракції від 0,5 до 1,5 мм. Швидкість фільтрації води на механічних фільтрах повинна бути в межах від 4,0 до 6,5 м/год. Висота завантаження механічних фільтрів дробленим антрацитом має бути не меншою ніж 1 м.
8.11.13 В деяких випадках для очищення стічних вод від нафтопродуктів допускається застосування двошарових механічних
фільтрів, завантаження яких складається з дробленого антрациту
(керамзиту) і кварцового піску.
У цьому випадку величина зерен верхнього фільтрувального шару двошарового завантаження повинна бути в межах від 0,8 до 1,8 мм, а нижнього фільтрувального шару - в межах від 0,5 до 1,2 мм.
8.11.14 Швидкість фільтрації води на двошарових механічних
фільтрах повинна бути в межах від 6 до 9 м/год. Загальна висота двошарового завантаження фільтрів повинна бути в межах від 1,0 до 1,2 м, в тому числі висота нижнього фільтрувального шару повинна бути від
0,6 до 0,7 м, а верхнього - від 0,4 до 0,5 м.
8.11.15 Фільтри активованого вугілля повинні завантажуватись активованим вугіллям марки ДАУ або БАУ. Висота завантаження цих
фільтрів повинна бути не меншою ніж 2 м.
8.11.16 Для спушування завантажень механічних фільтрів під час регенерації до них має підводитись стиснене повітря з тиском не менше ніж 4,5 кгс/кв.см (0,45 МПа).
Інтенсивність промивання завантажень механічних фільтрів гарячою водою (t >90 град.С) під час їхньої регенерації повинна бути на рівні
12 л/(кв.м с), а фільтрів активованого вугілля - 3 л/(кв.м с). Фактична інтенсивність промивання визначається за відсутністю виносу робочої фракції завантажень.
8.11.17 У випадку застосування парової регенерації механічних та вугільних фільтрів вся арматура їх обв'язки має бути сталевою.
8.11.18 Установку для проведення водних обмивань РПП і поверхонь нагріву котлів рекомендується передбачати з автоматичним регулюванням подачі лужного реагенту в обмивні води. При цьому повинно забезпечуватись безперервне подавання в обмивну воду такої кількості
лужного реагенту, при якій рН відпрацьованої води не був би нижчим 7.
8.11.19 Усі трубопроводи подачі середовищ в баки-нейтралізатори
обмивних вод РПП і вод хімічних промивань теплоенергетичного
устатковання переважно заводяться у верхню частину цих баків.
8.11.20 Внутрішні поверхні трубопроводів і ємностей, що контактують з високотемпературними хімічно агресивними стоками,
установки для нейтралізації обмивних вод РПП та установки для нейтралізації і знешкодження вод хімічних промивань теплоенергетичного устатковання, повинні бути захищені антикорозійними покриттями, стійкими при температурах до 105 град.С
(асбовініл, емаль ВЛ-515 та інші).
8.11.21 Технологічними схемами установок для нейтралізації
обмивних вод РПП та установок для нейтралізації і знешкодження вод
хімічних промивань теплоенергетичного устатковання повинна передбачатись можливість промивання технічною водою і продування стисненим повітрям усіх трубопроводів і ємностей установок.
8.11.22 Установки для нейтралізації обмивних вод РПП, нейтралізації та знешкодження вод хімічних промивань теплоенергетичного устатковання повинні розміщуватись в окремих ізольованих приміщеннях,
оснащених припливно-витяжною вентиляцією.
8.11.23 Дощові й талі води з вугільних складів, а також води від продувань замкнених водообігових циклів гідроприбирання і знепилення приміщень паливоподач повинні відводитись в системи гідрозоловідведення.

Розділ 5, Підрозділ 12
Теплофікаційні установки

8.12.1 Режим роботи теплофікаційної установки (тиск в подавальному і зворотному трубопроводах і температура в подавальному трубопроводі) повинен підтримуватися відповідно до завдання диспетчера теплової мережі.
Температура в подавальних трубопроводах водяної теплової мережі відповідно до затвердженого для цієї мережі температурного графіка повинна бути задана за усередненою температурою зовнішнього повітря за проміжок часу 12-24 год, який визначається диспетчером теплових мереж залежно від довжини мереж, кліматичних умов та інших факторів.
Для розрахункової витрати мережної води відхилення параметрів від заданого режиму за головною засувкою енергооб'єкта (електростанції,
ДТ) повинні бути не більші:
- температура води, що надходить у теплову мережу, ±(3-4)град.С;
- тиск в подавальному трубопроводі, ± 0,5 кгс/кв.см (±50 кПа);
- тиск в зворотному трубопроводі, ± 0,2 кгс/кв.см (±20 кПа).
