Сборник директивных материалов теплотехническая часть. информационных документов раздела

Болтинский В.Н. Тракторные и автомобильные двигатели (Документ)

Ерофеев Б.В. Экологическое право (Документ)

Сапин М.Р. и др. Анатомия человека. Том 2 (Документ)

Прейс Г.А., Сологуб Н.А., Рожнецкий И.А. и др. Технология конструкционных материалов (Документ)

Панкратов Г.П. Сборник задач по теплотехнике (Документ)

Иродов И.Е. Сборник задач по атомной и ядерной физике (Документ)

Гринь И.М. Строительные конструкции из дерева и синтетических материалов (Документ)

SMR_2000_3.doc

РОССИЙСКОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО

ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ "ЕЭС РОССИИ"

ДЕПАРТАМЕНТ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ ПОЛИТИКИ И РАЗВИТИЯ

ДЕПАРТАМЕНТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

СБОРНИК

ИНФОРМАЦИОННЫХ МАТЕРИАЛОВ

ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭНЕРГОСИСТЕМ
Электротехническая часть

(Приложение к "Сборнику распорядительных

Материалов по эксплуатации энергосистем.

Электротехническая часть.

Издание пятое, переработанное и дополненное". -

М.: СПО ОРГРЭС, 2002)
УДК 621.311.002.5

РАЗРАБОТАНО Открытым акционерным обществом "Фирма по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей ОРГРЭС"
Под общей редакцией Ф.Л. КОГАНА
СОСТАВИТЕЛИ И.П. МИХАЙЛОВА (раздел 1), Ф.Д. КУЗНЕЦОВ (раздел 2), B.C. БУРТАКОВ (раздел 3), В.А. ВАЛИТОВ (раздел 4), В.И. РОДИОНОВ (раздел 5 и частично 6), Е.Ф. КОНОВАЛОВ (раздел 6), В.М. АРСЕНЬЕВ (раздел 7), В.А. КРИЧКО (раздел 8)
СОГЛАСОВАНО с Департаментом генеральной инспекции по эксплуатации электрических станций и сетей РАО "ЕЭС России" 27.06.2002 г.
Начальник М.И. ЧИЧИНСКИЙ,
с Департаментом научно-технической политики и развития РАО "ЕЭС России" 22.08.2002 г.
Начальник Ю.Н. КУЧЕРОВ,
с Департаментом электрических сетей РАО "ЕЭС России" 25.07.2002 г.
Начальник В.П. ДИКОЙ

Настоящий "Сборник информационных материалов по эксплуатации энергосистем. Электротехническая часть" является Приложением к "Сборнику распорядительных материалов по эксплуатации энергосистем. Электротехническая часть. Издание пятое, переработанное и дополненное" (СРМ-2000).

Документы Сборника информационных материалов систематизированы по тематическим разделам СРМ-2000.

ВВЕДЕНИЕ
Настоящий "Сборник информационных материалов по эксплуатации энергосистем. Электротехническая часть (Приложение к "Сборнику распорядительных материалов по эксплуатации энергосистем. Электротехническая часть. Издание пятое, переработанное и дополненное". - М.: СПО ОРГРЭС, 2002)" издается впервые. В него включены информационные документы (письма, извещения и изменения), выпущенные Департаментом научно-технической политики и развития и Департаментом электрических сетей РАО "ЕЭС России" в период с 01.01.1990 г. по 31.12.2000 г.

Включенные в настоящий Сборник информационные документы систематизированы по тематическим разделам СРМ-2000.

Сведения о состоянии на 01.10.2001 г. информационных документов, изданных с 01.01.1990 г. по 31.12.2000 г. (а некоторых и позднее), приведены в перечнях в конце каждого раздела настоящего Сборника.

Номера (даты выпуска) информационных писем, извещений и изменений указаны в содержании Сборника.

1. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ

(НАДЕЖНОСТЬ И УСТОЙЧИВОСТЬ)
1.1. О РЕКОМЕНДАЦИЯХ ПО РЕАЛИЗАЦИИ НА ТЭС ПРИКАЗА РАО "ЕЭС РОССИИ" ОТ 03.07.2000 № 368 "О МЕРОПРИЯТИЯХ ПО ВЫПОЛНЕНИЮ НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ ТРЕБОВАНИЙ ПТЭ ПО РЕГУЛИРОВАНИЮ ЧАСТОТЫ"
Стабильность и точность поддержания частоты электрического тока на нормируемом уровне является одним из основных требований по обеспечению живучести и надежности объединения энергосистем.

Участие электростанций различных типов в первичном регулировании частоты в ЕЭС России до последнего времени не нормировалось и практически определялось только техническими характеристиками систем регулирования турбин. Котельные агрегаты, как правило, не участвуют в первичном регулировании.

При этом не выполняются требования "Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации: РД 34.20.501-95" (М.: СПО ОРГРЭС, 1996) и других нормативных документов в части регулирования частоты и перетоков мощности в ЕЭС России, а надежность и стабильность поддержания частоты не соответствуют этим требованиям.

Вторичное автоматическое регулирование частоты в ЕЭС России возлагается на ограниченное число гидроэлектростанций, подключенных к центральной системе автоматического регулирования частоты и мощности (ЦС АРЧМ), установленной в СО-ЦДУ ЕЭС России. Для целей оперативного вторичного регулирования повсеместно привлекаются как гидро- , так и тепловые электростанции.

Для выполнения действующих нормативных требований необходимо активное участие в регулировании частоты достаточно большого количества генерирующих мощностей электростанций, оснащенных средствами автоматического регулирования частоты. В первую очередь это касается тепловых блочных электростанций с конденсационными турбинами (КЭС) и газомазутными котлами, обладающих наиболее благоприятными регулировочными характеристиками. Однако регулировочные возможности пылеугольных блоков КЭС, а также теплофикационного оборудования ТЭЦ тоже должны быть использованы.

Приказ РАО "ЕЭС России" от 03.07.2000 № 368 "О мероприятиях по выполнению на электростанциях требований ПТЭ по регулированию частоты" содержит организационные мероприятия, направленные на обеспечение с июля 2001 г. участия всех электростанций в первичном регулировании частоты в соответствии с требованиями ПТЭ и действующих нормативных документов, заданиями СО-ЦДУ ЕЭС России, ОДУ, АО-энерго по размещению резервов первичного регулирования.

Настоящее Письмо содержит рекомендации, которые следует использовать при анализе причин, препятствующих выполнению нормативных требований к участию конкретной электростанции в первичном регулировании частоты, а также при подготовке и реализации на тепловых электростанциях мероприятий по их устранению, предусмотренных п. 1 Приказа.
1.1.1. Нормативные требования к тепловым электростанциям

по участию в регулировании частоты
Частота электрического тока является одним из основных параметров режима энергосистемы и характеризует баланс между выработкой и потреблением электроэнергии. Стабильность частоты определяется действием систем автоматического регулирования.

Согласно п. 6.3.3 "Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации: РД 34.20.501-95" (ПТЭ):

"Регулирование частоты и перетоков мощности в ЕЭС России или в отдельно работающих ОЭС (энергосистемах) должно осуществляться:

Всеми электростанциями при изменении частоты путем изменения мощности под воздействием систем регулирования турбин в пределах регулировочного диапазона (первичное регулирование частоты), при этом статизм регулирования и зона нечувствительности по частоте должны быть согласованы с ОДУ, СО-ЦДУ ЕЭС России;

Выделенными для регулирования режима по частоте и перетокам мощности электростанциями (вторичное регулирование режима)."

Первичное регулирование обеспечивает удержание отклонения частоты при нарушениях баланса мощности в любой части энергообъединения в пределах, определяемых величиной статизма регулирования, за счет автоматического изменения мощности генерирующего оборудования действием регуляторов частоты вращения турбин, причем небаланс, возникающий между нагрузками турбин и котлов, должен устраняться за счет автоматического изменения паропроизводительности котлов.

Первичное регулирование частоты играет чрезвычайно важную роль в обеспечении нормируемого качества электроэнергии, демпфируя постоянно возникающие небалансы мощности, ограничивая отклонения и тем повышая стабильность частоты. Не менее важна его роль в обеспечении живучести и надежности энергосистемы как при нормальных, так и особенно при аварийных режимах работы, когда эффективное первичное регулирование может предотвратить чрезмерное отключение частоты, возникновение лавины частоты или повышение ее до недопустимого уровня.

Для обеспечения первичного регулирования в ЕЭС, ОЭС, энергосистемах на электростанциях должен постоянно поддерживаться заданный вращающийся резерв мощности.

Вторичное регулирование обеспечивает восстановление нормального уровня частоты и межсистемных плановых объемов электрической энергии и мощности за счет привлечения резерва вторичного регулирования, необходимый объем которого должен постоянно поддерживаться на выделенных для этой цели электростанциях по заданию СО-ЦДУ ЕЭС России, ОДУ, АО-энерго.

Третичное регулирование обеспечивает поддержание постоянной эффективности первичного и вторичного регулирования путем восстановления заданного резерва мощности.

Согласно п. 6.3.4 ПТЭ: "Использование систем автоматического управления и режимов работы, препятствующих изменению мощности при изменениях частоты (ограничители мощности и регуляторы давления "до себя" на турбинах, режим скользящего давления при полностью открытых клапанах турбин, регуляторы мощности без частотной коррекции, отключение регуляторов мощности или устройств автоматического регулирования производительности котельных установок и т.п.), допускается только временно при неисправности основного оборудования с разрешения технического руководителя АО-энерго.

После изменения мощности, вызванного изменением частоты, персонал электростанций вправе вмешиваться в процесс регулирования мощности только в следующих случаях:

После восстановления частоты 50 Гц;

С разрешения диспетчера ЦДС;

При выходе мощности за допустимые при данном состоянии оборудования пределы."

В "Сборнике распорядительных документов по эксплуатации энергосистем (Теплотехническая часть)" (М.: СПО ОРГРЭС, 1998) дается конкретизация и развитие приведенных выше положений ПТЭ для блочных ТЭС. В частности:

"4.3. Предотвращение и ограничение развития системных аварий автоматическим изменением мощности блочных тепловых электростанций

Для предотвращения и ограничения развития системных аварий, сопровождающихся значительными отклонениями частоты от номинального значения,... а также для привлечения блочных электростанций к регулированию частоты в нормальных режимах работы энергосистем предлагается:

1. Осуществлять постоянный контроль за состоянием и соответствием требованиям ПТЭ систем регулирования турбин, своевременно выявляя и устраняя дефекты регулирования. Обеспечить регулярное определение зоны нечувствительности по частоте вращения и статической характеристики регулирования в соответствии с пп. 4.4.3 и 4.4.10 ПТЭ (РД 34.20.501-95).

3. Выполнять необходимые мероприятия и включать в постоянную эксплуатацию устройства авторегулирования, обеспечивающие работу котлов в регулирующем режиме, в том числе изменение их паропроизводительности при аварийном и нормальном отклонении частоты энергосистем.

7. Диспетчерским службам при оценке и назначении резервов мощности:

Б) устанавливать перечень энергоблоков, которые не должны работать в режиме скользящего давления, исходя из требований к размеру и размещению вращающегося резерва.

8. Внести в эксплуатационные инструкции для оперативного персонала на энергоблоках, работающих как в режиме номинального, так и скользящего давления, указания:

О допустимости воздействия на нагрузку блоков после ее изменения, вызванного изменениями частоты, только при условиях, указанных в п. 6.3.4 ПТЭ (РД 34.20.501-95): после восстановления частоты 50 Гц с разрешения диспетчера энергосистемы или в случае выхода нагрузки за допустимые пределы;

О необходимости в случае отсутствия на блоках действующих устройств авторегулирования паропроизводительности котла восстанавливать давление после изменения нагрузки турбины, вызванного изменением частоты, воздействием на котел вручную...".

"4.4. О включении и настройке частотных устройств автоматических регуляторов мощности па тепловых электростанциях

Для предотвращения... неправильных действий САУМ необходимо:

1. Ввести в работу устройства частотной коррекции для действующих САУМ. Впредь принимать в эксплуатацию и вводить в работу САУМ только при одновременном вводе устройств ЧК.

2. Устанавливать настройки устройств ЧК в системах АРМ, как правило, в соответствии с настройками регуляторов частоты вращения турбин, а именно, зону нечувствительности и статизм характеристики ЧК не более степени нечувствительности и неравномерности по частоте вращения турбины в соответствии с п. 4.4.3 ПТЭ (РД 34.20.501-95).

Увеличение зоны нечувствительности ЧК допускать лишь временно по условиям состояния основного оборудования с разрешения технического руководителя АО-энерго...".

Согласно п. 4.5.3 ПТЭ "Теплофикационные энергоблоки, работающие с полным расходом циркуляционной воды через конденсатор, могут быть привлечены к покрытию диспетчерского графика электрических нагрузок с сохранением заданного количества отпускаемого тепла. Теплофикационные энергоблоки, работающие на встроенном пучке конденсатора или с отсечкой ЦНД, как правило, не должны привлекаться к покрытию переменной части графика электрических нагрузок... Количество теплофикационных энергоблоков, не привлекаемых к покрытию переменного графика нагрузок, должно быть определено диспетчером энергосистемы...".
1.1.2. Фактическое положение с выполнением нормативных требований по участию электростанций ЕЭС России в регулировании частоты
В целях определения фактического состояния и возможностей активизации участия электростанций различных типов в системном регулировании в 1998-99 гг. ОАО "Фирма ОРГРЭС", "УралОРГРЭС" и "ЮгОРГРЭС" были проведены обследования 16 тепловых электростанций с энергоблоками 150-800 МВт, а также нескольких ТЭЦ и ГЭС ОЭС Центра, Урала и Северного Кавказа. Данные по мощности, составу основного оборудования, срокам ввода в эксплуатацию и количеству обследованных энергоблоков ТЭС приведены в таблице 1.1.
Таблица 1.1

Мощность, МВт	Котел (тип/завод)	Турбина (тип/завод)	Генератор (тип/завод)	Годы ввода	Количество обследованных/в ЕЭС
300	ТГМП-114, 314, 324/ТКЗ ПК-41/ЗиО	К-300-240 ЛМЗ; ХТГЗ	ТВВ-320-2/ЭС ТГВ-300/ЭТМ	1969-1983	54/77
500	П-57/2(3)/ЗиО	К-500-240/ХТГЗ	ТВМ-500/ЭЛСИБ ТГВ-500/ЭТМ	1977-1982	4/10
800	ТПП-804, ТГМП-204/ТКЗ	К-800-240-5/ХТГЗ	ТЗВ-800-2/ЭС, ТВВ-800-2/ЭС	1986-1995	10/14
200	ТГ-104/ТКЗ	К-200-130-3/ЛМЗ	ТВВ-200-2А/ЭС	1972-1983	16/76
150	ТГМ-94/ТКЗ	К-150-130/ХТГЗ	ТВВ-165-2/ЭС	1963-1966	10/37

Обследование показало, что состояние систем автоматического регулирования частоты и мощности практически на всех обследованных ТЭС не отвечает действующим нормативным требованиям:

На ряде газомазутных энергоблоков 200 и 300 МВт и на всех пылеугольных энергоблоках, суммарная мощность которых составляет 39% мощности всех обследованных энергоблоков КЭС, в работе постоянно находятся регуляторы "до себя" на турбинах;

На отдельных энергоблоках 300 МВт (13% мощности обследованных) режим скользящего давления применяется при полностью открытых клапанах турбины;

На всех энергоблоках 300 МВт с турбинами ЛМЗ в области скользящего давления в характеристику гидравлического регулятора частоты вращения турбины введена дополнительная зона нечувствительности по частоте, равная основной зоне нечувствительности этого регулятора, что в сочетании с увеличением степени неравномерности регулирования турбины по мощности при понижении давления свежего пара резко снижает эффективность участия этих энергоблоков в первичном регулировании;

Во всех действующих системах регулирования мощности энергоблоков 800 МВт на ЧК установлена зона нечувствительности от 49,5 до 50,2 Гц, в пределах которой турбинные регуляторы мощности (ТРМ) работают как регуляторы "до себя", препятствуя действиям регуляторов частоты вращения турбин, зона нечувствительности которых на порядок меньше;

На всех обследованных энергоблоках 200, 300 и 500 МВт действующие системы автоматического регулирования котлов используются только в базовом режиме с периодическими изменениями нагрузки оператором в пределах регулировочного диапазона по диспетчерскому графику. Автоматическое регулирование нагрузки в переменных режимах не освоено, хотя изначально эти функции проектами были предусмотрены;

На ряде энергоблоков 300 МВт (26% мощности обследованных) одновременно с регуляторами "до себя" на турбинах эксплуатируются котельные регуляторы мощности с сигналом от ЧК, также имеющих зону нечувствительности по частоте 49,5 - 50,2 Гц. Однако и в этом случае эффективность участия таких энергоблоков в первичном регулировании невелика, так как действия гидравлического регулятора частоты вращения турбины подавляются регулятором "до себя", а котел реагирует на отклонения частоты с большой инерционностью и только за пределами зоны нечувствительности ЧК;

При проведении профилактических работ не определяются в полном объеме регулировочные характеристики системы регулирования турбин, имеются случаи, когда степень неравномерности регулирования превышает 6,5% при нормированной 4,5%, а местная степень неравномерности в диапазоне нагрузок 80-100% номинальной достигает 10-15% при норме не более 6%;

Местными инструкциями по эксплуатации энергетического оборудования контроль за участием в первичном регулировании со стороны оперативного персонала не предусмотрен, а в ряде случаев их указания фактически направлены на противодействие автоматическому изменению нагрузки турбин под действием регуляторов частоты вращения. Поэтому в случаях отклонения частоты от нормы оперативный персонал воздействует не на котел, а на регулирующие клапаны турбины, восстанавливая заданную нагрузку.

Таким образом, первичное регулирование частоты в ЕЭС России не организовано и носит хаотический характер. Большинство блочных ТЭС лишь частично участвует в первичном регулировании, главным образом за счет более высокого быстродействия регуляторов частоты вращения турбин по сравнению с регуляторами давления "до себя" или по сравнению с действиями оперативного персонала, которые при отклонениях частоты препятствуют действиям регуляторов частоты вращения.

Котлы блочных ТЭС практически не участвуют в первичном регулировании частоты, поскольку автоматическое регулирование их нагрузки в переменных режимах не освоено, хотя эти функции в системах автоматики предусмотрены.

Автоматическое вторичное регулирование частоты на ТЭС отсутствует. На электростанциях повсеместно отсутствуют общестанционные системы регулирования мощности, предназначенные для приема, обработки и передачи сигналов вторичного регулирования системам регулирования мощности энергоблоков. В то же время в связи со значительным отличием фактических графиков изменения нагрузки от первоначально заданных оперативное вторичное и третичное регулирование на ТЭС по командам диспетчера повсеместно производится оперативным персоналом путем дистанционного воздействия на ручной задатчик нагрузки котла или непосредственно на подачу топлива.

Установленная мощность ТЭС с теплофикационными турбинами составляет более 50% установленной мощности всех тепловых электростанций ЕЭС России. При работе в конденсационном и комбинированном (когда давление пара в теплофикационном отборе регулируется диафрагмой) режимах на турбинах с полным расходом циркуляционной воды через конденсатор имеются определенные запасы на регулирование мощности, которые могут быть эффективно использованы при первичном регулировании.

Энергоблоки с теплофикационными турбинами, как правило, оснащены системами регулирования мощности, рассчитанными на работу во всех эксплуатационных режимах. Эти системы достаточно сложны и на большинстве энергоблоков в полном объеме не освоены. Поэтому на данном этапе теплофикационные энергоблоки при работе в конденсационном или комбинированном (в ограниченном диапазоне электрических нагрузок) режиме должны привлекаться к первичному регулированию путем освобождения регулятора частоты вращения турбины от воздействий, препятствующих его работе при изменении частоты в энергосистеме, с соответствующей поддержкой со стороны котла, управляемого либо автоматически, либо дистанционно оператором.

ТЭЦ с общим паропроводом также могут привлекаться к первичному регулированию при работе турбин в конденсационном и комбинированном режимах. При этом давление в общем паропроводе должно поддерживаться котлами.

Турбоагрегаты ТЭЦ, работающие в теплофикационном режиме (с закрытой диафрагмой на отборе), к первичному регулированию частоты не привлекаются.

Разработанные в 70-80-х годах универсальные типовые системы автоматического управления мощностью САУМ-1 и САУМ-2 обеспечивают участие энергоблоков как в первичном, так и во вторичном регулировании частоты в энергосистеме.

САУМ-1 (с "ведущим котлом") применяется на энергоблоках с прямоточными котлами, работающими в режимах номинального и скользящего давления свежего пара. Она обеспечивает реакцию энергоблока на изменения частоты в энергосистеме за счет работы регулятора частоты вращения турбины и адекватного изменения нагрузки котла, а также изменение мощности энергоблока по заданию от общестанционной системы регулирования мощности и от оператора энергоблока.

В различных модификациях САУМ-1 реализована на ряде энергоблоков 300 МВт с газомазутными котлами (Киришская, Костромская ГРЭС и др.), а также на энергоблоках 800 МВт (Пермская, Нижневартовская ГРЭС и Сургутская ГРЭС-2), однако фактически она эксплуатируется только на энергоблоках 800 МВт. При этом завышенная зона нечувствительности частотного корректора (49,5-50,2 Гц) значительно снижает эффективность участия и этих энергоблоков в первичном регулировании, а при глубоких изменениях нагрузки на них требуется дополнительное вмешательство оперативного персонала.

На энергоблоках 300 МВт САУМ-1 как автоматическая система не используется, из ее состава периодически включаются только ограничители темпа задания.

САУМ-2 (с "ведущей турбиной") предназначалась для применения на энергоблоках с барабанными котлами. Однако в полном объеме практически ни на одной электростанции ЕЭС России эта система не реализована. В эксплуатации нашел применение вариант без регулятора мощности на турбине с "главным регулятором" на котле, который поддерживает давление свежего пара перед турбиной и получает дополнительно опережающий сигнал, характеризующий изменение ее мощности (например, сигнал по скорости изменения: давления свежего пара, перемещения главного сервомотора системы регулирования турбины и т.п.).

Вместо главного регулятора на пылеугольных барабанных котлах нашла применение схема регулятора топлива, получающего сигналы по давлению свежего пара перед турбиной и скорости изменения давления в барабане котла. Дополненная опережающим сигналом, характеризующим изменение мощности турбины, эта АСР эквивалентна схеме с главным регулятором.

При работе энергоблока по диспетчерскому графику с участием в первичном регулировании может быть рекомендован для использования упрощенный (так называемый разомкнутый) вариант САУМ-1, разработанный ОАО "Фирма ОРГРЭС" и "ВТИ" - САУМ-У (см. дополнение к настоящему Письму). По согласованию с РАО "ЕЭС России" ОАО "Фирма ОРГРЭС" задействовало и провело промышленные испытания САУМ-У на дубль-блоке 300 МВт Костромской ГРЭС (котел ТГМП-314, турбина К-300-240) при работе в регулировочном режиме на номинальном и скользящем давлении в диапазоне нагрузок 150-300 МВт с частотным корректором без специально вводимой зоны нечувствительности. Фактическая нечувствительность системы определялась в динамике нечувствительностью турбины, а в статике - нечувствительностью АСР котла, которая в данном случае не превышала плюс-минус 0,02 Гц. Результаты испытаний подтвердили, что, обладая удовлетворительными регулировочными характеристиками, САУМ-У более проста в наладке и эксплуатации, чем САУМ-1, и не требует существенных затрат для своей реализации на энергоблоке.
1.1.3. Мероприятия по активизации участия тепловых электростанций в регулировании частоты в ЕЭС России
Приказом РАО "ЕЭС России" от 03.07.2000 г. № 368 предписано:

"1. Руководителям АО-энерго, АО-электростанций РАО "ЕЭС России":

1.1. В третьем квартале 2000 г. проанализировать причины, препятствующие на каждой конкретной электростанции выполнению требований ПТЭ (РД 34.20.501-95.- М.: СПО ОРГРЭС, 1996) в части пп. 6.3.3; 6.3.4; 6.3.9, а также пп. 3.3.6; 3.3.7; 3.3.8 для ГЭС, пп. 4.4.3; 4.4.13; 4.5.1; 4.5.13 для ТЭС, п. 4.6.2 для ГТУ; "Сборника распорядительных документов по эксплуатации энергосистем. Теплотехническая часть" (М.: СПО ОРГРЭС, 1998), пп. 4.3 и 4.4; Общих технических требований к управляющим подсистемам агрегатного и станционного уровней АСУ ТП ГЭС (РД 153-34.0-35.519-98); Методических указаний по испытаниям и наладке КТС ГРАМ (МУ 34-70-175-87);

1.2. В IV квартале 2000 г. подготовить и утвердить (по принадлежности) в Департаменте электростанций (Департаменте энергосистем) план мероприятий по обеспечению участия каждого турбо- и гидроагрегата, котлоагрегата, энергоблока в первичном регулировании частоты. Утвержденный экземпляр плана направить в РАО "ЕЭС России"; СО-ЦДУ ЕЭС России и в ОАО "Фирма ОРГРЭС".

При выполнении пп. 1.1 и 1.2 Приказа предлагается руководствоваться следующими положениями:

1. Энергоблоки ТЭС с конденсационными турбинами
1.1. На энергоблоках 800 МВт, работающих на газе, обеспечить эксплуатацию существующих систем регулирования мощности с частотными корректорами, настройки которых (зона нечувствительности и крутизна характеристики) должны соответствовать требованиям п. 4.4 "Сборника распорядительных документов по эксплуатации энергосистем (Теплотехническая часть)".- М.: СПО ОРГРЭС, 1998.

1.2. На энергоблоках 300 МВт с газомазутными котлами восстановить и ввести в работу существующие системы управления мощностью САУМ-1 в полном объеме.

На энергоблоках, где такие системы отсутствуют или восстановление их в полном объеме сопряжено со значительными трудностями, ввести в работу упрощенную систему САУМ-У, используя рекомендации дополнения.

1.3. На энергоблоках 150, 200, 300, 500 и 800 МВт с прямоточными пылеугольными котлами выполнить и ввести в работу упрощенную систему регулирования САУМ-У.

На энергоблоках с пылеугольными котлами, регулирование нагрузки которых сопряжено с возникновением неустойчивых топочных режимов или ограничено регулировочными возможностями вспомогательного оборудования, в порядке исключения и по согласованию с АО-энерго допускается использование САУМ-У без воздействия частотного корректора на регулятор нагрузки котла при ограничении его воздействия на турбинные регуляторы по величине отклонения давления свежего пара.

1.4. На энергоблоках с барабанными котлами восстановить и ввести в работу существующие системы управления мощностью САУМ-2 в полном объеме.

На энергоблоках, где такие системы отсутствуют или восстановление их в полном объеме сопряжено со значительными трудностями, выполнить и включить в работу вариант с главным регулятором или его аналогом на котле и регулятором частоты вращения на турбине.
2. ТЭЦ с теплофикационными турбинами
2.1. На энергоблоках ТЭЦ ввести в эксплуатацию проектные системы регулирования мощности с частотной коррекцией, выполненной в соответствии с указаниями п. 4.4 "Сборника распорядительных документов по эксплуатации энергосистем (Теплотехническая часть)".

На энергоблоках, где такие системы отсутствуют или восстановление их в полном объеме сопряжено со значительными трудностями, при работе блока в конденсационном и комбинированном режимах ввести в эксплуатацию:

На энергоблоках с прямоточными котлами - упрощенную систему САУМ-У, используя рекомендации дополнения;

На энергоблоках с барабанными котлами - главный регулятор давления свежего пара перед турбиной, воздействующий на котел или его аналог.

При использовании этих схем регулирования в комбинированном режиме диапазон автоматического регулирования мощности должен быть ограничен крайними положениями регулирующей диафрагмы теплофикационного отбора турбины.

2.2. ТЭЦ с поперечными связями так же, как и блочные ТЭЦ, должны участвовать в первичном регулировании частоты при работе теплофикационных турбин в конденсационном или комбинированном режиме за счет действий регуляторов частоты вращения. При этом давление в общей паровой магистрали ТЭЦ должно поддерживаться котлами.
3. На всех тепловых электростанциях:
Обеспечить качество работы регуляторов частоты вращения турбоагрегатов, отвечающее требованиям ПТЭ (пп. 4.4.3 и 4.4.10), для чего:

- определить на холостом ходу и под нагрузкой статические характеристики, зоны нечувствительности и степень неравномерности по частоте систем регулирования турбин и сопоставить их с соответствующими нормативами завода-изготовителя (ГОСТ 24278-89 "Турбины паровые стационарные для ТЭС. Общие технические требования");

- провести ревизию узлов системы регулирования, в которых обнаружены отклонения в работе, и устранить выявленные дефекты; в дальнейшем ежегодно проводить такие испытания и устранение дефектов;

- обеспечить непрерывную очистку масла в системах регулирования турбин от механических примесей с применением фильтров тонкой очистки; для уменьшения попадания механических примесей следить за величиной разрежения в узлах системы регулирования (20 - 40 мм вод. ст.);

- на турбинах К-300-240 ЛМЗ устранить "мертвую зону" в характеристике "перемещение регулирующих клапанов высокого давления в зависимости от давления управляющей жидкости" [Н рквд = f(P уп)] в области перехода на режим скользящего давления; для поддержания регулирующих клапанов турбины в заданном положении при работе в режиме скользящего давления использовать регулятор положения клапанов (давления управляющей жидкости) с исчезающим сигналом по частоте (см. дополнение).

При подготовке систем регулирования котлов к работе энергоблока в режиме регулирования частоты произвести:

- ревизию регулирующих органов котла (топлива, питания, воздуха, тяги, впрысков), определение их расходных характеристик и при необходимости приведение их в соответствие с Требованиями к оборудованию энергетических блоков мощностью 300 МВт и выше, определяемыми условиями их автоматизации. Особое внимание уделить устранению люфтов и выбегов регулирующих органов, а также состоянию тормозов, муфт сочленений, сальников и других элементов электропривода, подвергающихся быстрому износу;

- проверку и при необходимости корректировку статических и динамических настроек регуляторов мощности энергоблока и нагрузки котла (топлива, воздуха, питания, разрежения, температуры свежего и промежуточного пара);

- настройку вновь смонтированных, проверку и при необходимости корректировку статических и динамических настроек существующих регуляторов мощности энергоблока и нагрузки котла (топлива, воздуха, питания, разрежения, температуры свежего и промежуточного пара).

При наладке систем регулирования мощности произвести настройку частотных корректоров в соответствии с настройками регуляторов частоты вращения турбин, а именно, зону нечувствительности и статизм характеристики ЧК устанавливать не более степени нечувствительности и неравномерности по частоте вращения турбины в соответствии с п. 4.4.3 ПТЭ (см. п. 4.4 "Сборника распорядительных документов по эксплуатации энергосистем. Теплотехническая часть").

Произвести комплексные испытания системы регулирования (мощности) энергоблока в целом на действующем энергоблоке во всем регулировочном диапазоне, добиваясь соответствия полученных показателей точности поддержания регулируемых параметров в статике и качества переходных процессов в динамике соответствующим показателям, приведенным в "Рекомендациях по разработке систем автоматического регулирования ТЭС" (М.: СПО Союзтехэнерго, 1988).

За дополнительной информацией обращаться в ОАО "Фирма ОРГРЭС" по телефонам:

360-97-86 - Ительман Ю.Р.; 360-09-40 - Касьянов Л.Н.; 360-14-17 - Терещенко В.К. Факс: 360-86-40.

Дополнение

к Приказу № 368
УПРОЩЕННАЯ СИСТЕМА АВТОМАТИЧЕСКОГО

РЕГУЛИРОВАНИЯ МОЩНОСТИ САУМ-У
1. Особенности системы и область ее применения
В отличие от типовых структур, описываемых в нормативном материале для проектирования * , САУМ-У не имеет обратной связи по электрической мощности. Благодаря этому она менее чувствительна к внутренним возмущениям и менее требовательна к качеству работы подчиненных систем авторегулирования. Этим объясняется простота выполнения и использования САУМ-У.

* Система автоматического регулирования частоты и мощности (АРЧМ) блочных тепловых электростанций с прямоточными котлами. Нормативный материал для проектирования. Минэнерго СССР, 1978 г. УДК 621.311.22.112:621.5: № Госрегистрации 78015136, Шифр XI-267-76-78.
САУМ-У предназначена для управления мощностью энергоблока при его работе на номинальных и скользящих параметрах при первичном регулировании частоты и при вторичном оперативном регулировании частоты и перетоков мощности в энергосистеме.

САУМ-У рекомендуется для применения на энергоблоках с прямоточными котлами, рассчитанными на работу как с до- , так и с закритическими параметрами пара.
2. Функциональная схема САУМ-У
Функциональная схема системы показана на рис. 1.1.

На энергоблоке сохраняются:

Штатная система автоматического регулирования котла (АСРК), обеспечивающая автоматическое изменение расходов топлива, питательной воды и воздуха при изменении задания на ее входе;

Штатная гидравлическая система регулирования (ГСР) турбины с регулятором скорости и двигателем МУТ.

АСРК может управляться вручную (РУ) задатчиком ведущего регулятора котла или моторным задатчиком нагрузки котла (МЗН) с помощью ключа или кнопок блока управления (в зависимости от типа используемой аппаратуры).

Система авторегулирования производительности котла АСРК имеется в том или ином виде на всех энергоблоках. Опыт использования САУМ различных типов показал, что при тщательной отладке статических соотношений топлива, воздуха и питательной воды удовлетворительные результаты позволяют получить простейшие системы регулирования соотношения топливо - воздух. Корректировка содержания кислорода в уходящих газах в спокойном режиме может выполняться персоналом.

Рис. 1.1. Функциональная схема САУМ-У
На турбине в соответствии с действующими нормативами запрещено использование регуляторов давления (РД) и положения клапанов (РН), препятствующих действию регулятора скорости. В некоторых случаях эти регуляторы на блоках имеются, но не используются.

На ряде блоков выполнены программаторы задания (ПЗ), позволяющие задавать конечное значение требуемой нагрузки и скорость перехода к ней от текущей.

На каждом блоке имеется в том или ином виде система ограничений и блокировок (СОБ), препятствующая недопустимым изменениям нагрузки при возникновении технологических ограничений или действии противоаварийной автоматики.

Для реализации САУМ-У необходимо выполнить частотную коррекцию (ЧК) задания АСРК. Частотная коррекция должна выполняться с коэффициентом усиления, равным крутизне частотной характеристики турбины.

Для автоматической коррекции давления перед турбиной и положения регулирующих клапанов необходимо выполнить комплект турбинных регуляторов ТР в соответствии с рекомендациями и сформировать исчезающий сигнал, блокирующий их действие при отклонениях частоты. Переключение турбинных регуляторов осуществляется по алгоритму, принятому в типовых решениях (рис. И78-545). К МУТ подключается тот из регуляторов, от которого последним поступила команда "больше".

Рис. 1.2. Структурная схема устройства частотной коррекции
Схема выполнения частотной коррекции, приведенная на рис. 1.2, также соответствует . Сигнал от датчика частоты (ДЧ) подается на вход усилителя (У) и через звено типа "ограничение" - на инверсный вход усилителя. Величина зоны нечувствительности и суммарный коэффициент усиления по каналу частотной коррекции устанавливаются равными средним значениям соответствующих параметров регулятора частоты вращения турбины (PC), что обеспечивает при отклонении частоты изменение нагрузки котла, близкое к изменению мощности турбины. Реализация такой структуры позволяет использовать турбинные регуляторы в нормальных режимах работы блока, что полезно с точки зрения экономичности и сохранности оборудования. Исчезающий сигнал по частоте должен быть эквивалентен по форме и противоположен по направлению основному сигналу, появляющемуся на входе регулятора давления (регулятора положения клапанов) при перемещении регулирующих клапанов турбины под действием регулятора частоты вращения турбины. Это исключает встречное действие регулятора частоты вращения и регулятора давления (положения клапанов) при возмущении в энергосистеме.

Передаточная функция, примерно описывающая требуемое блокирующее звено, имеет вид

.

Такая функция может быть реализована путем демпфирования сигнала от датчика частоты и преобразования его с помощью реального дифференцирующего звена, имеющегося в составе любого комплекта аппаратуры регулирования с унифицированным сигналом.

При отсутствии в составе АСРК моторного задатчика МЗН его целесообразно выполнить для повышения удобства эксплуатации и надежности. Для контроля задаваемой котлу мощности целесообразно включить на его выходе измерительный прибор, отградуированный в единицах мощности или массового расхода топлива.

Под действием сигнала, пропорционального отклонению частоты, подаваемого по каналу ЧК в контур регулятора нагрузки котла, меняется его нагрузка. При равенстве коэффициентов передачи по каналу ЧК и по каналу регулятора частоты вращения турбины к моменту окончания переходного процесса на котле изменение его нагрузки равно изменению мощности турбины. При этом давление пара перед турбиной (или регулирующие клапаны турбины) возвращается к исходному значению. После окончания процесса изменения частоты блокирующий сигнал исчезает и регулятор давления пара (регулятор положения клапанов) обеспечивает поддержание соответствующего параметра (в том числе и в случае, если изменение нагрузки котла оказалось не соответствующим изменению мощности турбины) на заданной уставке.

Дополнительно повысить удобство управления мощностью можно за счет выполнения программного задатчика ПЗ, структурная схема которого показана на рис. 1.3. Схема соответствует чертежу И78-548 и может быть реализована на любой унифицированной аппаратуре. В качестве выходного элемента И программного задатчика может быть использован любой тип интегратора с полным временем хода 20 - 60 с. Роль выходного элемента ПЗ может выполнить и МЗН, охваченный обратной связью по выходу, как показано на рис. 1.1. Однако использование МЗН в качестве выходного элемента ПЗ имеет смысл только при дефиците аппаратуры, поскольку это усложняет взаимодействие с системой ограничений и блокировок СОБ.

Рис. 1.3. Упрощенная структурная схема устройства формирования плановой составляющей нагрузки ПЗ

ПЗ действует следующим образом. При изменении задания задатчиком РЗД1 возникает разбаланс между входным и выходным сигналами ПЗ, что приводит к срабатыванию порогового элемента Р. На его выходе срабатывают реле РБ или РМ, контакты которых через реле блокировки РББ (РБМ) подключают интегратор И на выход импульсатора ИМП. Скважность последнего, задаваемая задатчиком РЗД2, определяет скорость перехода к конечному заданию. Текущая величина выхода И(МЗН) является плановым заданием блоку N зд,пл.

Выполнения ПЗ могут быть различны в зависимости от используемой аппаратуры.

При реализации САУМ-У (как и любой другой системы автоматического управления мощностью блока) должно быть уделено внимание формированию сигналов, фиксирующих факт возникновения ограничений, при которых исключается возможность автоматического управления мощностью блока в одном или обоих направлениях. Сюда же относятся вопросы взаимодействия с противоаварийной автоматикой и технологическими защитами. На рис. 1.1 это изображено в виде системы ограничений и блокировок СОБ. Основные решения по взаимодействию с СОБ должны быть аналогичными рекомендуемым (рис. И78-551, И78-552).
3. Аппаратное исполнение системы
Для формирования сигнала частотной коррекции может быть использован датчик Е-858, выпускаемый Витебским ПО "Электроизмеритель". Рекомендуется использовать модификацию Е-858/13 (диапазон 45-55 Гц, выходной сигнал 0-5 мА, погрешность 0,02). Все другие элементы структурных схем могут быть выполнены из блоков любых комплексов аппаратуры регулирования с унифицированным токовым сигналом (КАСКАД, АКЭСР, ПРОТАР, РЕМИКОНТ) или их комбинации.
4. Рекомендации по наладке
Наладка САУМ-У сводится к проверке настроек канала частотной коррекции и выбору настроек дифференциаторов, формирующих сигнал блокировки турбинных регуляторов при изменениях частоты. Величина зоны нечувствительности, устанавливаемая с помощью блока нелинейных преобразований, и коэффициент усиления, устанавливаемый в цепи частотной коррекции плановой мощности, должны соответствовать средним значениям соответствующих параметров регулятора скорости турбины.

Выбор настроек блока Д1, включаемого на регулятор давления перед турбиной, осуществляется следующим образом. Приблизительно в середине диапазона номинального давления при отключенном турбинном регуляторе подается сигнал, соответствующий, например, 10% изменения мощности задатчиком ведущего регулятора нагрузки котла. Одновременно на двигатель МУТ подается от ключа непрерывный сигнал в ту же сторону до тех пор, пока мощность турбогенератора изменится на 6-7%.