Середньодобова температура зворотної мережної води не повинна перевищувати задану графіком більш ніж на 3-4 град.С. Зниження температури зворотної мережної води проти графіка не лімітується.
У разі перевищення розрахункової витрати мережної води диспетчер теплової мережі і начальник зміни енергооб'єкта (ДТ) повинні вжити заходів до відновлення розрахункової витрати або відкоректувати режим.
Відхилення тиску і температури пари в колекторах енергооб'єкта, яка подається на теплофікаційніустановки, повинні бути не більше ніж
± 5 % заданих параметрів. Конкретні величини цих відхилень повинні бути зазначені в інструкції з експлуатації (режимній карті) теплофікаційної установки.
8.12.2 Для кожного мережного підігрівника і групи підігрівників на підставі проектних даних і результатів випробувань повинні бути встановлені:
- розрахункова теплова продуктивність і відповідні їй параметри
гріючої пари і мережної води;
- температурний напір і максимальна температура підігріву мережної води;
- граничний допустимий тиск із водяної і парової сторін;
- розрахункова витрата мережної води та відповідні їй втрати напору.
Крім того, на підставі даних випробувань повинні бути встановлені втрати напору у водогрійних котлах, трубопроводах і допоміжному
устаткованні теплофікаційної установки за розрахункової витрати мережної води.
Випробування теплофікаційних установок повинні проводитися після введення в експлуатацію наново змонтованих і в процесі експлуатації періодично (один раз у 3-4 роки) і після капітального ремонту.
На підставі даних випробувань теплофікаційних установок і роботи водяних теплових мереж для опалювального і літнього періодів повинні розроблятися режимні карти роботи цих установок.
8.12.3 Регулювання температури води на виході з мережних підігрівників, на виводах теплової мережі, а також на станціях підмішування повинно здійснюватися плавно зі швидкістю, що не перевищує 30 град.С/год.
8.12.4 Під час роботи мережних підігрівників повинні бути забезпечені:
- контроль за рівнем конденсату і роботою пристроїв автоматичного регулювання рівня;
- контроль за нагріванням мережної води і температурним напором;
- відведення газів, які не конденсуються, з парового простору у повітровідсмоктувальний пристрій або конденсатор турбіни;
- контроль гідравлічної щільності (за якістю конденсату гріючої пари).
8.12.5 Трубна система теплообмінних апаратів повинна перевірятися і періодично за графіком (під час ремонту теплообмінних апаратів)
очищатися. Очищення повинно проводитися також у разі підвищення температурного напору понад встановлене значення.
8.12.6 Підживлювально-скидні пристрої повинні підтримувати заданий тиск на всмоктувальній стороні мережних помп в робочому режимі теплових мереж і під час зупину мережних помп. Повинен бути передбачений захист зворотних трубопроводів від раптового підвищення тиску.
8.12.7 Пристрої для автоматичного включення резерву повинні бути в постійній готовності до дії і періодично за графіком перевірятися.
8.12.8 Установка для підживлення теплових мереж повинна забезпечувати їхнє підживлення хімічно очищеною деаерованою водою в робочому режимі і аварійне підживлення необробленою водою із систем
господарсько-питного (для відкритих систем теплопостачання) або виробничого водопроводу у розмірах, установлених нормами технологічного проектування електричних станцій.
8.12.9 Підживлення теплової мережі водою, що не відповідає нормам згідно з п.8.8.4, може здійснюватися тільки з дозволу чергового диспетчера теплової мережі, а кожен випадок такого підживлення повинен бути відзначений в оперативному журналі з вказівкою причини порушення режиму, кількості поданої води і джерела водопостачання.
Крім того, на енергооб'єкті - джерелі тепла, повинен бути узагальнений облік усіх випадків такого підживлення, аналізуватися причини
цього, розроблятися і впроваджуватися профілактичні заходи.
8.12.10 Контроль якості мережної води в подавальному і зворотному трубопроводах кожного теплофікаційного виводу повинен здійснюватися за допомогою спеціальних пробовідбірників.
У з'єднаннях трубопроводів підживлювального пристрою з трубопроводами технічної, циркуляційної або водопровідної води повинен бути передбачений контрольний вентиль (кран) між двома закритими і опломбованими засувками. При нормальній роботі теплових мереж контрольний вентиль повинен бути відкритий.
8.12.11 У разі наявності баків-акумуляторів підживлювальної води
їхній робочий об'єм і розташування біля джерел тепла і в теплових мережах повинні відповідати СНиП 2.04.01 "Внутренний водопровод и канализация зданий".