Любым способом, позволяющим регистрировать значения величины отклонения давления от исходной с интервалом 10-15 с, фиксируется процесс изменения отклонения давления пара перед турбиной во времени и изображается в виде графика. На основе анализа графика выбираются настройки дифференциатора, обеспечивающие близкий вид переходного процесса. (Исследования разомкнутой системы регулирования энергоблока с котлом ТГМП-114 показали, что возможный диапазон настроек дифференциатора Т д, К д, Т ф в зависимости от жесткости связи с энергосистемой составляет: Т д = 50-100 с, К д = 1-2, Т ф = 25 с).

На вход дифференциатора подается толчком сигнал, соответствующий 10%-ному изменению мощности (при среднем статизме турбины 4,5% это соответствует изменению частоты на 0,45%, или 0,225 Гц), и фиксируется процесс изменения сигнала на его выходе. Удобно фиксировать оба процесса, измеряя напряжение на выходе сумматора регулятора давления, поочередно вводя регуляторы чувствительности на соответствующих входах.

После предварительного выбора настроек нужно убедиться в том, что при повторном нанесении возмущений задатчиком ведущего регулятора нагрузки котла и воздействием на МУТ регулятор давления (особенно в начальной стадии процесса) практически бездействует. В противном случае можно скорректировать настройки и повторить опыт.
Литература
1. Типовые схемы регулирования мощности моноблоков с прямоточными котлами мощностью 300 МВт и выше (нормальные режимы). Шифр ХН-328-72, УДК-621.311.22.112; № 777 (Москва, 1974).
Перечень

информационных документов раздела

"Энергетические системы (надежность и устойчивость)",

изданных с 01.01.1990 г. по 31.12.2000 г.

2. ЗАЩИТА И ЭЛЕКТРОАВТОМАТИКА
2.1. О СОВЕРШЕНСТВОВАНИИ БЛИЖНЕГО И ДАЛЬНЕГО

РЕЗЕРВИРОВАНИЯ РАБОТЫ УСТРОЙСТВ РЗА

РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ 6-110 кВ
В последние годы увеличилось количество отказов основных защит или коммутационных аппаратов (короткозамыкателей, отделителей), особенно на тупиковых подстанциях напряжением 6-110 кВ, и, как следствие, число повреждений силовых трансформаторов.

В 1995 г. по указанным выше причинам на подстанциях 6 кВ и выше произошло 115 технологических нарушений в работе электрических сетей, приведших к повреждению 31 силового трансформатора напряжением 110-500 кВ.

Так, в Хабаровскэнерго при коротком замыкании в ячейке КРУ 6 кВ и отказе устройств РЗА на подстанции 110/35/6 кВ, а также из-за необеспечения резервирования действия устройств РЗА произошел пожар, вследствие которого были повреждены трансформатор ТДТН-25000/110 и 34 ячейки КРУ 6 кВ. Аналогичный случай произошел в Псковэнерго на подстанции 110/6 кВ. При этом были повреждены 16 ячеек ЗРУ 10 кВ и трансформатор ТРДЦН-63000/110.

Существующие типовые проектные решения не обеспечивают в полной мере дальнее резервирование действия устройств РЗА ВЛ 6-110 кВ и питающихся от них силовых трансформаторов в случае присоединения к линии двух трансформаторов и более. Даже в случае присоединения к тупиковой линии одного трансформатора невозможно обеспечить чувствительность защиты линии к возникшему короткому замыканию за трансформатором (в том числе для трансформаторов большой мощности) при наличии реактирования линий на стороне низшего напряжения.

Следует отметить, что типовые проектные решения прошлых лет в ряде случаев не позволяют обеспечить в полной мере надежное ближнее резервирование действия защит при коротких замыканиях на стороне низшего напряжения силовых трансформаторов 110/6-10 кВ из-за следующих недостатков, выявленных в процессе эксплуатации:

1. Оперативные цепи защит и цепи управления выключателями не имеют секционирования в пределах КРУ 6-10 кВ.

2. Оперативные цепи отделителя и короткозамыкателя объединены.

3. Дифференциальная защита трансформатора включается в общие токовые цепи с максимальной токовой защитой (МТЗ).

4. Защиты трансформатора в ряде случаев выполнены с одним выходным промежуточным реле.

5. На подстанциях с переменным оперативным током действие МТЗ на стороне 110 кВ с первой выдержкой времени на отключение вводов низшего напряжения выполняется от предварительно заряженных конденсаторов. При коротком замыкании в ячейке ввода конденсаторы схемы отключения выключателя разряжаются, защита трансформатора может действовать только со второй выдержкой времени на включение короткозамыкателя, что приводит к задержке ликвидации КЗ.

Кроме этого, следует отметить, что в соответствии с п. 3.2.17 "Правил устройства электроустановок" (М.: Энергоатомиздат, 1985) допускается в ряде случаев не обеспечивать полное дальнее резервирование действия устройств РЗА, если оно связано со значительным усложнением защиты или технически невозможно.

Как показало выполненное ОАО "Фирма ОРГРЭС" обобщение полученной информации от служб РЗА, многие энергосистемы пытаются самостоятельно решить вопросы более полного и надежного обеспечения резервирования устройств РЗА (в основном ближнего действия).

На подстанции с короткозамыкателями и отделителями выполняется действие защит на отключение отделителя при срабатывании защит трансформатора и отказе во включении короткозамыкателя в соответствии с Информационным письмом № 5-91 "О схемах защиты и автоматики подстанций с отделителями и короткозамыкателями" (М.: СПО ОРГРЭС, 1992).

Разделяются оперативные цепи отделителя и короткозамыкателя, устанавливаются дополнительные резервные МТЗ на стороне 110 кВ трансформаторов с токовыми и оперативными цепями, не заходящими в КРУ или КРУН.

Для быстрой ликвидации КЗ в ячейках КРУ устанавливаются дуговые защиты. Для КРУ, конструкция которых не позволяет выполнить дуговые защиты, выполняются токовые защиты шин.

Перечисленные мероприятия, внедренные в ряде энергосистем (Курскэнерго, Мосэнерго, Рязаньэнерго, Татэнерго), позволили существенно снизить повреждаемость трансформаторов.

Кроме того, Московским институтом "Энергосетьпроект" в 1995 г. разработаны рекомендации по реконструкции схем релейной защиты и управления существующих подстанций 110-220 кВ с упрощенными схемами соединений на переменном оперативном токе, позволяющие обеспечить надежное резервирование работы устройств релейной защиты.

В последние годы разработаны и внедрены в эксплуатацию устройства РЗА, позволяющие решать вопросы ближнего и дальнего резервирования:

1. Устройство дальнего резервирования релейной защиты УДР АХ-94.2.

2. Резервная защита трансформатора РТЗТ-01.

3. Резервная защита трансформаторной подстанции РЗТ.

4. Устройство резервирования защит трансформаторов подстанции 110-220 кВ типа УРЗТ.

Все эти устройства выполнены на микроэлектронной элементной базе и внедрены в опытную эксплуатацию в ряде энергосистем Российской Федерации и стран СНГ.

Устройства УДР и РТЗТ-01 прошли квалификационные испытания в ОАО "Фирма ОРГРЭС" и рекомендованы к широкому применению в энергосистемах.

Основные технические характеристики устройств приведены в приложении.

В целях предотвращения тяжелых повреждений и сохранения в работе силовых трансформаторов рекомендуется выполнить следующие мероприятия:

1. На подстанциях с короткозамыкателями и отделителями при срабатывании защит трансформатора и отказе во включении короткозамыкателя выполнить действие защит на отключение отделителя в соответствии с Информационным письмом № 5-91 "О схемах защиты и автоматики подстанций с отделителями и короткозамыкателями".

2. Разделить оперативные цепи отделителя и короткозамыкателя.

3. Для подстанций 110-220 кВ с переменным оперативным током провести реконструкцию схем РЗА и управления в соответствии с работами Московского института "Энергосетьпроект":

3.1. Рекомендации по реконструкции схем релейной защиты, управления, автоматики, сигнализации и компоновочным решениям существующих подстанций 110-220 кВ с упрощенными схемами соединений на переменном оперативном токе, 1995 г., инв. № 3283-тм, тт. 1-7.

3.2. Рекомендации по реконструкции схем релейной защиты, управления, автоматики, сигнализации и компоновочным решениям существующих подстанций типа КТПБ без выключателей на стороне 10 кВ на переменном оперативном токе, 1995 г., инв. № 3284-тм, тт. 1-6.

4. В соответствии с п. 5.4.19 "Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации" (М.: СПО ОРГРЭС, 2002) в КРУ 6-10 кВ устанавливать быстродействующую защиту от дуговых коротких замыканий внутри шкафов ячеек. В случае невозможности установки этих защит устанавливать токовые защиты шин.

5. Для обеспечения более полного дальнего резервирования защит трансформаторов устанавливать на головном конце ВЛ 6-110 кВ, работающей в радиальном режиме, устройство дальнего резервирования УДР АХ-94.2.

6. Для обеспечения ближнего резервирования защит трансформаторов устанавливать дополнительную максимальную токовую защиту РТЗТ-01.

Техническая помощь энергосистемам по внедрению новых устройств РЗА и мероприятий по совершенствованию резервирования защит силовых трансформаторов может быть оказана специалистами ОАО "Фирма ОРГРЭС" (тел. 095-3690761) и НПО "Техносервис-Электро" (тел. 095-3601362).
Основные технические характеристики

устройств ближнего и дальнего резервирования

защит трансформаторов 110-220 кВ
1. Устройство дальнего резервирования релейной защиты УДР АХ-94.2
Предназначено для дальнего резервирования при отказах релейной защиты или коммутационных аппаратов силовых трансформаторов с высшим напряжением 10-220 кВ. В зависимости от назначения устройство УДР АХ-94.2 устанавливается на головном конце ВЛ, работающей в радиальном режиме или на трансформаторе. Принцип работы устройства основан на значительном увеличении фазы тока при коротком замыкании за трансформатором или реактором по сравнению с током нагрузки. С целью обеспечения необходимой чувствительности независимо от вида КЗ и группы соединения трансформатора устройство имеет трехфазное исполнение. Устройство разработано Армэнергоналадкой и НПО "Техносервис-Электро" (Москва) и прошло квалификационные испытания в ОАО "Фирма ОРГРЭС". Устройство УДР АХ-94.2 рекомендовано к применению в энергосистемах Российской Федерации.
Техническая характеристика

Номинальное напряжение, В	100
Номинальный ток, А	5
Частота, Гц	50
Потребляемая мощность по цепям:
напряжения (на фазу), ВА	6
тока (на фазу), ВА	1
Диапазон уставок:
по току, А	0,1-20
по углу *, эл. град	1-90
по времени, с	0,1-20
Коэффициент возврата	Не менее 0,95
Температура окружающей среды,°С	От - 60 до + 55
Габаритные размеры, мм	60305170
Масса, кг	3,0

_____________

* Может быть изменен по заказу.
2. Резервная защита трансформатора РТЗТ-01
Устройство резервной токовой защиты силового трансформатора РТЗТ-01 предназначено для ближнего резервирования защит трансформатора и обеспечивает отключение при КЗ, сопровождающихся потерей постоянного оперативного тока и отказами в действии всех остальных защит трансформатора.

Устройство РТЗТ-01 является по принципу выполнения двухфазной максимальной токовой защитой с выдержкой времени, действующей на отключение коммутационных аппаратов с помощью предварительно заряженного от тока нагрузки встроенного конденсатора. Устройство содержит схему заряда конденсатора и вторичный стабилизированный источник питания от токовых цепей защиты и не требует источника оперативного тока.

Устройство разработано НПФ "Элеком", ОАО "Фирма ОРГРЭС" и НПО "Техносервис-Электро" и рекомендовано Межведомственной комиссией РАО "ЕЭС России" к применению в энергосистемах Российской Федерации. Устройство внедрено в Татэнерго и Чувашэнерго.
Техническая характеристика

Номинальный входной ток, А	5
Диапазон уставок по току, А	1-11
Диапазон уставок по времени, с	2-11
Дискретность уставок по току, А	1
Дискретность уставок по времени, с	1
Напряжение заряда конденсатора
емкостью 220 мкФ, В	350
Температура окружающей среды, °С	От - 40 до + 50
Габаритные размеры, мм	130265160
Масса, кг	3,5

РОССИЙСКОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО

ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ «ЕЭС РОССИИ»

ДЕПАРТАМЕНТ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ ПОЛИТИКИ И РАЗВИТИЯ

ДЕПАРТАМЕНТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

СБОРНИК

РАСПОРЯДИТЕЛЬНЫХ МАТЕРИАЛОВ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭНЕРГОСИСТЕМ

Электротехническая часть

Издание пятое, переработанное и дополненное

Часть 1

УДК 621.311.002.5

Разработано Открытым акционерным обществом "Фирма по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей ОРГРЭС"

Под общей редакцией Ф. А. КОГАНА

Составители В. А. ВАЛИТОВ (разделы 1 и 6), И. П. ПЛЯСУЛЯ (раздел 2), В. П. ГЕРИХ (СО-ЦДУ ЕЭС России), Ю. Е. ГУРЕВИЧ Ю. А. ТИХОНОВ (ОАО "ВНИИЭ"), И. П. МИХАЙЛОВА (раздел 3), Ф. Д. КУЗНЕЦОВ (раздел 4), B. C. БУРТАКОВ (раздел 5), В. И. РОДИОНОВ (раздел 7) и совместно с Е. Ф. КОНОВАЛОВЫМ (раздел 9), В. Б. САТИН (раздел 8), В. М. АРСЕНЬЕВ и А. Н. ЖУЛЕВ (раздел 10), В. А. КРИЧКО (раздел 11)

Согласовано с Департаментом генеральной инспекции по эксплуатации электрических станций и сетей РАО "ЕЭС России" 07.03.2002 г.

Начальник М. И. ЧИЧИНСКИЙ,

ЦДУ ЕЭС России 24.02.2002 г.

Утверждено Департаментом научно-технической политики и развития РАО "ЕЭС России" 27.06.2002 г.

Начальник Ю. Н. КУЧЕРОВ

Департаментом электрических сетей РАО "ЕЭС России" 01.04.2002 г.

Начальник В. П. ДИКОЙ

Настоящий Сборник распорядительных материалов (СРМ-2000) издан в двух частях. В часть 1 включены разделы 1-6, в часть 2 - разделы 7-11.

В Сборнике информационных материалов, изданном в качестве приложения к СРМ-2000, документы систематизированы по тематическим разделам СРМ-2000.

В настоящий Сборник (Ч. 1 и 2) включены действующие распорядительные документы Департамента научно-технической политики и развития и Департамента электрических сетей РАО "ЕЭС России" по электротехнической части, изданные до 01.01.2001 г. Приведенные в Сборнике циркуляры и решения в необходимых случаях переработаны и уточнены.

Информационные документы (письма, извещения и т. п.), выпущенные Департаментом научно-технической политики и развития и Департаментом электрических сетей РАО "ЕЭС России" в период с 01.01.1990 г. до 01.01.2001 г., включены в отдельно изданный в качестве приложения к СРМ-2000 "Сборник информационных материалов по эксплуатации энергосистем. Электротехническая часть".

Введение

Настоящий Сборник (СРМ-2000) - пятое, переработанное и дополненное издание "Сборника руководящих материалов Главтехуправления Минэнерго СССР. Электротехническая часть. Издание четвертое, переработанное и дополненное. Ч. 1 и 2" (М.: СПО ОРГРЭС, 1992).

Сборник дополнен циркулярами (Ц) и решениями (Р) департаментов РАО "ЕЭС России", изданными с 1 января 1990 г. по 31 декабря 2000 г. включительно с учетом их актуальности, опыта применения и использования в типовых инструкциях и других документах.

В СРМ-2000 не включены решения и циркуляры, положения которых либо реализованы, либо учтены в ПУЭ, ПТЭ, типовых инструкциях и прочих документах, изданных после выхода решений и циркуляров, а также совместные решения Главтехуправления (или его правоприемников) и других ведомств по частным вопросам.

Сведения о состоянии на 01.10.2001 г. документов Сборника руководящих материалов издания 1992 г. (СРМ-92), а также решений и циркуляров, изданных с 01.01.1990 г. по 31.12.2000 г., приведены в перечнях в конце каждого раздела СРМ-2000. Номера циркуляров и решений указаны в содержании каждой части СРМ-2000.

Контроль за выполнением требований распорядительных документов СРМ-2000 осуществляет Департамент генеральной инспекции по эксплуатации электрических станций и сетей РАО "ЕЭС России" через свои региональные предприятия.

С введением в действие настоящего Сборника утрачивает силу СРМ-92, а также все циркуляры и решения, изданные отдельно до 01.01.2001 г.

Раздел 1 О ПРИМЕНЕНИИ СБОРНИКА

Настоящий Сборник содержит действующие распорядительные (обязательные) документы Департамента научно-технической политики и развития, а также Департамента электрических сетей РАО "ЕЭС России" по электротехнической части.

Требования распорядительных документов Сборника обязательны для всех энергопредприятий и организаций ЕЭС России.

Департамент научно-технической политики и развития и Департамент электрических сетей предлагают руководителям энергопредприятий и организаций ЕЭС России:

Обеспечить наличие настоящего Сборника на местах;

Обязать инженерно-технических работников и рабочий персонал проработать и изучить материал данного Сборника в объеме, соответствующем квалификации и занимаемой должности;

Проверить выполнение мероприятий и соблюдение требований, изложенных в распорядительных документах Сборника, и при необходимости составить планы и графики их реализации;

Внести в действующие местные инструкции и положения изменения в соответствии с требованиями и рекомендациями настоящего Сборника;

Сообщать замечания и предложения по Сборнику в Департамент научно-технической политики и развития РАО "ЕЭС России" Москва, Китайгородский пр., 7.

Раздел 2 ОБЩИЕ ВОПРОСЫ

2.1. О ПРИМЕНЕНИИ И ВВЕДЕНИИ В ДЕЙСТВИЕ ЕДИНЫХ ФОРМ ПРОТОКОЛОВ ИСПЫТАНИЙ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ И ПАСПОРТОВ-ПРОТОКОЛОВ УСТРОЙСТВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И ЭЛЕКТРОАВТОМАТИКИ (Р № Э-4/83, Р № Э-3/84, Р № Э-2/86)

В целях установления единых требований к объемам испытаний и проверок электрооборудования и устройств РЗА и упорядочения требований к приемо-сдаточной документации:

1. Оформлять результаты проверок и испытаний устройств РЗА и электрооборудования при сдаче их в эксплуатацию энергосистемам и в процессе эксплуатации по единым формам паспортов-протоколов и протоколов испытаний.

Оформление единых форм протоколов должно осуществляться наладочной организацией при сдаче энергосистеме вновь вводимого электрооборудования.

В процессе эксплуатации оформление результатов испытаний электрооборудования должно производиться в соответствии с порядком ведения документации, принятым энергосистемой.

2. Предусматривать единые формы протоколов в разрабатываемых ОАО "Фирма ОРГРЭС" отраслевых методических указаниях по проверкам устройств РЗА и испытаниям электрооборудования.

3. Разрешить при согласии эксплуатирующей организации применение протоколов электромонтажных организаций для оформления результатов проверок и испытаний при сдаче в эксплуатацию вновь вводимого электрооборудования и устройств защиты и автоматики.

2.2. ОБ ИЗМЕНЕНИЯХ "ТИПОВОГО ПОЛОЖЕНИЯ ОБ ЭЛЕКТРИЧЕСКОМ ЦЕХЕ: ТП 6" (М.: СПО Союзтехэнерго, 1987) И "ТИПОВОГО ПОЛОЖЕНИЯ О ЦЕХЕ ТЕПЛОВОЙ АВТОМАТИКИ И ИЗМЕРЕНИЙ: ТП 6" (М.: СПО Союзтехэнерго, 1987) (Изменение № 1 от 28.12.95 г., Изменение № 2 от 25.12.96 г.)

В связи с имеющими место спорными вопросами на электростанциях о границах зон обслуживания электрооборудования между ЭЦ и ЦТАИ в типовые положения вносятся изменения, уточняющие границы зон обслуживания оборудования между цехами.

1. В "Типовое положение о цехе тепловой автоматики и измерений: ТП 6" внести следующие изменения:

1.1. Пункт 1.3.7 изложить в следующей редакции:

"1.3.7. Блочные, групповые щиты управления, местные щиты управления, на которых установлена аппаратура контроля и управления теплотехническим оборудованием, технологических защит, сборки задвижек, вводные шкафы питания этих сборок со схемой АВР, за исключением кабельных вводов питания основного и резервного".