Граничний рівень заповнення баків-акумуляторів, запроектованих без теплової ізоляції, за умови нанесення на них ізоляції повинен бути знижений на висоту, еквівалентну масі теплової ізоляції.
Якщо в якості бака-акумулятора застосований бак для нафтопродуктів, розрахований на густину продукту 0,9 т/куб.м, робочий
об'єм бака повинен бути зменшений на 10 %.
8.12.12 Антикорозійний захист баків-акумуляторів повинен бути виконаний відповідно до РД 34.40.504 "Методические указания по защите баков-аккумуляторов от коррозии и воды в них от аэрации".
Експлуатація баків-акумуляторів забороняється без антикорозійного захисту внутрішньої поверхні і підсилюючих зовнішніх конструкцій для запобігання лавиноподібного руйнування баків.
8.12.13 Після закінчення монтажу або ремонту баків-акумуляторів повинні бути проведені випробування відповідно до вимог СНиП 3.03.01
"Несущие и ограждающие конструкции".
На кожен прийнятий в експлуатацію бак-акумулятор повинен бути складений паспорт.
8.12.14 Усі наново змонтовані баки-акумулятори, а також ті, що вводяться в експлуатацію після ремонту і спорожнення, повинні заповнюватися тільки хімічно очищеною деаерованою водою з температурою не вище ніж 45 град.С. Після початку нормальної експлуатації їхнє поповнення може здійснюватися хімічно очищеною деаерованою водою з температурою не більше ніж 95 град.С.
Швидкість заповнення баків повинна відповідати пропускній здатності вістової труби ("дихального" пристрою).
8.12.15 Експлуатація баків-акумуляторів і ємностей запасу забороняється:
- у разі відсутності блоківок, що забезпечують повне припинення подачі води в бак (ємність запасу), у разі досягнення її верхнього
граничного рівня, а також відключення помп розрядки у разі досягнення
її нижнього граничного рівня;
- якщо баки не обладнані ЗВТ для контролю рівня води і сигналізації граничного рівня переливною трубою, установленою на позначці граничне допустимого рівня заповнення, а також вістовою трубою ("дихального" пристрою).
Електрична схема сигналізації повинна випробуватися один раз у зміну із записом в оперативному журналі.
8.12.16 Перевірка стану баків-акумуляторів у процесі експлуатації і визначення їхньої придатності до подальшої експлуатації повинні проводитися щорічно в період відключення установок гарячого водопостачання шляхом візуального огляду конструкції і основи баків, компенсуючих пристроїв трубопроводів, а також вістових труб
("дихальних" пристроїв) зі складанням акта
Інструментальне обстеження конструкцій бака-акумулятора з визначенням товщини стінок і днища повинно виконуватися не рідше ніж
один раз на 3 роки відповідно до ГКД 34.21.522.
8.12.17 Технічне діагностування бака-акумулятора повинно виконуватися не рідше ніж один раз на 3 роки. У технічне діагностування повинні входити:
- вимірювання фактичних товщин листів стінки, покрівлі і днища відповідними технічними засобами вимірювання;
- дефектоскопія основного металу і зварних з'єднань із
100-відсотковим контролем уторних швів;
- перевірка якості основного металу і зварних з'єднань, механічні властивості і хімічний склад яких повинні відповідати технічним вимогам і умовам на постачання заводу-виробника.
8.12.18 Під час визначення придатності бака-акумулятора до подальшої експлуатації за результатами- технічної діагностики варто керуватися наступним:
- гранично допустиме стосовно проектної товщини корозійне зношення покрівлі і днища для найбільш зношених ділянок не повинно перевищувати 50 %, для несучих конструкцій покриття (прогонів, балок, зв'язків) і окрайок днища - 30 %, для нижньої половини стінок бака 20 % незалежно від площі зношення;
- у випадку корозійного зношення стінок від 15 до 20 % проектної товщини подальша експлуатація бака допускається тільки за письмовим наказом технічного керівника енергооб'єкта з підтвердженням розрахунком міцності бака і проведенні щорічного контролю товщини стінок технічними засобами;
- у разі корозійного зношення стінок верхньої половини бака від
20 до 30 % проектної товщини подальша його експлуатація допускається на термін не більше одного року за умови зниження допустимого верхнього рівня на 1 м нижче корозійно-зношеної ділянки з відповідним перенесенням переливної труби і настроюванням системи автоматики на новий рівень заповнення бака.
8.12.19 Експлуатація теплофікаційних трубопроводів, що належать енергооб'єкту (ДТ), повинна бути організована відповідно до вимог
цього підрозділу з урахуванням вимог ДНАОП 0.00-1.11.
Антикорозійне покриття і теплова ізоляція теплофікаційних трубопроводів повинні бути в справному стані.
Теплофікаційні трубопроводи не рідше ніж один раз на місяць повинні оглядатися працівниками енергооб'єкта, відповідальними за безпечну експлуатацію трубопроводів, і щорічно випробовуватися на
гідравлічну міцність і щільність.
Технічний огляд теплофікаційних трубопроводів, які відпрацювали розрахунковий термін служби (25 років), проводиться в обсязі і порядку, установленому галузевими НД.
8.12.20 Межею теплофікаційного устатковання енергоб'єкта повинно вважатися огородження його території або розділювальні засувки, якщо немає іншої документально оформленої домовленості з експлуатуючої теплові мережі організацією.
Розділювальні засувки повинні перебувати у віданні енергооб'єкта незалежно від місця їхнього розташування і обслуговуватися його персоналом.
У разі установлення ЗВТ, що належать енергооб'єкту, на ділянці теплової мережі за розділювальними засувками (огородженням території енергооб'єкта) вимірювальні пристрої витратомірів (вимірювальні діафрагми), давачі цих пристроїв, перші запірні вентилі, імпульсні
лінії і самі прилади повинні бути у віданні енергооб'єкта і
обслуговуватися його персоналом.
8.12.21 Теплофікаційне устатковання повинно ремонтуватися відповідно до графіка, погодженого з організацією, що експлуатує теплові мережі.

Розділ 5, Підрозділ 13
Теплові мережі

8.13.1 Під час експлуатації теплових мереж повинно бути забезпечене безперебійне постачання споживачів теплоносієм
установлених параметрів відповідно до заданого графіка при витіканнях теплоносія і втратах тепла, які не перевищують нормативні.
У разі вичерпання фактичної потужності ДТ і пропускної здатності магістралей теплової мережі приєднання нових (додаткових) споживачів забороняється.
Обслуговування теплових мереж повинно здійснюватися згідно з інструкціями з їх експлуатації, розробленими з урахуванням вимог цих
Правил і ГКД 34.20.504 "Теплові мережі. Інструкція з експлуатації".
8.13.2 Межами обслуговування теплових мереж повинні бути:
- з боку енергооб'єкта (ДТ) - межі, установлювані відповідно до п.8.12.20;
- з боку споживачів тепла - стінки камер, в яких установлені засувки на відгалуженнях тепломережі до споживачів тепла, що належать
організації, яка експлуатує теплову мережу.
Межі обслуговування теплових мереж у кожному конкретному випадку повинні бути оформлені двостороннім актом між експлуатуючою теплові мережі організацією і організаціями (підприємствами) - споживачами тепла.
8.13.3 Організація, що експлуатує теплові мережі, повинна здійснювати контроль за технічним станом і справністю трубопроводів, теплових пунктів та іншого устатковання, що знаходиться на балансі споживачів, а також за експлуатаційними режимами теплових пунктів без права втручання в господарську діяльність споживачів тепла.
8.13.4 Організацією, що експлуатує теплову мережу, повинна бути забезпечена справність огороджуючих конструкцій, що перешкоджають доступу сторонніх осіб до устатковання і до запірно-регулювальної арматури; повинен здійснюватися контроль за підтриманням в належному стані шляхів доступу до об'єктів мережі, а також за дорожніми покриттями і плануванням поверхонь над підземними спорудами.
Відстані від огороджуючих конструкцій тепломережі до будівель, споруд повинні відповідати вимогам СНиП 2.04.07 "Тепловые сети"
(далі СНиП 2.04.07).
Забороняється в охоронній зоні теплових мереж розміщення автозаправних станцій, гаражів, ринків, стоянок тощо.
Теплові вводи в споруди повинні бути загерметизировані.
Планування поверхні ґрунту на трасі теплової мережі не повинно допускати потрапляння поверхневих вод на трубопроводи.
8.13.5 Розкопування траси трубопроводів теплової мережі або проведення робіт поблизу них сторонніми організаціями допускається тільки з дозволу організації, яка експлуатує теплову мережу, і під наглядом спеціально нею призначеної особи.
8.13.6 Експлуатуючою теплову мережу організацією повинні бути складені:
- план теплової мережі (масштабний);
- оперативна та експлуатаційна (розрахункова) схеми;
- профілі теплотрас по кожній магістралі.
Щорічно перед початком опалювального періоду повинні коректуватися план, схеми і профілі відповідно до фактичного стану теплової мережі.