1.2. Второй и пятый абзацы п. 6.3.2 изложить в следующей редакции:

"производить техническое обслуживание и ремонт кабельных вводов питания (основного и резервного) щитов управления и сборок задвижек до первого пакетного выключателя (рубильника) вводного шкафа питания, а также кабельных перемычек питания между вводными шкафами различных сборок при их последовательном или кольцевом питании. Шкаф ввода, начиная с пакетных выключателей, устройство АВР, токоограничивающий реактор обслуживаются персоналом ЦТАИ";

"производить техническое обслуживание и ремонт кабелей питания устройств оперативного тока, закрепленных за ЦТАИ, до первого ряда зажимов на панелях, обслуживаемых ЦТАИ. Кабельные перемычки по питанию между самими панелями обслуживает ЦТАИ;"

2. В "Типовое положение об электрическом цехе: ТП 6" внести следующие изменения:

2.1. Пункт 1.3.10 изложить в следующей редакции:

"1.3.10. Кабельные вводы питания сборок задвижек, сварочных агрегатов и трансформаторов термообработки вместе с вводами подключения этих кабелей".

2.2. Второй и пятый абзацы п. 6.5.1 изложить в следующей редакции:

"производить техническое обслуживание и ремонт кабельных вводов питания (основного и резервного) щитов управления и сборок задвижек до первого пакетного выключателя (рубильника) вводного шкафа питания, а также кабельных перемычек питания между вводными шкафами различных сборок. Шкаф ввода, начиная с пакетных выключателей, устройство АВР, токоограничивающий реактор обслуживаются персоналом ЦТАИ";

"производить техническое обслуживание и ремонт кабелей питания устройств оперативного тока, закрепленных за ЦТАИ, до первого ряда зажимов на панелях, обслуживаемых ЦТАИ. Кабельные перемычки по питанию между самими панелями обслуживает ЦТАИ".

3. В связи с происшедшими изменениями в хозяйственной деятельности предприятий энергетики России установить, что "Типовое положение об электрическом цехе: ТП 6", "Типовое положение о цехе тепловой автоматики и измерений: ТП 6", разработанные и утвержденные в 1985 г., и указанные выше изменения к ним носят рекомендательный характер в части разграничения зон обслуживания между электрическим цехом и цехом тепловой автоматики и измерений.

С учетом сложившейся организационной структуры и установленных функций подразделений тепловых электростанций границы обслуживания на конкретных электростанциях могут отличаться от рекомендованных и должны быть утверждены руководством ТЭС. Изменение существующих границ обслуживания на действующих электростанциях не является обязательным.

2.3. О ВВЕДЕНИИ В ДЕЙСТВИЕ НОРМАТИВНОГО ДОКУМЕНТА "ОБЪЕМ И НОРМЫ ИСПЫТАНИЙ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ: РД 34.45-51.300-97"

Организациями РАО "ЕЭС России" завершен пересмотр нормативного документа "Нормы испытания электрооборудования". Изд. 5-е (М.: Атомиздат, 1978).

При подготовке шестого издания указанного документа учтен опыт эксплуатации и испытаний электрооборудования, накопленный энергосистемами, наладочными организациями, заводами-изготовителями и научно-исследовательскими институтами.

В шестое издание включены современные методы диагностики электрооборудования, а также нормы контроля новых видов оборудования, которых не было в пятом издании (элегазовые выключатели, вакуумные выключатели и другие).

Шестое издание документа "Объем и нормы испытаний электрооборудования" введено в действие с 1 июня 1998 г. Требования приведенных в нем норм обязательны для всех энергообъектов при вводе электрооборудования в работу, проведении наладочных, эксплуатационных и ремонтных испытаний.

С введением в действие шестого издания документа "Объем и нормы испытаний электрооборудования" и Изменения № 1 "Объема и норм испытаний электрооборудования: РД 34.45-51.300-97" (М.: СПО ОРГРЭС, 2000) утрачивает силу предыдущее пятое издание.

По вопросу приобретения упомянутых документов обращаться в ОАО "Фирма ОРГРЭС" или НЦ ЭНАС при ОАО "ВНИИЭ".

Перечень

документов по тематике раздела 2 "Общие вопросы", включенных в СРМ-92, а также изданных с 01.01.1990 г. по 31.12.2000 г.

Номер параграфа СРМ-92 и вид других документов, изданных после 01.01.1990 г.	Наименование параграфа, документа	Состояние на 01.10.2001 г. (включен или не включен в СРМ-2000)	Примечание
	О разграничении области применения правил и указаний Министерства путей сообщения и «Правил устройства электроустановок» (ПУЭ). Шестое издание, переработанное и дополненное (М.: Энергоатомиздат, 1985)	Не включен в СРМ-2000	Учтен в правилах и указаниях Министерства путей сообщения
	О разработке схем и объектов внешнего электроснабжения магистральных нефте - и газопроводов	Не включен в СРМ-2000	Учтен в проектных решениях института «Энергосетьпроект»
	О схемах внешнего электроснабжения тяговых подстанций	Не включен в СРМ-2000	Учтен в проектных документах
	Об области применения «Норм испытания электрооборудования и аппаратов электроустановок потребителей» (М.: Энергоиздат, 1982)	Не включен в СРМ-2000	Решение носило информационный характер
	О применении и введении в действие единых форм протоколов испытаний электрооборудования и паспортов-протоколов устройств релейной защиты и электроавтоматики (Р № Э-4/83, Р № Э-3/84, Р № Э-2/86)	Включен в п. 2.1 СРМ-2000	Без переработки
	О внесении изменений в «Инструкцию по проектированию электроснабжения промышленных предприятий: СН 174-75» (М.: Стройиздат, 1976)	Не включен в СРМ-2000	Учтен в документах Госстроя РФ
	Об изменении «Руководящих указаний по выбору объемов информации, проектированию систем сбора и передачи информации в энергосистемах» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1981)	Не включен в СРМ-2000	Учтен в проектных документах
	Об изменении «Типовой инструкции по организации эксплуатации систем телемеханики в энергосистемах» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1979)	Не включен в СРМ-2000	Учтен в местных инструкциях
	Об изменении № 1 «Норм расхода материалов на техническое обслуживание и ремонт средств диспетчерского и технологического управления энергосистем и энергопредприятий: HP 4» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1985)	Не включен в СРМ-2000	Внедрен в практику технического обслуживания и ремонта
Изменение № 1 от 28.12.95 г.	Изменение № 1 «Типового положения об электрическом цехе: ТП 6» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1987) и «Типового положения о цехе тепловой автоматики и измерений: ТП 6» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1987)	Включено в п. 2.2 СРМ-2000	Объединено с Изменением № 2 от 25.12.96 г.
Изменение № 2 от 25.12.96 г.	Изменение № 2 «Типового положения об электрическом цехе: ТП 6» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1987) и «Типового положения о цехе тепловой автоматики и измерений: ТП 6» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1987)	Включено в п. 2.2 СРМ-2000	Объединено с Изменением № 1 от 28.12.95 г.
Письмо первого заместителя председателя правления РАО «ЕЭС России»	О введении в действие нормативного документа «Объем и нормы испытаний электрооборудования: РД 34.45-51.300-97»	Включено в п. 2.3 СРМ-2000	Без переработки

Раздел 3 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ (НАДЕЖНОСТЬ И УСТОЙЧИВОСТЬ)

3.1. О МЕРАХ ПО ПРЕДОТВРАЩЕНИЮ И ЛИКВИДАЦИИ СИСТЕМНЫХ АВАРИЙ, КОТОРЫЕ МОГУТ ВОЗНИКНУТЬ ВСЛЕДСТВИЕ НАРУШЕНИЯ УСТОЙЧИВОСТИ

Для предотвращения и быстрейшей ликвидации системных аварий, которые могут возникнуть в результате нарушения устойчивости, необходимо руководствоваться следующим.

1. В отношении устойчивости энергосистемы и объединенные энергосистемы (ОЭС) должны удовлетворять требованиям, которые установлены "Руководящими указаниями по устойчивости энергосистем" (М.: ЦДУ ЕЭС России, 1994).

2. В энергосистемах и ОЭС на основе анализа схем и режимов, а также опыта эксплуатации выявлять те части, в которых возможны и наиболее вероятны нарушения устойчивости. Для таких частей энергосистем путем систематического проведения расчетов должна контролироваться достаточность запасов статической устойчивости в нормальных и ремонтных схемах и режимах работы.

При необходимости повышения устойчивости энергосистем следует применять противоаварийную автоматику (ПА), предназначенную для автоматического предотвращения нарушений устойчивости и действующую на разгрузку электростанций, отключение части потребителей, деление системы и т. п. ("Руководящие указания по противоаварийной автоматике энергосистем".- М.: СПО Союзтехэнерго, 1987).

3. Отступление от требований "Руководящих указаний по устойчивости энергосистем" (т. е. переход к вынужденному перетоку с коэффициентом запаса статической устойчивости по активной мощности в сечении не ниже 8% и/или отказ от требований к динамической устойчивости) допускается для предотвращения или уменьшения ограничений потребителей, потери гидроресурсов, при необходимости строгой экономии отдельных видов энергоресурсов, неблагоприятном наложении плановых и аварийных ремонтов основного оборудования электростанций и сети, а также в режимах минимума нагрузки при невозможности уменьшения перетока из-за недостаточной маневренности АЭС . Переход к вынужденному перетоку должен быть разрешен высшей оперативной инстанцией, в ведении или управлении которой находятся связи этого сечения.

Переход к вынужденному перетоку в сечении на время прохождения максимума нагрузки, но не более 40 мин, или на время, необходимое для ввода ограничений потребителей, а в послеаварийном режиме также на время, необходимое для мобилизации резерва (в том числе холодного), может быть выполнен оперативно по разрешению дежурного диспетчера указанной высшей оперативной инстанции.

Работа с вынужденным перетоком не допускается, если нарушение устойчивости в этом режиме при расчетных возмущениях, согласно "Руководящим указаниям по устойчивости энергосистем", и правильном функционировании ПА может привести к отключению потребителей действием АЧР и САОН (см. пп. 3.2 и 3.3) суммарной мощностью, более чем в 10 раз превышающей величину ограничения потребителей, которая требуется для обеспечения нормативных показателей нормального перетока.

Работа с вынужденным перетоком в сечениях, примыкающих к АЭС, не допускается.

4. Контролировать устойчивость крупных узлов нагрузки и проводить мероприятия для ее повышения следует в случаях, когда нарушение устойчивости электродвигателей может привести к тяжелым последствиям для потребителей или к нарушению устойчивости генераторов. Противоаварийные мероприятия могут проводиться в энергосистеме или быть рекомендованными потребителю в зависимости от их технической целесообразности и эффективности и с учетом экономических показателей.

Если при КЗ в энергосистеме, работе устройств АПВ, АВР и кратковременных асинхронных режимах не обеспечивается динамическая устойчивость узлов нагрузки, то должны быть приняты меры для сохранения в работе наиболее ответственной ее части (в частности, должен быть обеспечен самозапуск электродвигателей ответственных потребителей путем своевременного автоматического отключения наименее ответственной нагрузки). Целесообразно проводить специальные мероприятия, повышающие устойчивость электродвигателей, сокращающие длительность перерывов электроснабжения, повышающие напряжение в аварийном режиме, снижающие чувствительность непрерывного процесса потребителя к кратковременным возмущениям.

Для предотвращения нарушений работы потребителей из-за значительных понижений напряжения в случаях аварийного отключения линий, трансформаторов или части генерирующей мощности следует применять автоматическое ограничение снижения напряжения (АОСН) при наличии расчетного обоснования его эффективности. Устройства АОСН воздействуют на отключение шунтовых реакторов, форсировку конденсаторов, отключение потребителей; может применяться деление сети. В отношении отключения потребителей, как и при автоматическом предотвращении нарушений устойчивости, должны выполняться требования, предъявляемые к САОН (см. п. 3.2).

Напряжение срабатывания для АОСН рекомендуется примерно равным 85% от номинального. Для ограничения медленных снижений напряжения (из-за роста нагрузки при ремонтной схеме электроснабжения или по аналогичным причинам) рекомендуются выдержки времени 5-15 с при условии отстройки от действия АПВ, АВР, автоматического регулирования трансформаторов, которые могли бы нормализовать напряжение.

В случаях, когда внезапное снижение напряжения настолько велико, что может привести к быстрому его понижению ниже критического значения, необходимо быстродействующее АОСН, в том числе с пуском по факту повреждения в сети. В таких случаях (как правило, в результате аварийного отделения района с дефицитом мощности) действие АОСН должно быть согласовано с выбором АЧР (см. п. 3.3). При проверке эффективности АОСН в таких случаях необходимо убедиться, что практически реализуемое быстродействие АОСН и выбранные объемы отключения нагрузки достаточны для того, чтобы предотвратить возникновение лавины напряжения у потребителей.

5. Для предотвращения развития нарушений устойчивости в системные аварии на всех связях, по которым может возникать асинхронный ход, должна применяться автоматическая ликвидация асинхронного режима (АЛАР), как правило, путем разделения района на несинхронные части по соответствующим связям ("Руководящие указания по противоаварийной автоматике энергосистем".- М.: СПО Союзтехэнерго, 1987).

В тех случаях, когда глубокие понижения напряжения при асинхронных режимах или глубоких синхронных качаниях могут привести к значительным нарушениям электроснабжения потребителей или выпадению из синхронизма других электростанций, частей энергосистем, а разделение энергосистем не вызывает такого понижения частоты, при котором работают устройства АЧР (что характерно для слабых связей) и не приводит к развитию нарушения, допускается применять неселективную делительную автоматику, производящую деление при углах 90-180 эл. град. Если применение неселективной автоматики в указанных случаях недопустимо или нецелесообразно, деление должно производиться через два-три цикла асинхронного хода.

При применении кратковременных асинхронных режимов (НАПВ, а также несинхронное включение, производимое персоналом) делительная автоматика должна осуществлять деление с учетом времени, необходимого для ресинхронизации, т. е. через три-пять циклов асинхронного хода, но не позже чем через 15 - 30 с. Меньшее время устанавливается, когда ресинхронизируются тепловые электростанции, большее - когда гидроэлектростанции.

При выборе места установки делительной автоматики, как правило, необходимо обеспечивать:

а) минимальное понижение частоты в приемной энергосистеме;

б) минимальное число отключаемых линий и выключателей;

в) сохранение допустимых уровней напряжения на промежуточных подстанциях;

г) размещение устройств автоматики по возможности ближе к электрическому центру качаний;

д) предотвращение неселективного действия устройств автоматики при таких асинхронных режимах, когда их действия могут привести к неоправданному отключению потребителей (например, при таком изменении схемы, при котором существенно смещается электрический центр качаний).

Во всех случаях следует предусматривать установку основного и резервного устройств делительной автоматики, причем резервное устройство должно устанавливаться на другом конце линии.

На особо ответственных межсистемных связях и на линии электропередачи напряжением 330 кВ и выше, кроме основного и резервного устройств, следует устанавливать дополнительный комплект, действующий при возникновении асинхронного хода в неполнофазном режиме.

6. Диспетчеры и оперативный персонал электростанций должны принимать меры к восстановлению синхронной работы разделившихся частей энергосистем либо частей, вышедших из синхронизма в результате асинхронного режима, не прекращенного работой автоматики.

Основным признаком асинхронного режима являются периодические колебания тока и мощности на генераторах и линиях электропередачи, связывающих электростанции или части системы, вышедшие из синхронизма. При этом происходят также периодические снижения напряжения, особенно глубокие вблизи центра качаний. Частота электрического тока (и частота вращения агрегатов) в различных точках при асинхронном режиме различна: в районах с избытком мощности частота выше, а с дефицитом мощности - ниже.

Для ликвидации асинхронного хода должна, как правило, применяться автоматика.

В инструкциях для оперативного персонала ОДУ и энергосистемы должны быть четко указаны признаки асинхронного хода для различных линий электропередачи, конкретные способы (деление с указанием мест, ресинхронизация) и допустимая длительность его ликвидации. Оперативный персонал подстанции, где установлено основное устройство АЛАР, обязан самостоятельно осуществлять деление в случае, если асинхронный ход продолжается в течение 2 мин. В инструкциях для этого персонала должны быть четко указаны признаки асинхронного хода, характерные для данной сети.

Министерство топлива и энергетики Российской Федерации Российское акционерное общество энергетики и электрификации РАО «ЕЭС России» Сборник распорядительных документов по эксплуатации энергосистем (Теплотехническая часть) РАЗРАБОТАНО: АО «Фирма ОРГРЭС» В переработке и редактировании принимали участие: В. С. Алтухов. С. В. Акинфиев, Н. П. Белоусов, Ю. Г. Водолажский, Л. М. Еремин, В. М. Калиничев, И. Д. Лисанский, С. Б. Лошак, В. П. Осоловский. УТВЕРЖДЕНО: Первый зам. начальника Департамента стратегии развития и научно-технической политики РАО «ЕЭС России» А. П. Берсенев. Приводятся действующие распорядительные (обязательные) документы, а также наиболее важные информационные материалы РАО «ЕЭС России» и Минтопэнерго РФ. Четвертое издание переработано с учетом изменений в техническом уровне эксплуатации и ремонта и дополнено новыми материалами. В нем рассмотрены все действующие документы, выпущенные до 01.08.98. Сборник предназначен для персонала энергообъектов и энергетических организаций Российской Федерации независимо от форм собственности. ВВЕДЕНИЕ. СИСТЕМАТИЗАЦИЯ РАСПОРЯДИТЕЛЬНЫХ ДОКУМЕНТОВ 1. Состав распорядительных документов, включенных в сборник 1.1. В настоящий Сборник включены все действующие распорядительные (обязательные) документы из числа приведенных в Сборнике распорядительных документов по эксплуатации энергосистем (Теплотехническая часть) части I и II (М. СПО ОРГРЭС, 1991), а также все действующие решения, противоаварийные и эксплуатационные циркуляры, циркулярные письма, извещения, изданные с 01.08.89 г. 1.2. Материалы, включенные в настоящий Сборник, частично переработаны, близкие по тематике объединены. В Сборник не включены: решения и циркуляры по вопросам, не имеющим общего значения, и не опубликованные в печати, распорядительные документы, положения которых учтены в ПТЭ РФ (15-е издание), типовых инструкциях и других документах, изданных позже, а также реализованы. В Сборнике приняты следующие обозначения документов: Р - решение; ПЦ - противоаварийный циркуляр; ЭЦ -эксплуатационный циркуляр; ЦП - циркулярное письмо; Т - теплотехническая тематика, две последние цифры обозначают год издания. 1.3. Перечни распорядительных документов Сборника издания 1991 г. и циркуляров, изданных с 01.08.89 по 01.05.95, приведены в пп. 2 и 3, а также с 01.05.95 по 01.08.98 в п. 4 Введения настоящего Сборника. 1.4. В настоящий Сборник не включены документы по технологическому оборудованию гидроэлектростанций, поскольку их решено включить в отдельный Сборник, который в настоящее время готовится. РАО «ЕЭС России» предлагает всем АО-энерго, энергообъектам и энергетическим организациям независимо от формы собственности: а) обеспечить наличие настоящего Сборника, б) обязать персонал энергообъектов изучить материал Сборника в объеме, соответствующем его квалификации и кругу обязанностей, в) проверить выполнение мероприятий, указанных в Сборнике, и, при необходимости, составить план и график их осуществления, г) внести в действующие местные инструкции и положения необходимые изменения в соответствии с указаниями настоящего Сборника, д) сообщить замечания и предложения по содержанию Сборника в АО «Фирма ОРГРЭС» по адресу: 105023, Москва, Семеновский пер., 15. С введением в действие настоящего Сборника утрачивают силу материалы Сборника распорядительных документов по эксплуатации энергосистем (Теплотехническая часть), 1991 г., а также решения и циркуляры, выпущенные до 01.05.95, действие которых не подтверждено настоящим Сборником. Циркуляры и письма по охране труда в настоящий Сборник не включены в связи с изданием отдельного «Сборника распорядительных документов по охране труда при эксплуатации энергосистем». 2. Перечень решений и циркуляров «сборника распорядительных документов по эксплуатации энергосистем (Теплотехническая часть)» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1991 г.) с указанием их состояния на 1.05.1995 г. Наименование (пункт Сборника издания 1991 г.) Состояние на 01.05.95 г. Примечание 1 2 3 1. Топливоподача, пылеприготовление, котельные установки и золошлакоудаление 1.1. Предотвращение взрывов торфяной пыли в бункерах торфа и на бункерной галерее топливоподачи Включен в Сборник, п. 1.1 Оставлен без изменения 1.2. Предотвращение взрывов угольной пыли в бункерах пыли систем пылеприготовления Включен в Сборник, п.1.2 Оставлен без изменения 1.3. Предотвращение случаев попадания мазута в пароводяной тракт котла Включен в Сборник, п. 1.3 Переработан и дополнен 1.4. Применение на электростанциях взамен мазута других видов жидкого топлива Включен в Сборник, п. 1.4 Внесены изменения и дополнения 1.5. Предупреждение и ликвидация загорания отложений сажи и уноса в хвостовых поверхностях нагрева котлов Включен в Сборник, п. 1.5 Внесены дополнения 1.6. Предупреждение повреждений барабанов котлов высокого давления Включен в Сборник, п. 1.6 Переработан, внесены изменения и дополнения в соответствии с циркуляром 02.04-050/407 от 20.04.92 г. 1.7. Предупреждение повреждений клепаных барабанов и барабанов, сильно ослабленных очками для завальцовки труб Включен в Сборник, п. 1.7 Внесены изменения 1.8. Рекомендации по предупреждению термоусталостных повреждений толстостенных элементов пароперегревателей и паропроводов при остановах котлов в резерв Включен в Сборник, п. 1.8 Оставлен без изменений 1.9. Повышение надежности впрыскивающих пароохладителей котлов давлением 10 МПа (100 кгс/см2 и выше Включен в Сборник, п. 1.9 Внесены уточнения 1.10. Повышение надежности защиты сепараторов непрерывной продувки барабанных котлов от превышения в них давления. Включен в Сборник, п. 1.10 Внесены уточнения 1.11. Предупреждение повреждений растопочных сепараторов и коллекторов на давление 2 МПа (20 кгс/см2) энергоблоков 300 и 250 МВт. Не включен в Сборник Требования выполнены и учтены в Типовых решениях 1.12. Предотвращение разрывов мазутопроводов Включен в Сборник, п. 1.11 Переработан и дополнен 1.13. Повышение надежности работы электрофильтров Включен в Сборник, п. 1.12 Внесены уточнения 1.14. Постоянное закрепление поверхностей золошлакоотвалов электростанций Включен в Сборник, п. 1.13 Внесены уточнения 1.15. Применение армированных камнелитых втулок в системах гидро- и пневмотранспорта золошлаков и топлива Включен в Сборник, п. 1.14 Оставлен без изменения 1.16. Измерение температуры нефтепродуктов в цистернах Включен в Сборник, п. 1.15 Оставлен без изменения 1.17. Контроль количества жидкого топлива при поступлении на электростанции Включен в Сборник, п. 1.16 Оставлен без изменения 1.18. Внесение изменений в «Правила пользования газом в народном хозяйстве» Включен в Сборник, п. 1.17 Оставлен без изменения 2. Водоподготовка и водный режим 2.1. О порядке определения pH в пределах от 8,0 до 10,0 питательной воды прямоточных котлов сверхкритического давления (СКД) лабораторными pH-метрами. Не включен в Сборник Учтено в РД 34.37.308-90 «Методические указания по определению pH питательной воды прямоточных котлов СКД в пределах от 8,0 до 10,0 лабораторными pH-метрами», 1991 г. 2.2. О контроле конденсата Не включен в Сборник Будет учтен в информационном письме 3. Паротурбинные установки и системы централизованного теплоснабжения 3.1. Проверка состояния лопаточного аппарата паровых турбин. Включен в Сборник, п. 2.1 Оставлен без изменения 3.2. О предотвращении коррозионных повреждений лопаточного аппарата и дисков конденсационных и теплофикационных турбин на давление свежего пара от 8,8 до 23,5 МПа (от 90 до 240 кгс/см2) Включен в Сборник, п. 2.2. Внесены уточнения 3.3. Предотвращение повреждений рабочих лопаток последних ступеней паровых турбин из-за эрозии их выходных кромок Включен в Сборник, п. 2.3 Внесены уточнения 3.4. Об осевых зазорах в проточной части турбины К-160-130. Включен в Сборник, п. 2.4 Дополнен данными, включенными в письмо Харьковского ЦКБ от 10.04.96 № 273/2-КТО 3.5. О предотвращении аварий с прогибом валов паровых турбин. Включен в Сборник, п.2.5 Оставлен без изменения 3.6. Об устранении недопустимых поворотов опоры подшипников № 2 турбин К-300-240-1 и К-300-240-2 ПОАТ ХТЗ. Включен в Сборник, п. 2.6 Оставлен без изменения 3.7. Об эксплуатации турбин со сниженными температурами свежего пара и пара после промперегрева. Включен в Сборник, п. 2.7 Оставлен без изменения 3.8. Уменьшение пожарной опасности от воспламенения масла на турбоустановках Включен в Сборник, п. 2.8 Внесены дополнения 3.9. Об оснащении турбоагрегатов энергоблоков мощностью 250 МВт и выше системой предотвращения развития загорания масла. Включен в Сборник, п. 2.9 Оставлен без изменения 3.10. Предотвращение выталкивания маслом золотника сервомотора стопорного клапана. Включен в Сборник, п. 2.10 Оставлен без изменения 3.11. Обеспечение надежности эксплуатации подогревателей высокого давления. Включен в Сборник, п. 2.11 Внесены изменения 3.12. Проверка гидравлической плотности подогревателей низкого давления турбин. Включен в Сборник, п. 2.12 Оставлен без изменения 3.13. Предупреждение повреждений всасывающих коллекторов питательных насосов на энергоблоках с турбинами Т-250/300-240. Включен в Сборник, п. 2.13 Оставлен без изменения 3.14. Предотвращение заражения конденсата кислородом в схеме турбоустановки на участке конденсатор - деаэратор. Включен в Сборник, п. 2.14 Оставлен без изменения 3.15. Консервация испарителей поверхностного типа. Включен в Сборник, п. 2.15 Оставлен без изменения 3.16. Повышение надежности систем теплоснабжения. Включен в Сборник, п. 2.16 Внесены уточнения 3.17. Об эксплуатации огнестойких турбинных масел. Включен в Сборник, п. 2.19 Оставлен без изменения 3.18. Об эксплуатации турбинного масла ТП-30 в системах регулирования и смазки гидротурбин. Не включен в Сборник Будет учтен в «Типовой инструкции по эксплуатации нефтяных масел». 3.19. О защите тепломеханического оборудования энергоблоков с помощью мембранных предохранительных устройств. Включен в Сборник, п. 2.17. Оставлен без изменения 4. Трубопроводы и арматура 4.1. Предупреждение образования трещин на паропроводах вследствие попадания в них конденсата из дренажных и соединительных линий и отводов на предохранительные клапаны. Включен в Сборник, п. 3.1 Оставлен без изменения 4.2. Повышение надежности гибов необогреваемых труб котлов и паропроводов. Включен в Сборник, п. 3.2 Переработан 4.3. Предотвращение аварий, вызванных недопустимым повышением давления пара в тракте промперегрева энергоблоков. Включен в Сборник, п. 3.3 Внесены незначительные изменения 4.4. Предотвращение разрывов трубопроводов за регулирующими клапанами питания котлов. Включен в Сборник, д. 3.4 Внесены незначительные изменения 4.5. Эксплуатационная надежность металла труб паропроводов, подвергнутого восстановительной термической обработке. Аннулируется Учтен в «Руководящих указаниях по восстановительной термической обработке элементов теплоэнергетического оборудования» 4.6. Контроль металла рабочих колес гидротурбин. Включен в Сборник, п. 3.5 Внесены незначительные изменения 4.7. Предупреждение повреждений водоспускных труб котлов с естественной циркуляцией. Включен в Сборник, п. 3.6 Оставлен без изменения 4.8. Составление актов нарушений работоспособности энергоустановок и других объектов взамен карт отказов. Аннулируется Учтен в «Инструкции по расследованию и учету технологических нарушений в работе электростанций, сетей и энергосистем» РД 34.20.801-90 4.9. Организация контроля за состоянием и ремонтом тепловой изоляции оборудования электростанций с целью повышения ее эффективности. Аннулируется Учтен в Циркуляре Ц-01-94 (Т) «Организация контроля за состоянием и ремонтом обмуровки и тепловой изоляции оборудования тепловых электростанций в целях снижения потерь тепла и температур поверхности изоляции до нормативных значений» п. 3.7 Сборника. 5. Автоматика и измерения 5.1. Испытания автоматических регуляторов питания котла с естественной циркуляцией. Включен в Сборник, п. 4.1 Частично переработан в связи с применением новых технических средств регулирования. 5.2. О типовом технологическом алгоритме регистрации аварийных ситуаций энергоблоков 300-1200 МВт тепловых электростанций. Не включен в Сборник Типовой алгоритм унифицирует функции РАС на базе технических средств, которые в настоящее время находят ограниченное применение в проектах ТЭС. 5.3. О повышении надежности электропитания комплектных технологических защит (УКТЗ) и устройств логического управления (УЛУ 1) энергоблоков мощностью 250, 300, 500 и 800 МВт ТЭС. Включен в Сборник, п. 4.2 Уточнена редакция 5.4. Проверка котловых манометров котлов, работающих с давлением 10 МПа (100 кгс/см2) Аннулируется Учтен в «Правилах устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов» 5.5. О ведомственных поверительных клеймах. Аннулируется Учтен в «Положении о калибровочных клеймах, применяемых на энергопредприятиях электроэнергетической отрасли». РД 34.11.411-95 5.6. Предотвращение и ограничение развития системных аварий автоматическим изменением мощности блочных тепловых электростанций. Включен в Сборник, п. 4.3 Частично переработан 5.7. О включении и настройке частотных устройств автоматических регуляторов мощности на тепловых электростанциях. Включен в Сборник, п. 4.4. Частично переработан 5.8. О разгрузке блочных тепловых электростанций действием противоаварийной автоматики. Включен в Сборник, п. 4.5 Частично переработан 6. Техника безопасности 6.1.-6.24. Не включены в Сборник Включены в отдельный «Сборник распорядительных документов по охране труда при эксплуатации энергосистем» 7. Сооружения, производственные здания и водное хозяйство электростанций 7.1. Предотвращение обрушения железобетонных и обшивных оболочек градирен. Включен в Сборник, п. 5Л Переработан и объединен с п. 7.3 7.2. Предотвращение аварий и повышение эффективности оросителей градирен. Включен в Сборник, п. 5.2 Переработан и дополнен 7.3. Предотвращение разрушения алюминиевых обшивок башенных градирен. Включен в Сборник, п. 5.1 Переработан и объединен с п. 7.1 7.4. Повышение эксплуатационной надежности металлоконструкций эстакад топливоподач. Включен в Сборник, п. 5.3 Переработан 7.5. Выполнение дневной маркировки и светового ограждения дымовых труб. Включен в Сборник, п. 5.4 Внесены незначительные изменения 7.6. Предотвращение аварий газоходов. Включен в Сборник, п. 5.5 Внесены незначительные изменения. Объединен с п. 7.13 7.7. Устранение недостатков в организации эксплуатации гидротехнических сооружений энергопредприятий. Включен в Сборник, п. 5.6 Внесены незначительные изменения 7.8. Организация системы отраслевого надзора за состоянием гидротехнических сооружений Включен в Сборник, п. 5.7 Переработан 7.9. Предотвращение повреждений гидроагрегатов с поворотно-лопастными гидротурбинами. Не включен в Сборник Включен в Сборник РД по гидротурбинам 7.10. Организация учета вод и их использование на электростанциях Включен в Сборник, п. 5.8 Внесены дополнения 7.11. О недостатках в подготовке к эксплуатации: гидротехнических сооружений пусковых гидроэлектростанций. Включен в Сборник, п. 5.9 Внесены изменения 7.12. О предупреждении снего- и ледообразования на кровлях главных корпусов тепловых электростанций. Включен в Сборник, п. 5.10 Внесены незначительные изменения 7.13. О предотвращении аварий дымовых труб на тепловых электростанциях. Включен в Сборник, п. 5.5 Внесены дополнения. Объединен с п. 7.6 7.14. О предотвращении внезапных разрушений металлических баков-аккумуляторов горячей воды Включен в Сборник, п. 5.11 Переработан 3. Перечень решений, циркуляров и циркулярных писем, изданных с 1.08.89 г., с указанием их состояния на 01.05.95 г. № п/п Наименование Состояние на 01.05.95 г. Примечание 1 2 3 4 1. Топливоподача, пылеприготовление, котельные установки и золошлакоудаление 1.1. Режим останова барабанных котлов со спуском воды при избыточном давлении. Информационное письмо «фирмы ОРГРЭС» № 2-93. Не включено в Сборник Учтено в ПТЭ 15 издание 1.2. О защите газопроводов от повреждений на участке от ГРП до горелок котла. Ц-03-88 (Т). Не включен в Сборник пп. 1.2 и 1.3 учтены в новой редакции циркуляра. Издан в 1997 г. Ц-03-97(Т) 1.3. Об изменении циркуляра № Ц-03-88 (Т) «О защите газопроводов от повреждений на участке от ГРП до горелок котла». Извещение ГНТУ Минэнерго СССР от 12.03.90 г. Не включено в Сборник 1.4 О допустимом уровне заполнения мазутом вертикальных стальных цилиндрических резервуаров Щ-01-90 (Т)]. Включен в Сборник, п. 1.18 Оставлен без изменений 2. Паротурбинные установки 2.1. Об обеспечении надежности сегмента сопл направляющего аппарата, парового щита и элементов их крепления турбин АО КТЗ на параметры пара 35 кгс/см2, 435°С и ниже. ИП № 104-93 АО «Калужский турбинный завод». Включен в Сборник под названием «Обеспечение надежности конструктивных элементов турбин АО КТЗ на параметры пара 35 кгс/см2, 435°С и ниже» п. 2.18 Оставлен без изменений 2.2. О порядке опрессовки маслосистем турбоустановок. ИП № 02-03-10 от 23.11.92 г. Госинспекции по эксплуатации Минтопэнерго РФ и Управления научно-технического развития корпорации «Росэнерго». Включено в п. 2.8 Сборника в перечень мероприятий при монтаже и ремонте маслопроводов. Оставлен без изменений 2.3. Об изменении № 1 Эксплуатационного циркуляра № Ц-05-84 (Т) «О сборке, центровке муфт и системы РВД-РСД турбин К-300-240 ПОАТ ХТЗ и К-200-130-ПОТ ЛМЗ и об отмене Противоаварийного циркуляра № Ц-01-88 (Т) «О повышении надежности соединения РВД-РСД турбин К-300-240 ХТЗ и К-200-130 ЛМЗ. Извещение ГТУ от 20.12.91 г. Не включены в Сборник Рекомендации циркуляра № Ц-05-84 (Т) должны войти в документацию ремонтных организаций и заводов-изготовителей турбин 2.4. О предупреждении повреждений деаэраторов повышенного давления. Письмо Управления научно-технического развития корпорации «Росэнерго» от 31.03.92 г. № 02-3-9/211. Не включено в Сборник Носит рекомендательный характер 2.5. О защите деаэраторов блоков с конденсационными и теплофикационными турбинами тепловых электростанций от переполнения и повышения давления. ТР ГТУ от 21.08.89 г. № 0324-4-117/3585. Не включено в Сборник Учтено в «Типовой инструкции по обслуживанию деаэрационных установок энергоблоков мощностью 150-200 МВт КЭС и 110-250 МВт ТЭЦ РД 34.40.502-92» (М.: СПО ОРГРЭС, 1994г.) 4. Перечень действующих циркуляров, изданных с 01.05.95 по 01.08.98 1. О совершенствовании контроля за работой подпятников гидроагрегатов, оснащенных эластичными металлопластмассовыми сегментами (ЭМП-сегментами), Ц-01-95 (Т). 2. О предотвращении разрушения баков-аккумуляторов горячей воды, Ц-02-95 (Т). 3. Повышение экономичности работы оборудования мазутных хозяйств в режиме «горячего резерва», Ц-04-96 (Т). 4. О повышении надежности металлических баков, запаса конденсата, химически очищенной и обессоленной воды, баков грязного и возвращаемого конденсата, Ц-01-97 (Т). 5. О повышении надежности дымовых труб и газоходов тепловых электростанций, Ц-2-97 (Т). 6. О защите газопроводов от повреждений на участке от ГРП до горелок котлов, Ц-03-97 (Т). РАЗДЕЛ 1. ТОПЛИВОПОДАЧА, ПЫЛЕПРИГОТОВЛЕНИЕ, КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ И ЗОЛОШЛАКОУДАЛЕНИЕ 1.1. Предотвращение взрывов торфяной пыли в бункерах торфа и на бункерной галерее топливоподачи На некоторых электростанциях, работающих на фрезерном торфе, неоднократно наблюдались хлопки и взрывы торфяной пыли в бункерах торфа. Одна из таких аварий вызвала значительные повреждения строительных конструкций главного корпуса электростанции и привела к травмам обслуживающего персонала. Авария произошла, когда дежурная мотористка топливоподачи начала тушить возникший в бункере очаг горения торфа сосредоточенной струей воды из шланга. В результате произошел хлопок с выбросом горящего торфа в помещение бункерной галереи через открытый люк бункера и в соседние бункера через незаделанные во время монтажа проемы между верхними частями бункеров и надбункерным перекрытием. Вследствие этого в бункере соседнего котла, мельница которого около недели находилась в ремонте, произошел взрыв пыли пересушенного торфа, взвихренного из-за хлопка в бункере. Взрыв в этом бункере в свою очередь вызвал взвихривание отложений торфяной пыли, имевшихся на металлоконструкциях и оборудовании бункерной галереи, и последующий более мощный взрыв пыли в этом помещении. В результате этого взрыва были разрушены стена котельного отделения со стороны временного торца, кирпичные перегородки, разделяющие бункерное помещение с котельным и турбинным отделениями, оконные переплеты главного корпуса, вентиляционные фонари, а также повреждена стена постоянного торца. При взрыве получил ожоги и ушибы персонал, находящийся на бункерной галерее. Анализ причин взрыва торфяной пыли на топливоподаче свидетельствует о том, что был допущен ряд серьезных отступлений от действующих правил взрывобезопасности: наличие большого количества горизонтальных участков на строительных сооружениях и элементах конструкции, уступов на стенах, шероховатости стен и потолков, что привело к накоплению пыли в помещении бункерной галереи; закладка кирпичом и шлакоблоками значительной части проектных оконных проемов на наружной стенке бункерной галереи и на других участках тракта топливоподачи, что могло способствовать увеличению объема разрушений при взрыве; отсутствие дистанционного измерения уровня торфа в бункерах. Сообщение бункеров торфа между собой через оставленные незаделанными проемы под перекрытием послужило основной причиной развития аварии. К аварии привели серьезные недостатки в организации эксплуатации по обеспечению взрывобезопасной работы оборудования: нарушался график сработки и очистки бункеров торфа, происходили загорания торфа в бункерах, персонал применял запрещенные правилами взрывобезопасности методы тушения горящего торфа струей воды из шланга без распыливания. Для предупреждения подобных взрывов в бункерах торфа РАО «ЕЭС России» предлагает техническим руководителям электростанций: 1. Ликвидировать все имеющиеся проемы и неплотности между смежными бункерами торфа. 2. Соблюдать установленный график сработки торфа из бункеров и полностью срабатывать его при длительном останове котла или переводе на другой вид топлива. 