8.13.7 Оперативна схема теплових мереж, а також настроювання автоматики і пристроїв технологічного захисту повинні забезпечувати:
- надійне теплопостачання споживачів теплоносієм заданих параметрів згідно з укладеними договорами;
- оптимальний потокорозподіл теплоносія в теплових мережах;
- резервування роботи ділянок теплових мереж;
- можливість здійснення спільної роботи декількох ДТ на об'єднану теплову мережу і переходу у разі необхідності до роздільної роботи
ДТ;
- переважне використання найбільш економічних ДТ.
8.13.8 Усім тепломагістралям, камерам (вузлам відгалуження), підпомповувальним, підживлювальним і дренажним помповням, вузлам автоматичного регулювання, нерухомим опорам, компенсаторам і іншим спорудам теплової мережі повинні бути присвоєні експлуатаційні номери, якими вони позначаються на планах, схемах і п'єзометричних
графіках.
На експлуатаційних (розрахункових) схемах підлягають нумерації всі приєднані до мережі абонентські системи, а на оперативних схемах, крім того, секціонуюча і запірна арматура.
Арматура, установлена на подавальному трубопроводі (паропроводі), повинна бути позначена непарним номером, а відповідна їй арматура на зворотному трубопроводі (конденсатопроводі) - наступним за ним більшим парним номером.
8.13.9 Кожен район теплових мереж повинен мати перелік
газонебезпечних теплових камер і прохідних каналів.
Газонебезпечні камери повинні мати спеціальні знаки або розпізнавальне фарбування. Усі газонебезпечні камери і ділянки траси повинні бути позначені на оперативній схемі теплової мережі.
Перед початком робіт у газонебезпечних теплових камерах і прохідних каналах вони повинні бути перевірені з метою визначення відсутності або наявності в них газу.
Нагляд за газонебезпечними камерами повинен здійснюватися відповідно до ДНАОП 0.00-1.20.
8.13.10 Експлуатуюча теплову мережу організація повинна здійснювати технічне приймання після монтажу або ремонту теплових мереж, теплових пунктів і систем теплоспоживання, що належать споживачу, при цьому споживач повинний виконати гідравлічні випробування на міцність і щільність усього власного устатковання на встановлений НД тиск, який повинен бути не вище максимального допустимого пробного тиску для даних мереж, арматури, нагрівальних приладів.
8.13.11 Експлуатуюча теплову мережу організація повинна здійснювати постійний контроль якості мережної води в подавальному і зворотному трубопроводах магістралі відповідно до вимог п.8.8.4.29, виявляти споживачів, які погіршують якість мережної води.
8.13.12 Трубопроводи теплових мереж до введення їх в експлуатацію після монтажу або капітального ремонту повинні підлягати очищенню:
- паропроводи - продувкою зі скиданням пари в атмосферу;
- водяні мережі в закритих системах теплопостачання і конденса-топроводи - методом гідропневматичного промивання або іншим методом відповідно до проектної документації;
- водяні мережі у відкритих системах теплопостачання - методом
гідропневматичного промивання або іншим методом, відповідно до проектної документації, і дезинфекції з наступним промиванням питною водою.
Промивання після дезинфекції повинно проводитися до досягнення показників скидної води, які відповідають санітарним нормам на питну воду.
8.13.13 Підключення абонентських теплових мереж, що не пройшли відповідне очищення і промивання згідно з п.8.13.12, забороняється.
8.13.14 Усі наново змонтовані трубопроводи теплових мереж до введення в експлуатацію повинні підлягати гідравлічним випробуванням на міцність і щільність відповідно до вимог ДНАОП 0.00-1-11.
Нові тепломагістралі від енергооб'єктів (ДТ) протягом першого року експлуатації повинні підлягати випробуванням на розрахункову температуру теплоносія.
8.13.15 Заповнення мережних трубопроводів, їхнє промивання, дезинфекція, включення системи циркуляції, продувка і прогрів паропроводів і операції з пуску водяних або парових теплових мереж, а також будь-які випробування мережі чи окремих її елементів і конструкцій повинні виконуватися під керівництвом відповідального керівника за спеціально розробленою технічною програмою, затвердженою керівником експлуатуючої теплову мережу організації і погодженою з керівництвом енергооб'єкта (ДТ).
8.13.16 Трубопроводи теплових мереж повинні заповнюватися водою з температурою не вище ніж 70 град.С при відключених системах теплоспоживання.
Експлуатація трубопроводів теплової мережі без пристроїв для спуску і відводу води з кожної секціонованої ділянки забороняється.
8.13.17 Зовнішня поверхня трубопроводів і металевих конструкцій теплових мереж (балки, опори, мачти, естакади тощо) повинна бути захищена стійкими антикорозійними покриттями.
Введення в експлуатацію теплових мереж після закінчення будівництва або капітального ремонту без зовнішнього антикорозійного покриття труб і металевих конструкцій забороняється.
8.13.18 Трубопроводи теплових мереж, арматура, компенсатори і
фланцеві з'єднання повинні бути покриті тепловою ізоляцією відповідно до проекту.
Застосування в теплових мережах гідрофільної засипної ізоляції, а також набивної ізоляції у разі прокладання трубопроводів у гільзах
(футлярах) забороняється.
8.13.19 Діючі теплові мережі і ті, що знову вводяться в експлуатацію, в зоні дії високих ґрунтових вод і періодично підтоплювані, повинні бути прокладені з попередньо ізольованих трубопроводів.
8.13.20 Прохідні канали, а також великі вузлові камери, в яких встановлене електроустатковання, повинні мати електроосвітлення відповідно до правил улаштування електроустановок.
Приточно-витяжна вентиляція прохідних каналів повинна бути у справному стані.
8.13.21 Усі з'єднання труб теплових мереж повинні бути зварними, за винятком місць установки фланцевої арматури (допускається приварка
фланцевої арматури безпосередньо до трубопроводів, але тільки за наявності відповідної технології зварювання).
Використання для арматури і компенсаторів бавовняних і прядив'яних набивок забороняється.
8.13.22 При надземному прокладенні теплових мереж засувки з електроприводами повинні бути розміщені в приміщенні або мати кожухи, які захищають арматуру і електропривід від атмосферних опадів і
унеможливлюють доступ сторонніх осіб.
8.13.23 Приєднання до теплових мереж установок гарячого водопостачання з несправними регуляторами перепаду і температури води, а також систем теплопоспоживання з несправними приладами обліку забороняється.
8.13.24 Для контролю за станом устатковання теплових мереж і режимом їхньої роботи регулярно за графіком повинен проводитися обхід трубопроводів і теплових пунктів.
8.13.25 Експлуатуюча теплову мережу організація повинна систематично, за графіком, здійснювати контроль стану будівельних конструкцій, трубопроводів і устатковання, антикорозійного покриття і теплової ізоляції трубопроводів теплової мережі із застосуванням сучасних ЗВТ і методів діагностики. Повинен вестися облік, систематизація і аналіз виявлених дефектів за видами устатковання, визначатися причини, розроблятися і впроваджуватися заходи щодо попередження виникнення дефектів.
Контроль за станом трубопроводів і устаткованням теплової мережі повинен здійснюватися з урахуванням вимог ДНАОП 0.00-1.11.
Після проведення ремонтно-відновних та інших робіт у місцях
їхнього проведення всі будівельні і теплоізоляційні конструкції і антикорозійні покриття теплової мережі повинні бути відновлені і захищені від потрапляння вологи до трубопроводу.
8.13.26 На водяних теплових мережах і конденсатопроводах повинен бути організований систематичний контроль за внутрішньою корозією трубопроводів шляхом аналізу мережної води і конденсату, а також за індикаторами внутрішньої корозії, встановлюваними у найбільш
характерних точках: на виводах від енергооб'єкта (ДТ), на кінцевих ділянках, у двох-трьох проміжних вузлах магістралі.
Непрацююча теплова мережа повинна заповнюватися тільки деаерованою водою.
8.13.27 3 паропроводів насиченої пари конденсат повинен безперервно відводитися через конденсатовідвідники.
Робота конденсатовідвідників на загальний конденсатопровід без
установлення зворотних клапанів забороняється.
8.13.28 Секціонувальні засувки і запірна арматура в нормальному режимі повинні бути в повністю відкритому або повністю закритому положенні; регулювати ними витрату теплоносія забороняється.
8.13.29 Середньорічний витік теплоносія з водяних теплових мереж повинен не перевищувати 0,25 % середньорічного обсягу води в тепловій мережі і приєднаних до неї системах теплоспоживання незалежно від схеми їхнього приєднання (за винятком систем гарячого водопостачання, приєднаних через водопідігрівники).
Під час визначення витоку теплоносія не повинна враховуватися витрата води на наповнення теплопроводів і систем тепло-споживання
у разі їхнього планового ремонту, підключення нових ділянок мережі і споживачів, проведення випробувань (на міцність і щільність, розрахункову температуру, теплові і гідравлічні втрати).
Виробничий витік - втрати мережної води з теплових мереж і систем теплоспоживання під час ремонту, випробувань (на міцність, щільність, розрахункову температуру, теплові і гідравлічні втрати) промивання і заповнення нових систем - визначається на підставі відповідних актів.
Невиробничий витік - втрати мережної води із систем теплопостачання і систем теплоспоживання - відноситься згідно з
їхньою балансовою належністю до власника теплових мереж або власника систем теплоспоживання, який допустив цей витік.