3. При использовании пневмообрушения для предотвращения застревания топлива в бункерах торфа включение воздушных сопл производить только при заполненных торфом бункерах, не допуская образования сквозных или глубоких воронок. Не включать пневмообрушение при наличии очагов горения топлива в бункерах. Исключить попадание сжатого воздуха в бункера через сопла в интервалах между включениями пневмообрушения. 4. Для тушения очагов горения торфа применять распыленную воду. 5. Не допускать опорожнения бункеров торфа при нормальной работе котла ниже 1/3 их высоты. 6. Проверить наличие мигалок на течках торфа от питателей к мельницам и при их отсутствии установить лепестковые мигалки. 1.2. Предотвращение взрывов угольной пыли в бункерах пыли системы пылеприготовления На электростанциях, работающих на особо взрывоопасных углях (азейский и ирша-бородинский бурые, кузнецкий газовый и др.), наблюдались взрывы и хлопки в бункерах пыли (Иркутские ТЭЦ-6, ТЭЦ-9 и ТЭЦ-11, Томь-Усинская ГРЭС и др.). При взрывах в бункерах пыли обычно повреждались их железобетонные перекрытия, а отдельные взрывы сопровождались также травмами персонала. Большая часть взрывов в бункерах пыли происходила при переходных режимах работы систем пылеприготовления, чаще всего при их пуске. Основными причинами происшедших взрывов пыли в бункерах являлись: загорание отложений на стенах и перекрытии, попадание в бункера горящей пыли из циклонов через мигалки и из пылевых шнеков, взвихривание пыли в бункерах вследствие присосов воздуха через неплотности в местах примыкания к железобетонному перекрытию, а также из-за фильтрации и прорыва воздуха из пылепроводов через питатели пыли при низком уровне пыли в бункерах. Загорание пыли в циклоне с последующим попаданием горящей пыли в бункер в ряде случаев было вызвано конструктивным недостатком циклона - наличием горизонтального участка во входном патрубке. В некоторых случаях взвихривание пыли в бункере и взрывы по этой причине происходили вследствие попадания в бункер воздуха из остановленной системы пылеприготовления через оставленный персоналом открытым клапан на влагоотсосной трубе. Для предупреждения взрывов в бункерах пыли предлагается обеспечить строгое выполнение требований действующих: Правил взрывобезопасности установок для приготовления и сжигания топлива в пылевидном состоянии; Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей; Правил техники безопасности при эксплуатации теплосилового оборудования электростанций. При этом необходимо: 1. Тщательно уплотнять бункера пыли, особенно места сопряжения металлических стен с бетонным перекрытием, например путем установки под балками перекрытия второй металлической крышки (опыт Ладыжинской ГРЭС). 2. Поддерживать внутреннюю поверхность бункера гладкой и ликвидировать монтажные скобы и другие выступы, на которых возможно отложение угольной пыли. 3. Ликвидировать горизонтальные и слабонаклонные участки во входных патрубках циклонов, например, путем установки «горки» в нижней части патрубков (рис. 1.1). Рис. 1.1. Реконструкция входного патрубка циклона: 1 - циклон; 2 - входной патрубок; 3 - стальной лист, вваренный в патрубок для предотвращения отложения пыли; 4 - патрубок предохранительного клапана 4. Осуществлять тщательный контроль за температурой и уровнем пыли в бункере. Рекомендуется установить дистанционные указатели уровня пыли в бункере с выводом их показаний на щит котла или энергоблока. 5. Для предупреждения слеживания пыли в бункере периодически по графику срабатывать ее до низшего уровня, допускаемого по условиям устойчивой работы питателей пыли. 6. Перед плановым остановом котла на непродолжительный срок (до 2 дней - уточняется по местным условиям) заполнить бункер пыли до верхнего уровня и тщательно закупорить его, для чего закрыть заслонки под реверсивным шнеком, клапаны на влагоотсосных трубах и шиберы над питателями пыли, закрепить в закрытом положении мигалки и установить уплотнительные прокладки в течках пыли под циклонами. 7. Перед остановом котла на срок более 2-15 дней (уточняется по местным условиям) срабатывать пыль из бункера с обстукиванием его нижней части. Оставшуюся пыль спустить в канал ГЗУ. 8. Во время капитального и среднего ремонтов котла производить очистку и обмывку бункера. При обмывке защитить питатели пыли от попадания в них воды. 9. Периодически проверять состояние влагоотсосных труб от бункеров и реверсивных шнеков и их изоляции. При нормальной работе в этих трубах должен быть слышен шум. В случае забивания влагоотсосных труб прочистить их через лючки. Рекомендуется снабдить дистанционным управлением клапаны на влагоотсосных трубах, учитывая удаленность их от площадки обслуживания котла. 10. Не допускать длительного простоя питателей пыли в резерве. 11. При обнаружении признаков загорания пыли в бункере (запаха гари, повышения температуры в бункере выше максимально допустимой за мельницей для данной марки угля- и схемы сушки) принимать следующие меры: на работающем котле увеличить подачу пыли в бункер и принять меры для ускорения сработки тлеющей пыли, для чего поднять нагрузку на котле, если она ниже номинальной; исключить возможность попадания в бункер воздуха через течки неработающих питателей пыли и влагоотсосную трубу неработающей системы пылеприготовления; на остановленном котле выявить причины загорания пыли и принять меры к устранению горения (ввод углекислоты, азота и др.). 12. При проектировании электростанций, рассчитанных на сжигание взрывоопасных топлив, обеспечивать герметичность бункеров пыли, например путем выполнения их стен и перекрытий из металла. 1.3. Предотвращение случаев попадания мазута в пароводяной тракт котлов В разные периоды на некоторых электростанциях наблюдались случаи попадания мазута в пароводяной тракт котла. В связи с тем, что паровой коллектор 1,3 МПа (13 кгс/см2) является обычно общим для всех котлов, загрязнение мазутом может распространиться на пароводяной тракт соседних котлов или энергоблоков. Причинами загрязнения пароводяного тракта котла мазутом являлись ошибочные действия персонала, неплотности запорной арматуры, наличие схем паромазутопроводов котла с отклонениями от требований Правил взрывобезопасности и ПТЭ. В целях предупреждения попадания мазута в пароводяной тракт предлагается: 1. Схемы подвода мазута, продувочного и распыливающего пара к форсункам выполнять в соответствии с требованиями действующих ПТЭ и «Правил взрывобезопасности при использовании мазута в котельных установках». В предлагаемых на рис. 1.2 схемах при использовании форсунок механического (а) и паромеханического (б) распыливания, конструкция которых допускает возможность попадания мазута в паровую линию при их закоксовании, предусмотрена установка запорных устройств на перемычке между паровой и мазутной линией (2), обратных клапанов со стороны мазутной линии (3) и визуальный контроль исправности запорной арматуры выполнением дренажа с запорным устройством (4). Для осуществления дистанционного управления горелками и реализации схемы автоматической блокировки, исключающей одновременное открытие запорной арматуры на мазутопроводе и линии продувочного пара, арматура 2 и 4 должна быть электрифицирована. Для котлов, оснащенных паромеханическими форсунками, конструкция которых исключает возможность попадания мазута в паровую линию при их закоксовании (например, по ОСТ 108.836.03-80), установка на перемычке трех вентилей и линии контроля (ревизии) необязательна. Вместо этого допускается выполнение схемы, показанной на рис. 1.2 в. Перемычка для продувки мазутного канала форсунки паром устанавливается после запорной арматуры по пару и мазуту. На перемычке устанавливается одно запорное устройство с электроприводом (2). При этом должна быть осуществлена схема автоматической блокировки, исключающей подачу пара на продувку канала форсунки при открытии запорной арматуры на мазутопроводе. При работе паромеханической форсунки должен быть обеспечен постоянный проток пара через ее паровое сопло. На линии подвода пара для продувки (опорожнения) мазутопровода котла между двумя запорными устройствами во время эксплуатации котла должна быть установлена заглушка. Паромеханические форсунки, предназначенные для автоматического «подхвата» факела на котлах, сжигающих твердое топливо, дополнительно оснащаются электромагнитным клапаном, устанавливаемым на байпасе запорного устройства с электроприводом на подводе мазута (рис. 1.2 г). Рис. 1.2. Схемы подачи мазута к форсункам и пара для их продувки: а - для механических форсунок; б - для паромеханических форсунок; в - для паромеханических форсунок, конструкция которых исключает попадание мазута в паровую линию при их закоксовании; г - для тех же форсунок, предназначенных для автоматического "подхвата" факела; 1 - мазутная форсунка; 2 - запорная арматура; 3 - обратный клапан; 4 - дренаж (ревизия); 5 - электромагнитный клапан 2. К эксплуатации схемы паро- и мазутопроводов приступать только после тщательной проверки на герметичность закрытия запорных органов, обратных клапанов, проверки правильности действия блокировки. 3. Линию подачи пара к фронту котла выполнять автономной, отдельной от других паропроводов, дренажных линий и пр. Эта линия должна питаться паром только в одной точке и раздавать пар только на распиливание мазута, продувку форсунки и мазутопроводов. 4. Все дренажи системы продувки форсунок и опорожнения мазутопровода собирать в отдельный бак, из которого они должны перекачиваться в устройства для очистки загрязненного мазутом конденсата с дальнейшим его использованием. 5. Эксплуатацию паромазутных схем осуществлять строго в соответствии с действующими инструкциями. 6. Производить плановые ремонты мазутопроводов и арматуры в сроки, предусмотренные графиком, утвержденным техническим руководителем электростанции. При проведении ремонтов запорной арматуры обращать внимание на: чистоту уплотнительных поверхностей, которая должна быть не ниже 0,16; чистоту поверхностей фланцевых соединений корпуса с крышкой; плотность сальникового уплотнения, которая проверяется гидравлическим испытанием. Наличие рисок, вмятин, забоин на уплотнительной поверхности шпинделя не допускается. Применяемые асбестовые кольца должны быть хорошо пропитаны сухим графитным порошком (графит тигельный, чешуйчатый, первый сорт). Ремонт запорной арматуры в схеме обвязки мазутных форсунок осуществлять силами персонала, производящего ремонт арматуры, работающей при высоких параметрах. 1.4. Применение на электростанциях взамен мазута других видов жидкого топлива В отдельных случаях электростанциям выделяются в относительно небольших количествах взамен мазута другие виды жидкого топлива (дизельное топливо, соляровое и сланцевое масла и др.). Технические характеристики этих жидких топлив существенно отличаются от топочных мазутов (ГОСТ 10585-75 и ЭТУ 638-57). Так, большинство этих топлив имеет температуру вспышки более низкую, чем обычные мазуты, и использование их требует специальных мероприятий по обеспечению пожарной безопасности. Российское акционерное общество «ЕЭС России» предлагает при применении на электростанциях заменителей мазута руководствоваться следующими указаниями: 1. В качестве заменителей мазута на электростанции могут быть использованы нефтепродукты с температурой вспышки не ниже 45°С (ГОСТ 4333-87, СТ СЭВ 5469-86). В случае поступления заменителей нефтепродуктов с температурой вспышки ниже 45°С слив его на электростанциях запрещается и груз должен быть возвращен поставщику. Не допускается в качестве заменителя мазута даже временно использовать сырые и стабилизированные нефти на электростанциях, оборудование которых не приспособлено к их приему и сжиганию. Не допускается также использование на электростанциях в качестве заменителей мазута кислых гудронов и жидких топлив с вязкостью выше 16° ВУ при 80°С. Примечание. Применение сырых и стабилизированных нефтей в качестве топлива допускается только на тех электростанциях, все оборудование которых приспособлено для работы на таком топливе. 2. Поставка электростанции взамен мазута других видов жидкого топлива с температурой вспышки не ниже 45°С допускается только по согласованию с руководством предприятия. При этом о предстоящей поставке заменителя мазута предприятие должно быть предупреждено не менее чем за 5 суток. 3. До поставки заменителей мазута на электростанцию должны быть выполнены следующие мероприятия: - проверены визуально на плотность все фланцевые соединения мазутопроводов и мазутоподогревателей, сальниковые уплотнения арматуры и мазутных насосов. Утечки должны быть устранены путем подтягивания соответствующих фланцевых соединений или замены сальниковых набивок и фланцевых прокладок; - проверены в работе электро- и ручные приводы арматуры на мазутопроводе; - проверены укомплектованность и готовность первичных средств пожаротушения в мазутном хозяйстве и в котельной; - проверены заземления электродвигателей в мазутном хозяйстве и отремонтированы средства защиты от статического электричества мазутохранилищ, элементов сливной эстакады и др. При отсутствии заземлений, средства защиты должны быть выполнены в соответствии с существующими правилами. Способы заземления некоторых элементов сливной эстакады показаны на рис. 1.3; - приведены в надлежащее состояние устройства по предупреждению разбрызгивания топлива при сливе его из цистерн. Сливные устройства цистерн следует накрыть кожухами, изготовленными из тонкой жести или брезента; - проверена исправность вентиляции мазутонасосной; - проведена проверка исправности автоматической пожарной сигнализации помещений насосных, территории приемно-сливных устройств (ПСУ) и стационарных систем пожаротушения резервуаров склада жидкого топлива и территории ПСУ; - проверена исправность освещения насосных, помещения котельной, эстакады и резервуаров склада топлива; - определен порядок отбуксировки цистерн со сливной эстакады при аварийных ситуациях; Рис. 1.3. Защита от статического электричества: а - железнодорожных цистерн; б - трубопроводов на эстакаде; в - трубопроводов в подземных каналах; 1 - сталь полосовая; 2 - заземлитель диаметром 25-30 мм - поставлена в известность районная (городская) пожарная охрана и усилен профилактический надзор за соблюдением требований пожарной безопасности; - проведена смешанная противопожарная тренировка с привлечением широкого круга персонала; - проведен дополнительный инструктаж обслуживающего персонала: сливщиков, дежурных по мазутонасосной, дежурных слесарей, отборщиков проб топлива, лаборантов химической лаборатории, машинистов котлов, начальников смен. При инструктаже особое внимание следует уделять технической и пожарной безопасности и специфическим свойствам заменителя мазута. 4. На электростанциях, на которых предстоит вместо мазута использовать другие виды жидкого топлива, местные инструкции, должны быть дополнены указаниями по применению этих заменителей в соответствии с требованиями п. 1.4 настоящего Сборника и с учетом местных условий. 5. При поступлении каждой партии заменителя мазута до начала слива должна быть отобрана проба поступающего топлива и определена температура его вспышки (ГОСТ 4333-87). Допустимость использования данного топлива в качестве заменителя мазута должен решать технический руководитель электростанции с учетом требований п. 1.4 настоящего Сборника. 6. При необходимости разогрев заменителей мазута в цистернах, пропарка их после слива, разогрев сливных клапанов цистерн производятся открытым паром. Запрещается спуск рабочих в цистерны для очистки их внутренних поверхностей от остатков заменителей мазута. 7. При сливе заменителей мазута должны быть отключены паровые подогреватели в приемных емкостях и лотках. 8. Паровые подогреватели в резервуарах могут включаться, когда уровень нефтепродуктов поднимается выше этих подогревателей не менее чем на 500 мм. 9. Максимальная температура заменителя мазута в резервуаре должна быть на 15(С ниже температуры его вспышки (в закрытом тигле) (tрезерв = tвсп. - 15(С), но не выше 90(С. 10. К механическим форсункам заменитель мазута нужно подавать с температурой, при которой вязкость его не должна превышать: для механических и паромеханических форсунок - 2,5(ВУ (16 мм2/с), для паровых и ротационных форсунок - 6(ВУ (44 мм2/с). Определение температуры, при которой заменитель мазута имеет нужную вязкость, производится по номограмме ВТИ (рис. 1.4). Подогревать заменители мазута до температуры, превышающей температуру их вспышки, допускается только в закрытых мазутных подогревателях под давлением. 11. В период работы электростанции на заменителях мазута должно проводиться регулярное наблюдение за плотностью сальников и фланцев на мазутном тракте, в мазутном хозяйстве и в котельной и все обнаруженные утечки должны немедленно устраняться. 12. При аварийной утечке заменителя мазута должно быть немедленно сообщено в районную (городскую) пожарную часть. Рис. 1.4. Зависимость вязкости жидкого топлива от температуры: М200, М100, М40, Ф-12, Ф-5 - мазут (ГОСТ 10585-75); ДТ-1, ДТ-2, ДТ-3 - топливо для тихоходных дизелей (ГОСТ 1667-68); МС - соляровое масло 13. При растопке горелок на заменителях мазута нужно применять только мощные, надежно действующие запальные устройства. 14. При растопке на легких заменителях мазута в случае погасания топки необходима ее вентиляция продолжительностью не менее 10 мин при открытых шиберах газовоздушного тракта. 15. При использовании заменителей мазута рекомендуется учитывать следующее: - заменители мазута целесообразно принимать в отдельный, металлический специально выделенный резервуар, так как при заполнении железобетонных резервуаров легкими нефтепродуктами резко увеличиваются утечки топлива из них, и в дальнейшем эти утечки мало уменьшаются при заполнении резервуара мазутом, а при смешении некоторых легких нефтепродуктов (например, дизельного топлива) с мазутом по ГОСТ 10585-75 могут образовываться и выпадать тяжелые и плотные осадки, которые способны забивать фильтры, нефтепроводы, арматуру и форсунки; - в маршрутах, которыми доставляются маловязкие заменители мазута, могут быть железнодорожные цистерны без нижнего сливного устройства. Следует заранее проверить исправность устройства для верхнего слива. 1.5. Предупреждение и ликвидация загорания отложений сажи и уноса в хвостовых поверхностях нагрева котлов Загорание отложений сажи, образующейся при сжигании мазута, а также уноса несгоревшей пыли в конвективных шахтах, регенеративных воздухоподогревателях (РВП) и газоходах котлов приводит к серьезным повреждениям оборудования и значительным затратам средств и времени на их ремонт и восстановление. Ниже приводятся наиболее характерные случаи загораний отложений в газоходах котлов и РВП. На одном из котлов ТП-100 паропроизводительностью 640 т/ч, рассчитанном на спекание антрацита, во время комплексного опробования загорелись отложения уноса в конвективной шахте, что вызвало серьезное повреждение воздухоподогревателя. Причиной образования недогоревших отложений явились неполное сгорание мазута и невоспламенение пыли, подаваемой в топку вместе с воздухом через сбросные горелки. Мазутные форсунки, установленные на котле, не имели организованного подвода воздуха. Сбросные горелки были расположены на большой высоте от ядра мазутного факела. Загорание отложений в газоходах и всасывающих коробах дымососов произошло на Тольяттинской ТЭЦ (котел ТП-80), где включение питателей пыли было произведено в условиях неустойчивого процесса горения при растопке на обводненном мазуте. Наиболее часто возникают пожары в РВП. Случаи пожаров в воздухоподогревателях с их полным разрушением имели место на Карагандинской ГРЭС-1, ТЭЦ Челябинского металлургического завода, Кустанайской ТЭЦ-1. На Балаковской ТЭЦ-4 Саратовэнерго (котел ТГМ-84) в результате пожара была повреждена значительная часть набивки ротора, вышли из строя радиальные и периферийные уплотнения, ротор просел на нижнюю торцевую часть корпуса. Причиной пожаров были неудовлетворительное состояние мазутного хозяйства и растопка котла при недопустимо низком давлении мазута и недостаточном его подогреве. На Северодвинской ТЭЦ-2 во время первых пусков головного котла с наддувом ТГМЕ-464 при работе на мазуте под разрежением с малой нагрузкой произошло загорание отложений в набивке ротора РВП-88. Большая часть набивки РВП оказалась поврежденной. После замены набивки и некачественно проведенной промывки ротора во время пуска котла оставшиеся отложения загорелись вторично. Занос набивки РВП отложениями произошел в результате неполного сгорания обводненного и плохо разогретого мазута, недостаточного подогрева воздуха перед воздухоподогревателем. Отсутствие сигнализации на щите управления по разности температур газов перед РВП и воздуха за ним не позволило персоналу своевременно установить факт возникновения пожара и принять соответствующие меры для его тушения. Анализ случаев загораний сажи и уноса в хвостовых поверхностях нагрева и газоходах котлов показывает, что основными их причинами являются: неудовлетворительное состояние мазутного хозяйства (недостаточная температура подогрева мазута и его большое обводнение), неудовлетворительная организация процесса горения (некачественная сборка форсунок, установка неисправных и непроверенных на стендах форсунок, работа форсунок без организованного подвода к ним воздуха), работа котла или отдельных горелок с недостатком воздуха, недостаточный подогрев воздуха перед воздухоподогревателями мазутных котлов, преждевременная подача твердого топлива или сбросного воздуха из систем пылеприготовления в непрогретую топку, работа на смеси твердого топлива с жидким или газообразным с грубым нарушением воздушного режима, отсутствие или несвоевременный ввод в эксплуатацию средств очистки поверхностей нагрева. На некоторых электростанциях отсутствуют необходимый контроль за состоянием поверхностей нагрева и сигнализация при возникновении пожара; зачастую имеющиеся устройства сигнализации остаются невключенными. В целях предупреждения аварий, связанных с загоранием отложений сажи и уноса в конвективных шахтах, РВП и газоходах котлов, предлагается: 1. Обеспечить бесперебойную подачу в котельную необводненного отфильтрованного мазута при температуре и давлении в соответствии с требованиями действующих ПТЭ. Подогрев мазута должен быть таким, чтобы его вязкость не превышала: для котлов, работающих с механическими и паромеханическими форсунками, - 2,5(ВУ (16 мм2/с); для котлов, работающих с паровыми и ротационными форсунками, - 6,0(ВУ (44 мм2/с). 2. К установке на котлы допускать только проверенные и протарированные на водяном стенде (рис. 1.5) форсунки. Для этого необходимо: Рис. 1.5. Схема водяного стенда для проверки паромеханических форсунок: 1 - форсунка; 2 - каркас; 3 - измерительная диафрагма; 4, 5 - манометры; 6 - центробежный насос; 7-10 - вентили Dy 20 мм; 11 - тарировочный бак; 12 - вентиль вентили Dy 50 мм; 13 - ограждение из листового железа - при сборке тщательно осматривать форсунки с целью проверки чистоты поверхностей, отсутствия заусенцев, забоин, кокса и грязи; детали форсунки даже с незначительными дефектами к сборке не допускаются; - проверку форсунок, работающих с давлением мазута до 2 МПа (20 кгс/см2), на водяном стенде производить при давлении воды, равном номинальному давлению топлива. Форсунки, рассчитанные на работу с большим давлением, проверять при давлении воды не ниже 2 МПа (20 кгс/см2). Давление воздуха при проверке паромеханических форсунок должно соответствовать давлению пара, идущего на распыл; - качество распыливания при проверке форсунок на стенде определять визуально; конус распыленной воды должен иметь мелкодисперсную структуру без заметных на глаз отдельных капель, сплошных струй и легко различимых местных сгущений (полос); - проверять угол раскрытия конуса для комплекта форсунок, устанавливаемых на котел (не должен отклоняться более чем на ±5° от заводской нормали); - при проверке на стенде обращать внимание на плотность прилегания отдельных элементов форсунки и ее штанги; форсунки с неплотными соединениями отдельных элементов к установке на котел не допускаются; - проверять разницу в номинальной производительности отдельных форсунок в комплекте, которая не должна превышать 1,5% (в случае отличия давления воды во время тарировки от номинального давления топлива перед форсунками расходные характеристики форсунок должны быть пересчитаны на номинальное давление); особенно жесткие требования к подбору форсунок по производительности должны предъявляться в случае работы котлов в режиме с малыми избытками воздуха (T ¢¢ a (1,03); - после проверки на стенде форсунки снабдить бирками с указанием производительности, диаметра распылителя и длины штанги; - запасные форсунки хранить на специально оборудованном стеллаже; - форсунки устанавливать в горелках таким образом, чтобы распыленный мазут не попадал на стенки амбразуры; расстояние между образующей конуса распыленного мазута и выходной кромкой амбразуры устанавливать в пределах 50-80 мм (в зависимости от конструкции горелки). 3. Ко всем мазутным форсункам (включая растопочные) выполнить организованный подвод воздуха, обеспечивающий хорошее его перемешивание с топливом. Эксплуатация мазутных форсунок без организованного подвода к ним воздуха запрещается. 4. Наиболее благоприятные условия для сажеобразования создаются при температуре топки, недостаточной для дожигания углерода. Особую опасность представляет пусковой период на вновь вводимых котлах, когда неналаженность оборудования и режимов горения часто сочетается с длительной работой котлов на малых нагрузках. Учитывая вышесказанное, с момента растопки котла вести постоянное наблюдение за работой горелок, обращая внимание на отсутствие в факеле дымных полос и летящих искр. Обеспечивать правильное ведение воздушного режима работы отдельных горелок и котла в соответствии с режимными картами и заводскими инструкциями. При неудовлетворительной работе отдельных форсунок своевременно производить их замену. 5. При растопке и работе котлов в переменных режимах вести тщательное наблюдение за температурой газов и воздуха после каждой из ступеней трубчатых воздухоподогревателей, за температурой газов и горячего воздуха в РВП. 6. Растопку котлов, сжигающих сернистый мазут, производить с предварительно включенной системой подогрева воздуха перед воздухоподогревателями. Подогрев воздуха в начальный период должен быть не ниже 60°С. При дальнейшей эксплуатации температура воздуха, поступающего в воздухоподогреватель, должна поддерживаться не ниже 110°С - для котлов с трубчатыми воздухоподогревателями и 70°С - для котлов с РВП. 7. Не выполнять обводные газоходы и воздуховоды помимо РВП для пуска котлов, поскольку их использование не исключает заноса набивки во время растопок (через неплотности отключающих шиберов) и, кроме того, приводит к значительным перетокам газов помимо РВП во время нормальной эксплуатации и соответственно к снижению экономичности. 8. Подачу в топку пыли топлив с выходом летучих менее 15% начинать при нагрузке котла не ниже 30% номинальной; при работе на топливах с выходом летучих более 15% разрешается подача пыли при меньшей тепловой нагрузке, установленной исходя из условия устойчивого воспламенения. Полное отключение мазута или газа производить при нагрузке, установленной на основании опыта эксплуатации, что должно быть отражено в местной инструкции. Не допускать включения в работу электрофильтров до полного окончания растопки котлов или в режимах с повышенным образованием сажи, контролируемых, например, при использовании дымомеров при совместном сжигании угля и мазута. 9. Не допускать подачи запыленного воздуха в холодную топку и при неустойчивом режиме горения растопочного топлива. 10. Строго придерживаясь графиков, производить обдувку и очистку дробью конвективных поверхностей нагрева и очистку РВП. Периодичность включения средств очистки при эксплуатации должна быть установлена для конкретных условий работы котлов в зависимости от вида топлива и конструкции котла. 11. При работе парового котла под нагрузкой для контроля загорания отложений использовать автоматическую сигнализацию по разности температур газов на входе в воздухоподогреватель (ступень воздухоподогревателя) и воздуха на выходе из него. Срабатывание сигнала должно происходить при разности температур, которая определяется в зависимости от конкретных условий эксплуатации и утверждается техническим руководителем электростанции. Регулярно осуществлять контроль за температурой уходящих газов и горячего воздуха (резкое повышение этой температуры на 20-30°С свидетельствует о загорании отложений). С целью уточнения места загорания помимо штатного контроля устанавливать в каждом газоходе за воздухоподогревателем не менее трех термопар с выводами их на показывающий прибор. По показаниям температур уходящих газов и горячего воздуха контролировать подачу воды на пожаротушение. При начале подачи воды должно наблюдаться резкое снижение температур среды. Если снижения температур не наблюдается, необходимо убедиться в поступлении воды по месту, по характерному шуму воды в трубопроводах и ВП и снижению температуры подводящих трубопроводов на «ощупь». При резком снижении даже одной из ранее повысившихся температур (уходящих газов или горячего воздуха) ниже 100°С, уменьшить расход воды, вплоть до полного ее закрытия. На остановленных паровых и водогрейных котлах контроль загорания отложений осуществлять по штатным приборам температуры уходящих газов. 12. Котлы, сжигающие мазут в качестве основного или растопочного топлива, а также котлы на твердом топливе оснащать средствами пожаротушения воздухоподогревателей. В качестве основного противопожарного средства к конвективным шахтам и ВП подводить воду, расход которой должен составлять не менее 1,44 т/ч на 1 м2 сечения конвективной шахты или ротора РВП (см. приложение). Вода к конвективным шахтам подводится из противопожарного водопровода через специальные трубы, установленные в газоходах паровых котлов над воздухоподогревателями I и II ступеней. Трубы должны быть размещены так, чтобы более равномерно орошалось все поперечное сечение шахты. Вода к ВП подводится из противопожарного трубопровода через трубы, установленные в верхних газовом и воздушном коробах. Дополнительно вода может подаваться из системы обмывки РВП (рис. 1.6). Так как вероятность возникновения пожара одновременно в нескольких ВП или обеих конвективных шахтах на одном котле мала, указанные расходы подаваемой воды должны относиться к сечению одной из шахт или одного ВП (когда их установлено два и более). Рис. 1.6. Схема подачи воды для тушения пожара в РВП: ((((линия обмывки РВП; - - - - - вода в пожарной магистрали; Т - вестовая труб" с шайбой диаметром 3 мм; Y - дренажная воронка Расход воды и диаметр магистрального трубопровода в котельном помещении определяются исходя из потребности тушения пожара в конвективной шахте самого мощного котла или наиболее крупного ВП. Для тушения пожара в конвективной шахте парового котла со стеклянным воздухоподогревателем предусмотреть вместо воды сухой или слабоперегретый пар давлением 0,5-1,8 МПа (5-18 кгс/см2) в зависимости от источника питания (производственного отбора или противодавления теплофикационных турбин, РОУ 40/13, линии собственных нужд). Расход пара должен быть не менее 0,3 м3/с на 1 м3 объема. Для тушения загораний отложений в конвективной поверхности водогрейного котла можно использовать систему обмывки. 13. При определении источника подачи воды исходить из продолжительности тушения пожара: в первые 30 мин расход воды полный, в последующие 30 мин он может быть в два раза меньше. 14. Для предотвращения коррозии труб воздухоподогревателя и набивки РВП вследствие возможного попадания в них воды из трубопроводов пожаротушения на подводящих линиях установить последовательно два вентиля с врезанной между ними «вестовой трубой» (рис. 1.7). На «вестовую трубу» вместо вентиля навернуть колпачок с отверстием диаметром 3 мм. Для надежного дренирования воды (конденсата пара) подвод ее осуществляется снизу с восходящим участком перед орошающими трубами высотой не ниже 1 м. Пуск установок пожаротушения ВП должен предусматриваться дистанционным или вручную с основной отметки обслуживания котельного отделения. Рис. 1.7. Вестовая труба для подачи воды в РВП С целью исключения во время эксплуатации перетока воздуха из воздушной части РВП в газовую через трубы пожаротушения на линии подвода воды между воздушной и газовой частями установить разделительный вентиль (см. рис. 1.6). 15. Регулярно по утвержденному графику производить внешний осмотр арматуры трубопроводов пожаротушения и следить за наличием воды и пара в подводящих магистралях. 16. Воздушные и газовые короба под РВП или ВП, короба под конвективными шахтами, а также нижние части топок башенного типа оборудовать дренажными трубами с устройствами, препятствующими присосу воздуха через эти трубы в газоходы котла. 17. Для наблюдения за состоянием поверхностей нагрева воздухоподогревателей (набивки и труб) и визуального определения очагов горения при поступлении сигнала о загорании установить гляделки в газоходах перед каждой ступенью трубчатого воздухоподогревателя и за ней, в газовых коробах - перед РВП и за ним, в воздушных коробах - за РВП. Гляделки следует установить в доступных и безопасных местах; они должны быть удобными для осмотра верхней и нижней торцевых поверхностей ротора РВП, верхней и нижней трубных досок обеих ступеней трубчатого воздухоподогревателя, должны легко открываться и герметически закрываться. 18. Непосредственно перед остановом котла, работающего на мазуте, произвести очистку дробью конвективных поверхностей нагрева и тщательную обдувку набивки РВП. 19. После отключения последней горелки производить наружный и внутренний (через гляделки) осмотр РВП и трубчатого воздухоподогревателя. Продолжительность наблюдения за воздухоподогревателями остановленного котла и периодичность их осмотров устанавливаются местными инструкциями. 20. Выключать приборы, показывающие и регистрирующие температуру воздуха и газа перед РВП и за ним, температуру воздуха и газа перед каждой ступенью трубчатого воздухоподогревателя и за ней, а также температуру уходящих газов водогрейного котла не ранее чем через 24 ч после останова котла. 21. При признаках загорания немедленно произвести осмотр газохода, проверить температуру газов по всем установленным в газоходах термопарам, поставить в известность пожарную команду и в дальнейшем вести наблюдение за участком наиболее вероятного загорания. 22. При возникновении пожара в газовом тракте парового котла: немедленно остановить котел; остановить дутьевые вентиляторы и дымососы, вентиляторы рециркуляции, закрыть их направляющие аппараты; закрыть шиберы, отключающие РВП по воздуху; включить систему средств пожаротушения и проверить на линии отвода воды из коробов открытие запирающих устройств (“хлопушек”); контролировать разрежение (давление) среды за ВП не допуская значительного повышения давления и опасных выбросов горячей пароводяной смеси в помещение. При необходимости открывать направляющие аппараты остановленных дымососов и использовать самотягу дымовой трубы; вызвать пожарную команду, проверить плотность закрытия всех гляделок и лазов. При загорании в конвективной поверхности остановленного водогрейного котла немедленно подать воду на пожаротушение и обеспечить, если возможно, проток сетевой воды через котел. Последствия пожара зависят в основном от времени, прошедшего с момента загорания до начала тушения, а также от быстроты проведения всех операций по ликвидации пожара. 23. Ротор РВП не останавливать до полной ликвидации пожара. В случае самопроизвольного или вынужденного останова электродвигателя проворачивать ротор РВП вручную. 24. После ликвидации пожара в РВП удалить все поврежденные пакеты, а также пакеты, поверхность которых подвергалась снаружи частичному окислению. Во избежание повторного загорания окисленные нагревательные элементы можно устанавливать только после их тщательной очистки. Приложение Пример определения и результаты расчетов необходимого расхода воды на пожаротушение 1. Котел паропроизводительностью 320 т/ч с трубчатым воздухоподогревателем. По глубине котла расположены две конвективные шахты, разделенные воздушным коробом. Площадь каждой из конвективных шахт F= 10 (2 = 20 м2. Расход воды на пожаротушение каждой шахты из противопожарного водопровода составит 1,44(20=28,8 м3/ч при норме 1,44 м3/ч на 1 м2. При скорости воды в подводящем трубопроводе 1,7-2,2 м/с диаметр его равен 80 мм. 2. Результаты расчетов для котлов разной паропроизводительности, оснащенных регенеративными воздухоподогревателями: Диаметр ротора РВП, мм Площадь сечения ротора, м Расход воды на пожаротушение, м3/ч Диаметр подводящего трубопровода, мм 5400 22,9 33,0 80 8800 60,7 87,5 130 9800 75,4 108,6 150 13800 151,23 217,8 200 1.6. Предупреждение повреждений барабанов котлов высокого давления На многих электростанциях выявляются повреждения барабанов котлов высокого давления в виде трещин на поверхностях трубных отверстий цилиндрической части барабана, в штуцерах, на поверхностях днищ, в зоне швов приварки сепарационных устройств и в основных сварных швах (Приложение 1). Кроме того, при длительной эксплуатации (более 170 тыс. часов для стали 16ГНМ) выявляются сквозные трещины на мостиках между отверстиями опускных труб. Повреждения вызваны рядом причин технологического и эксплуатационного характера. Для предотвращения повреждений осуществляются мероприятия по ужесточению требований к качеству металла и технологии изготовления. Введены современные методы контроля за состоянием металла барабана, разработаны способы ремонта барабанов при обнаружении в них дефектов. Однако, обеспечение надежной работы барабанов не может считаться полностью решенной задачей. На многих барабанах по-прежнему обнаруживаются трещины у трубных отверстий, т. к. при длительной эксплуатации в металле барабанов протекают процессы деформационного старения, приводящие к существенному снижению его пластических свойств. В этих условиях появление трещин влечет за собой опасность их ускоренного развития. Развитие деформационного старения и трещин, обусловленное самим фактором эксплуатации барабанов, может существенно ускориться под воздействием высоких термических напряжений, связанных главным образом с подачей воды в неостывший опорожненный барабан, а также во время растолок и остановов котла при отсутствии надлежащего контроля за температурным состоянием барабана. Необходимость проведения мероприятий по предотвращению повреждений барабанов из-за высоких термических напряжений неоднократно указывалась в распорядительных документах. Между тем обследования показали, что ряд рекомендаций, изложенных в этих материалах, на многих электростанциях не выполняется. В частности, отсутствует эффективный контроль за температурным состоянием барабанов при растопках и остановах котлов. Зачастую не контролируется правильность ведения этих режимов оперативным персоналом, не анализируются результаты измерений температур барабанов с целью предотвращения подобных нарушений. В целях предупреждения повреждений барабанов котлов 14 и 10 МПа (140 и 100 кгс/см2) предлагается: 1. Организовать измерения температур барабанов в соответствии с приложением 2. 2. Оснастить барабан устройствами для снижения температурных перепадов до допустимых значений при остановах и пусках котла (приложение 3). 3. На основании мероприятий, указанных в приложениях 2 и 3, установить такие режимы растолок, остановов и заполнения барабанов котлов водой, при которых скорость изменения и разности температур «верх-низ» в барабанах не превышали бы допустимых значений (приложение 4). Указанные параметры должны строго соблюдаться и контролироваться по показаниям приборов, установленных на оперативных щитах котлов. Для проведения растолок и остановов на каждый котел должен быть оформлен график-задание, отражающий выполнение всех операций. 4. Осуществлять проверку барабана на наличие трещин и других дефектов. В случае обнаружения дефектов производить ремонт в соответствии с действующими специальными распорядительными документами. При достижении сроков эксплуатации 300 тыс. часов для барабанов, изготовленных из стали 22К, 16ГНМ и 16ГНМА, возможность и условия дальнейшей эксплуатации барабана определяются после специального обследования, объем и содержание которого должно быть согласовано с РАО «ЕЭС России» или (по его поручению) с АО «Фирма ОРГРЭС». Приложение 1 Характерные повреждения барабанов котлов 14 и 10 МПа (140 и 100 кгс/см2) Обследования барабанов позволяют выделить следующие характерные места их повреждений: 1. Трещины усталостно-коррозионного происхождения на поверхностях отверстий и тела барабана около этих отверстий и вдоль образующей барабана (рис. 1.8). Трещины обнаруживаются главным образом у отверстий опускных труб, но могут появляться у труб, подводящих пароводяную смесь в барабан котла и у других труб. 2. Трещины в днищах. В барабанах котлов 14 МПа трещины чаще всего обнаруживаются на внутренней поверхности днищ, преимущественно в зоне наибольшей кривизны, в местах приварки заводских деталей сепарационных устройств и около лазовых отверстий. В барабанах котлов 10 МПа трещины выявлялись на внутренней поверхности окуполенных днищ. Рис. 1.8. Расположение коррозионно-усталостных трещин у трубных отверстий и в штуцерах барабанов 3. Трещины и другие дефекты технологического происхождения в основных сварных соединениях барабанов и в зонах приварки внутрибарабанных устройств (рис. 1.9 и 1.10). Рис. 1.9. Примеры повреждений основных сварных швов барабанов: а - непровар с развивающимися от него трещинами (барабан котла ТГМ-84); б - трещины в околошовной зоне длиной 1000 м и глубиной 20 мм (внутренняя поверхность барабана котла БКЗ-210-140Ф) Рис. 1.10. Расположение трещин в местах приварки деталей внутрибарабанных устройств: l, h - соответственно длина и глубина трещин Приложение 2 Контроль за температурным состоянием барабанов 1. Предупреждение опасных термических напряжений в барабанах можно обеспечить только при надежном контроле за их температурным режимом. 2. Барабаны должны быть оснащены термопарами с установкой их согласно рис. 1.11. Показания термопар должны выводиться на регистрирующие приборы. Правильность показаний приборов необходимо проверять при стационарном режиме работы котла. Разбежка в показаниях термопар не должна превышать 10(С (кроме термопар 9 и 10). 3. Скорость прогрева (расхолаживания) барабана при растопке (останове) контролировать по показаниям термопар 4, 6, 8. При заполнении неостывшего опорожненного барабана ориентироваться на показания термопар 3, 5, 7 (дополнительный контроль - гильзовые термопары 9, 10 за водяным экономайзером). По термопарам 1 - на пароотводящей и 2 - на опускной трубе (гильзовые термопары) определяется температура насыщения. 4. Регистрация температур стенок барабана должна осуществляться при растопках, остановах, заполнении котла водой, а также при его гидроопрессовке. Рис. 1.11. Схема размещения термопар на барабане котла: а - схема расположения термопар; б - способ выполнения рабочих концов термопары в приварной бобышке; в - то же зачеканкой в теле барабана 1 - поверхностная термопара на пароотводящей трубе; 2 - поверхностная термопара на водоспускной трубе; 3-8 - поверхностные термопары на наружной поверхности барабана; 9, 10 - гильзовые термопары на питательном трубопроводе за экономайзером (за подвесными трубами); 11 - поверхностная термопара на трубе рециркуляции водяного экономайзера Приложение 3 Конструктивные и режимные мероприятия по снижению температурных перепадов в барабане 1. Средством, обеспечивающим снижение перепадов температур в барабане до допустимых значений при останове котла и его расхолаживании, являются устройства охлаждения барабана насыщенным паром от соседних котлов. Один из вариантов схемы расхолаживания барабана приведен на рис. 1.12. При необходимости ускоренного расхолаживания опорожненного барабана, пар от постороннего источника подается как в верхний, так и в нижний коллекторы. Рис. 1.12. Принципиальная схема подвода и распределения пара для расхолаживания и разогрева барабана: а - схема подвода пара для расхолаживания и разогрева барабана; б - схема распределения пара в барабане котла 140 кгс/см2; в - схема распределения пара в барабане котла 100 кгс/см2: 1 - верхний распределительный коллектор; 2 - нижний распределительный коллектор; 3 - линия подвода пара к нижнему коллектору; 4 - линия подвода пара к верхнему коллектору; 5 - коллектор соединительный; 6 - дренаж Примечания: 1. На рисунке 1.12, а показан один котел, для остальных котлов схема выполняется аналогично. 