8.13.30 Після ремонту, до початку опалювального періоду, теплова мережа повинна підлягати гідравлічним випробуванням на міцність і
щільність відповідно до вимог ДНАОП 0.00-1.11 для перевірки міцності і щільності трубопроводів, запірної і регулювальної арматури.
Мінімальна величина пробного тиску повинна бути 1,25 робочого тиску, але не менше ніж:
- 16 кгс/кв.см (1,6 МПа) для магістральних теплових мереж;
- 12 кгс/кв.см (1,2 МПа) для розподільчих теплових мереж.
У цьому випадку значення робочого тиску встановлюється технічним керівником організації, що експлуатує теплові мережі.
Максимальна величина пробного тиску встановлюється розрахунком на міцність згідно з НД, погодженим з Держнаглядохорон-праці, з
урахуванням максимальних навантажень, які можуть прийняти на себе нерухомі опори.
У кожному конкретному випадку значення пробного тиску встановлює технічний керівник організації, що експлуатує теплові мережі, у межах, обумовлених вище.
8.13.31 Для гідравлічних випробувань на міцність і щільність трубопроводи теплових мереж повинні заповнюватися водою з температурою не нижче ніж 5 град.С і не вище ніж 40 град.С.
На час проведення випробувань теплової мережі пробним тиском теплові пункти і системи теплоспоживання повинні бути надійно відключені.
8.13.32 Випробування теплових мереж на розрахункову температуру теплоносія виконується під час введення їх в експлуатацію.
Випробуванням повинна підлягати вся мережа від ДТ до теплових пунктів систем теплоспоживання.
На теплових мережах повинен періодично, за графіком, здійснюватися контроль за тепловими переміщеннями трубопроводів і порівняння їх з розрахунковими. Одночасне проведення випробувань теплових мереж на розрахункову температуру теплоносія і на міцність та щільність забороняється.
8.13.33 Випробування з визначення теплових і гідравлічних втрат у теплових мережах повинні проводитися з періодичністю один раз на 5 років за програмою, затвердженою технічним керівником експлуатуючої теплову мережу організації і погодженою технічним керівником енергооб'єкта (ДТ).
Випробування на розрахункову температуру теплоносія, а також з визначення теплових і гідравлічних втрат повинні проводитися спеціалізованою організацією.
8.13.34 Обсяг і періодичність випробувань теплових мереж на потенціал блукаючих струмів повинні відповідати інструкції з захисту теплових мереж від електрохімічної корозії.
8.13.35 Технологічні захисти під час роботи теплових мереж повинні бути включені постійно.
Відключення пристроїв технологічного захисту під час роботи теплової мережі допускається тільки з дозволу технічного керівника
організації, що експлуатує теплову мережу, із записом в оперативній документації в таких випадках:
- у разі виявлення несправності захисту;
- у разі роботи мереж у перехідних режимах;
- для ліквідації наслідків аварій;
- у період ремонту устатковання.
Роботоздатність технологічних захистів повинна періодично перевірятися в терміни і в обсягах, зазначених в інструкціях з експлуатації теплових мереж.
8.13.36 Для двотрубних водяних теплових мереж основою для режиму відпуску тепла повинен бути графік центрального якісного регулювання.
За умови наявності гарячого водопостачання мінімальна температура води в подавальному трубопроводі мережі повинна бути не нижче ніж:
- 70 град.С - для закритих схем;
- 60 град.С - для відкритих схем гарячого водопостачання.
8.13.37 Гідравлічні режими водяних теплових мереж повинні розроблятися щорічно для опалювального і літнього періодів; для відкритих систем теплопостачання в опалювальний період режими повинні розроблятися за максимального водорозбору з подавального і зворотного трубопроводів і за відсутності водорозбору.
Заходи щодо регулювання витрати води у споживачів повинні бути складені для кожного опалювального сезону.
Черговість спорудження нових магістралей і помпових станцій, передбачених схемою теплопостачання, повинна визначатися з
урахуванням реального росту приєднуваного теплового навантаження.
У теплових мережах повинні бути передбачені заходи для забезпечення теплопостачання споживачів у разі виходу з ладу помпових станцій і окремих ділянок основних магістралей.
8.13.38 Під час роботи водяних теплових мереж, для запобігання закипання води при її максимальній температурі, тиск у будь-якій точці подавальної лінії, у трубопроводах і устаткованні ДТ, теплових пунктів і у верхніх точках безпосередньо приєднаних систем теплоспоживання повинен перевищувати значення тиску закипання води, але не менше, ніж на 0,5 кгс/кв.см (50 кПа).
Тиск води в зворотному трубопроводі водяних теплових мереж під
час роботи мережних помп повинен бути в будь-якій точці не нижче ніж
0,5 кгс/кв.см (50 кПа), але не вище від допустимого для - трубопроводів і устатковання ДТ, теплових мереж і теплових пунктів і для безпосередньо приєднаних систем теплоспоживання.
Величини тиску в подавальному і у зворотному трубопроводах повинні бути визначені проектною або налагоджувальною організацією і затверджені технічними керівниками енергооб'єкта (ДТ) і організації, яка експлуатує теплові мережі.
8.13.39 Статичний тиск у системах теплопостачання повинен бути таким, щоб забезпечувалося заповнення водою трубопроводів теплової мережі, а також усіх безпосередньо приєднаних систем теплоспоживання.
Статичний тиск повинен бути не вище від допустимого для трубопроводів і ДТ, теплових мереж і теплових пунктів і безпосередньо приєднаних систем теплоспоживання.
Статичний тиск повинен бути визначений умовно для температури води від 1 до 100 град.С.
Для магістралей віддаленого теплопостачання, що працюють при підвищених температурах мережної води, статичний тиск повинен бути визначений на підставі розрахункової температури води в магістралях.
Якщо статичний тиск в окремих точках мережі перевищує допустимий для устатковання ДТ або систем теплоспоживання, повинен бути забезпечений автоматичний поділ мережі на гідравлічне ізольовані зони, у кожній з яких повинен підтримуватися допустимий тиск.
8.13.40 У випадку аварійного припинення електропостачання мережних і перепомповувальних помп експлуатуюча теплову мережу
організація повинна забезпечити тиск у теплових мережах і системах теплоспоживання в межах допустимого рівня. У разі потенційної можливості перевищення цього рівня повинно бути передбачене
установлення спеціальних пристроїв для захисту системи теплопостачання від гідроударів.
Режими, що забезпечують необхідний статичний тиск у системах теплопостачання згідно з п.8.13.39, а також забезпечують допустимий рівень тиску в системах теплопостачання у разі аварійного припинення електропостачання мережних і перепомповувальних помп, повинні бути визначені спеціалізованою організацією.
8.13.41 Трубопроводи і устатковання теплових мереж, помпові станції, пункти розсічки (зміни режиму) мережі на гідравлічне ізольовані зони, а також теплові пункти повинні бути
оснащены засобами технологічного контролю, автоматичного керування і захисту відповідно до вимог СНиП 2.04.07.
Забороняється підключення до теплових мереж абонентів, у яких автоматизація теплових пунктів не забезпечує захисту систем теплоспоживання від недопустимого підвищеного тиску або температури мережної води.
8.13.42 Ремонт теплових мереж повинен проводитися відповідно до
графіка (плану), затвердженого технічним керівником організації, що експлуатує теплову мережу, погодженого з технічним керівником енергооб'єкта (ДТ).
Графік ремонтних робіт повинен складатися з урахуванням
одночасного ремонту трубопроводів теплової мережі і теплових пунктів.
Обсяг планованих ремонтних робіт повинен визначатися на підставі аналізу пошкоджень, періодичних оглядів, діагностики, результатів
щорічних гідравлічних випробувань на щільність.
Обсяги затверджуються технічним керівником енергооб'єкта і
узгоджуються з підрядчиком.
Організація, що експлуатує теплову мережу, повинна систематично заміняти аварійні трубопроводи, а також виконувати інші роботи, спрямовані на підвищення надійності експлуатації устатковання і мереж, ефективності використання відпущеного тепла, зменшення втрат тепла і мережної води.
8.13.43 Організація, яка експлуатує теплову мережу, повинна визначити систему технічного обслуговування устатковання і трубопроводів тепломережі з урахуванням вимог ГКД 34.20.661 "Правила
організації технічного обслуговування і ремонту обладнання, будівель і споруд електростанцій та мереж Міненерго України", інших НД з експлуатації теплових мереж.
8.13.44 Початок і закінчення опалювального сезону (і пов'язана з
цим зміна гідравлічного і теплового режиму роботи теплових мереж і
ДТ) встановлюється в кожному регіоні органами місцевого самоврядування, виходячи із сталої середньодобової температури зовнішнього повітря протягом 3 діб не менше ніж 8 град.С.
8.13.45 Під час використання попередньо ізольованих труб технічне
опосвідчування їх проводиться згідно з НД, розробленими спеціалізованою організацією г погодженим з Держнаглядохоронпраці.



 
« Системи вентиляції виробничих об'єктів ДК «Укртрансгаз»   Требования безопасности к погрузочно-разгрузочным, складским и транспортным работам »
электрические сети