2. Подвод 4 к верхнему коллектору имеет двойное назначение: «на отбор» - вентили открываются от работающих котлов для отбора пара в схему и «на охлаждение» - вентили открываются у расхолаживаемого котла для подачи пара к верхнему коллектору охлаждения. 3. Подвод пара 3 к нижнему коллектору используется только для подачи пара на расхолаживание низа барабана при останове котла с опорожненным барабаном. 2. При эксплуатации котлов следует исключать режимы, при которых возникают высокие температурные напряжения. В частности, при остановах котла, сопровождающихся опорожнением барабана (при повреждении экранных труб или экономайзера), необходимо с погашением котла проконтролировать отключение питания закрытием клапанов и задвижек, т. к. охлаждение внутренней поверхности барабана при попадании на нее относительно холодной воды приводит к тепловому удару, особенно опасному при высоком уровне давления. 3. Для каждого котла электростанции на основании анализа температурного режима барабана должны быть разработаны графики-задания пусков из различных тепловых состояний с обязательным указанием форсировки по топливу, а также графики-задания по останову котла с расхолаживанием барабана. Приложение 4 Допустимые разности температур, скорости прогрева и расхолаживания барабана 1. Скорость повышения температуры нижней образующей барабана при растопке котла = 30°С/10 мин 2. Разность температур между верхней и нижней образующей барабана при растопке = 60°С 3. Скорость.понижения температуры нижней образующей барабана при останове котла = 20°С/10 мин 4. Разность температур между верхней и нижней образующей барабана при останове = 80°С 5. Заполнение барабана котла для растопки запрещается, если температура верха опорожненного барабана превышает 160°С. Заполнение барабана котла для гидроопрессовки запрещается, если температура верха барабана превышает 140°С. 1.7. Предупреждение повреждений клепаных барабанов и барабанов, сильно ослабленных очками для завальцовки труб Для клепаных барабанов котлов низкого и среднего давлений характерно трещинообразование в заклепочных и вальцовочных соединениях (рис. 1.13). Трещины вызываются сочетанием следующих факторов: наличием в металле высоких местных напряжений конструктивно-технологического происхождения; смыванием участков высоконапряженного металла щелочным концентратом котловой воды, образующимся в пазухах и микрозазорах заклепочных и вальцовочных соединений при пропаривании котловой воды в них; температурными неравномерностями по верху и низу барабана при эксплуатации котла, которые способствуют проникновению котловой воды в соединения и вызывают дополнительные напряжения в металле. Температурные неравномерности появляются при растопках и в режиме горячего резерва с периодическими подпитками большим расходом воды, подаче холодной воды на заполнение котла, не остывшего после останова, неудовлетворительном распределении питательной воды в барабане, упусках воды, обвалах обмуровки, защищающей от обогрева продольный заклепочный шов нижнего барабана. Рис. 1.13. Расположение трещин в накладках и основных листах у заклепочных швов и в вальцовочных поясах: а - места расположения трещин от щелочной коррозии в заклепочном шве; б - расположение трещин на внешней поверхности развальцованного конца трубы Для предупреждения повреждений клепаных барабанов и барабанов, сильно ослабленных очками (коэффициент прочности 0,5 и менее) для завальцовки труб, предлагается: 1. При капитальных ремонтах котлов производить дефектоскопические проверки состояния металла с помощью ультразвукового, магнитно-порошкового, цветного или токовихревого методов. Наряду с дефектоскопическими проверками проводить тщательные осмотры с простукиванием заклепок, выявлять поврежденные участки по отложениям солей (наросты у заклепок, кромок накладок), шламовым валикам на внутренней поверхности вальцовочного пояса трубы или около колокольчика и др. 2. При проверках барабанов обратить внимание на: швы нижних барабанов, а в самих швах - на участки пересечения продольных и кольцевых швов; передний продольный шов нижнего барабана, если были случаи обвала обмуровки, защищающей его от обогрева из топки; задний продольный шов верхнего заднего барабана; клепаные грязевики и швы приклепки к барабанам камер и опускных труб; воротники приклепанных перепускных труб между барабанами и вводов питательной воды; швы приклепки днищ нижних барабанов; завальцованные концы труб. 3. При частых остановах котлов в резерв нужно строго выполнять требования инструкций по ведению режимов растопки, останова, заполнения водой и др. Для снижения температурных неравномерностей в барабане при подпитках может быть выполнена отдельная водораспределительная труба в паровом пространстве барабана для обеспечения прогрева струи питательной воды в паровом объеме (рис. 1.14). 4. Обеспечить консервацию котлов в период простоя в соответствии с действующими специальными инструкциями. 5. Для паровых котлов давлением до 4 МПа (40 кгс/см2) включительно, имеющих заклепочные соединения, относительная щелочность котловой воды не должна превышать 20%. При относительной щелочности более 50% следует применять подкисление или снижать щелочность в тракте водоподготовки (например, проводить Н - Na-катионирование). 6. Клепаные грязевики при повторяющихся повреждениях заменить, изготовив их из цельнотянутых труб. 7. Обеспечить свободное температурное расширение барабанов и трубных контуров и контролировать его по реперам. 8. На многобарабанных котлах обратить внимание на предупреждение повышенных компенсационных напряжений в конце труб задних экранов, завальцованных в нижний барабан; при этом вертикальное смещение нижнего экрана рассчитывать по сумме удлинений кипятильных пучков котла и экрана. Рис. 1.14. Устройство ввода питательной воды во время горячего резерва с прогревом струи 9. Защищать барабаны водотрубных котлов (особенно ту их часть, где расположен продольный шов) от перегрева с газовой стороны, если они не являются одной из основных составляющих поверхности нагрева. 10. При обнаружении повреждений в металле барабана или завальцованных концах труб на вводах в барабан сред с температурой, отличающейся от температуры насыщения (вводах питательной воды, линиях водоуказателей), необходимо установить защитные рубашки. 1.8. Рекомендации по предупреждению термоусталостных повреждений толстостенных элементов пароперегревателей и паропроводов при остановах котлов в резерв В связи с нарастающей неравномерностью графика электрической нагрузки на многих электростанциях значительно увеличилось число остановов котлов в резерв на время от 6-8 до 18-24 ч. В большинстве случаев остановы такого рода независимо от их длительности проводятся с консервацией котла путем плотного закрытия арматуры на его пароводяном тракте при давлении, близком к номинальному, и соответствующего уплотнения газовоздушного тракта. Как показали исследования ВТИ, через 5-8 ч после консервации остановленного в резерв котла в змеевиках всех пароперегревательных поверхностей нагрева неизбежно начинается конденсация пара, причем конденсатообразование в пароперегревателе газомазутного котла начинается раньше, чем пылеугольного с жидким шлакоудалением. Процесс конденсации сопровождается периодическими выбросами конденсата из змеевиков в неостывшие еще выходные коллекторы и трубопроводы. В пароперегревателях с вертикальным расположением змеевиков это приводит в свою очередь к частым и резким (на 50-100°С) местным охлаждениям стенки коллекторов в зонах присоединения змеевиков. В пароперегревателях с горизонтальными змеевиками и с выходными коллекторами, размещенными под пакетами, конденсат из змеевиков охлаждает нижнюю часть коллекторов и стекает по нижней образующей в присоединенный к его торцу паропровод. При этом в коллекторах и паропроводах также возникают значительные переменные термические напряжения. Образование конденсата наблюдается не только в основных, но и в промежуточных пароперегревателях, если последние перед остановом не обеспариваются. Особенно глубокие местные охлаждения толстостенных элементов пароперегревателя могут происходить при неплотном отключении линий впрыска питательной воды. При растопке из неостывшего состояния в момент открытия сбросных растопочных устройств относительно переохлажденный конденсат выталкивается из пароперегревателя и резко охлаждает начальный участок паропровода. Аналогичные явления происходят при открытии перед растопкой дренажей на выходных или паросборных камерах пароперегревателей с вертикальными змеевиками. Дренируемые коллекторы здесь также подвергаются резкому охлаждению, но в паропровод поступает несколько меньше конденсата. Интенсивная конденсация пара в пароперегревателе может возникнуть непосредственно перед растопкой из неостывшего состояния, когда газовоздушный тракт до розжига топки длительно (более 20 мин) вентилируется всеми тягодутьевыми механизмами. Описанные выше явления вызывают термоусталостные повреждения (трещины) в коллекторах пароперегревателей и на начальных участках паропроводов. По этой причине, например, на одном из котлов ПК-38, имевшем от начала эксплуатации около 100 остановов в резерв, произошло аварийное разрушение начальных участков паропроводов холодного промперегрева. Для обеспечения эксплуатационной надежности и предотвращения повреждений толстостенных элементов пароперегревателя и начальных участков паропроводов свежего пара и пара промперегрева рекомендуется: 1. На всех блоках мощностью 150, 200 и 300 МВт производить полное обеспаривание системы промперегрева. 2. Барабанные котлы энергоблоков независимо от длительности последующего их простоя предварительно разгружать на скользящем давлении согласно действующим инструкциям до нагрузки, составляющей 25-30% номинальной. При останове на 6-10 ч после отключения котла и завершения вентиляции топки в течение не более 10 мин уплотнять газовоздушный тракт и плотно закрывать всю арматуру на пароводяном тракте. В случае предполагаемой длительности резерва 20 ч и более сразу же после останова котла подпитывать барабан до верхней отметки водоуказательных колонок или до уровня 2/3-4/5 диаметра барабана от нижней образующей (при наличии дополнительных указателей уровня) и производить выпуск аккумулированного пара через БРОУ в конденсатор. При достижении давления в котле 0,6-1,0 МПа (6-10 кгс/см2) закрыть арматуру на пароводяном тракте. 3. На энергоблоках с прямоточными котлами (независимо от длительности последующего простоя) полностью обеспаривать тракт пароперегревателя за встроенным пусковым узлом путем сброса среды через полностью открытую БРОУ в конденсатор после отключения пароперегревателя от испарительной части встроенной задвижкой и клапаном (задвижкой) на выходе пара из встроенного сепаратора. На котлах, не имеющих клапанов (задвижек) на выходе пара из встроенного сепаратора, обеспаривание пароперегревателя производить таким же способом, но при закрытом клапане на трубопроводе подвода среды к сепаратору. На прямоточных котлах блоков мощностью 150, 200 и 300 МВт, не оборудованных до настоящего времени клапанами на выходе пара из встроенного сепаратора, во время капитальных ремонтов установить указанную арматуру. 4. На электростанциях с поперечными связями при регулярном (более 30 раз в год) выводе барабанных котлов в резерв после их останова производить выпуск из них пара через растопочное устройство в общестанционный растопочный коллектор. Начало операции по выпуску пара и режим выпуска (расход, длительность) должны определяться опытным путем для каждого типа котла, исходя из условия предупреждения интенсивного конденсатообразования в змеевиках и одновременного обеспечения заданных критериев надежности барабана (скорости снижения температуры насыщения, разности температур по периметру барабана). Выпуск пара целесообразно начинать лишь тогда, когда температура внутри газохода в зоне расположения холодной конвективной ступени, измеренная штатными термопарами, понизится до температуры насыщения в барабане при имеющемся давлении. Для обеспечения допустимых разностей температур по периметру барабана в процессе выпуска пара следует заполнять его водой (см. п. 2) или использовать имеющиеся устройства парового охлаждения верхней части. 5. Во всех случаях останова в резерв или пуска котла из неостывшего состояния исключить длительную (более 10 мин) вентиляцию топки и газоходов. При очередных капитальных ремонтах котлов, имевших более 100 остановов в резерв, проводить ультразвуковой контроль состояния выходных коллекторов основных и промежуточных пароперегревателей, а также примыкающих к коллекторам участков паропроводов по длине до 5 м. При этом особое внимание следует обратить на зоны отверстий в коллекторах и на нижний полупериметр горизонтальных паропроводов. 1.9. Повышение надежности впрыскивающих пароохладителей котлов давлением 10 МПа (100 кгс/см2) и выше Как показал опыт эксплуатации, ненадежная работа впрыскивающих пароохладителей котлов высокого давления вызывается в основном следующими причинами: неудачной конструкцией пароохладителя; небрежным заводским изготовлением и монтажом; несоответствием металла элементов пароохладителей условиям их работы; чрезмерными температурными разбежками, возникающими между верхом, низом и по длине впрыскивающего пароохладителя; концентрацией напряжений на кромке отверстий штуцеров. Указанные причины приводили к разрушениям пароохладителей через 20-23 тыс. часов работы котла, но в некоторых случаях и раньше. Некоторые повреждения были настолько значительными, что приводили к разрушению коллекторов пароохладителей и змеевиков пароперегревателей. Для повышения надежности пароохладителей предлагается: 1. Производить при капитальных ремонтах котлов наружный осмотр и ультразвуковой контроль коллекторов впрыскивающих пароохладителей. 2. При этом осуществлять: наружный осмотр коллекторов пароохладителей (при снятой изоляции) в зоне ввода впрыска, а также сварных соединений с пароперепускными трубами и других сварных соединений, расположенных на наружной поверхности коллекторов; ультразвуковой контроль участков коллекторов на длине 350-400 мм по обе стороны от ввода впрыскиваемой воды; ультразвуковой контроль сварных соединений между отдельными участками коллекторов для выявления продольных трещин этих сварных соединений, а также зон коллекторов у штуцеров подводящих и отводящих пароперепускных труб. 3. Производить в процессе пуска и эксплуатации котлов измерения температуры металла верхних и нижних образующих коллекторов и трубопроводов поверхностными термопарами. При разности температур верхних и нижних образующих более 40°С, а также при обнаружении в процессе эксплуатации других признаков ненормальной работы пароохладителей выявить причины и разработать мероприятия по их устранению. 1.10. Повышение надежности защиты сепараторов непрерывной продувки барабанных котлов от превышения давления Для повышения надежности защиты сепараторов непрерывной продувки от превышения в них давления необходимо: 1. Электростанциям (с блочной и неблочной компоновкой оборудования), на которых установлены сепараторы непрерывной продувки: 1.1. Установить согласно предлагаемой схеме (рис. 1.15) перед сепаратором запорный орган 5 с электроприводом, управляемым со щита управления котла (энергоблока), с сигнализацией его крайних положений. Рис. 1.15. Схема защиты сепаратора непрерывной продувки от повышения в нем давления: 1 - сепаратор непрерывной продувки; 2 - предохранительный клапан; 3 - измерительная диафрагма; 4 - электроконтактный манометр; 5 - запорный орган с электроприводом; 6 - регулирующий клапан; 7 - вентиль; 8 - набор дроссельных шайб (дроссельный патрон); 9 - общий трубопровод; 10 - запорный орган При двухступенчатой схеме включения сепараторов запорный орган 5 необходимо устанавливать перед сепаратором первой ступени. 1.2. Выполнить на действующих и вновь вводимых в эксплуатацию сепараторах непрерывной продувки дополнительную защиту от превышения давления, действующую на закрытие запорного органа 5, с выводом на щит управления котла (энергоблока) светозвукового сигнала о срабатывании защиты. Давление в сепараторе контролируется электроконтактным манометром 4, настроенным на срабатывание при давлении 1,1 Рраб. Запрет на открытие запорного органа 5, налагаемый защитой, снимается после снижения давления в сепараторе. Открытие запорного органа 5 производится оператором только после выявления и устранения причин, приведших к повышению давления в сепараторе. При двухступенчатой схеме включения сепараторов сигнал от электроконтактного манометра о превышении давления в сепараторе второй ступени подается на закрытие запорного органа 5, установленного перед сепаратором первой ступени. В случае подключения к одному сепаратору через общий трубопровод 9 более одного котла (корпуса) светозвуковой сигнал о срабатывании защиты вывести на все щиты управления подключенных к этому сепаратору котлов (корпусов). 1.3. Установить на трубопроводе непрерывной продувки каждого котла после регулирующего клапана 6 дроссельный патрон 8, состоящий из 3-5 ограничительных шайб с пропускной способностью не более 5% номинальной производительности котла, и провести проверку фактического расхода при полностью открытой арматуре на линии непрерывной продувки. Суммарный расход непрерывной продувки не должен превышать допустимого расхода для данного типа сепаратора. Общий трубопровод 9, дроссельный патрон 8 и запорные органы 5 и 10 должны быть рассчитаны на полное давление в барабане котла. Во избежание эрозии пароводяной смесью запорной арматуры 5 и 10 дроссельный патрон 8 следует устанавливать до них на расстоянии около 10 м. Дроссельный патрон не следует устанавливать в тех случаях, когда линия продувки не может пропустить расход более 5% номинальной паропроизводительности котла, а размер продувки не превышает допустимого расхода для установленного типа сепаратора. При двухступенчатой схеме утилизации пара перед сепаратором второй ступени дроссельный патрон не устанавливается. Эта ступень должна быть рассчитана на полный прием среды, поступающей из сепаратора первой ступени. 1.4. Проводить не реже одного раза в год проверку фактического максимального пропуска непрерывной продувки дроссельным патроном при полностью открытой арматуре. Если расход непрерывной продувки будет превышать 5% номинальной паропроизводительности котла, дроссельные шайбы следует заменить новыми с соответствующей пропускной способностью. 1.5. Организовать ежесменную проверку исправности поплавкового регулятора уровня воды в сепараторе непрерывной продувки и постоянно поддерживать его в работоспособном состоянии. 1.6. Проектным организациям предусматривать при разработке новых проектов установку дополнительной защиты сепараторов непрерывной продувки, а также дроссельного патрона на линии непрерывной продувки котла в соответствии с пп. 1.1-1.3. 2. На тех электростанциях, где к настоящему времени выполнена установка дроссельного патрона перед сепаратором непрерывной продувки, а не после каждого котла, допускается сохранение выполненной схемы. 1.11. Предотвращение разрывов мазутопроводов На тепловых электростанциях имели место случаи пожаров, связанных с утечкой мазута из-за неплотностей во фланцевых соединениях арматуры и разрыва мазутопроводов. В основном пожары были в котельных отделениях. В целях усиления надзора и обеспечения надежности эксплуатации мазутопроводов на электростанциях, в пиковых котельных и котельных теплосетей РАО «ЕЭС России» считает необходимым: 1. На вновь вводимых в эксплуатацию мазутопроводах: 1.1. Производить 100%-ное рентгено-гамма просвечивание или ультразвуковую дефектоскопию сварных соединений мазутопроводов, работающих под избыточным давлением более 0,1 МПа (1 кгс/см2). 1.2. Производить гидравлические испытания на прочность: мазутопроводов котельного отделения и мазутопроводов с рабочим давлением 1,6 МПа (16 кгс/см2) и более - давлением, превышающим рабочее в 1,5 раза; мазутопроводов с рабочим давлением менее 1,6 МПа (16 кгс/см2 - давлением, превышающим рабочее в 1,25 раза. 1.3. Оформить паспорта на каждый в отдельности мазутопровод и паровой спутник по формам, приведенным в приложениях 1 и 2, в которые заносятся результаты мероприятий по пп. 1.1 и 1.2. 1.4. Не предусматривать паровых спутников мазутопроводов, проходящих в помещениях с температурой выше 5°С. 2. На действующих предприятиях обеспечить: 2.1. Оформление паспортов мазутопроводов и паровых спутников. 2.2. Отключение паровых спутников, проложенных с мазутопроводами в котельном отделении (см. п. 1.4). 2.3. Проведение наружного осмотра мазутопроводов, включая мазутопроводы котельного отделения, не реже одного раза в год. При этом проверять состояние: арматуры и фланцевых соединений; изоляции мазутопроводов (целостность изоляции и металлопокрытий); паровых спутников; опорных конструкций, их фундаментов, подвесок; правильность работы подвижных и неподвижных опор. Особое внимание должно быть уделено участкам мазутопроводов, проходящих через стены или перекрытия здания (наличие гильз, уплотняющего материала и др.). Наружный осмотр производится без снятия изоляции. О проведении осмотров делается запись в оперативном журнале начальника смены КТЦ. Обнаруженные недостатки фиксируются в журнале ремонтов и неполадок оборудования КТЦ. 2.4. Проведение гидравлических испытаний мазутопроводов в котельном отделении и в мазутном хозяйстве (от мазутонасосной до главного корпуса) в соответствии с п. 1.2 через 15 лет эксплуатации и в дальнейшем через каждые 8 лет. 2.5. Проведение после каждого ремонта мазутопровода, связанного с проведением сварочных работ на нем, ультразвуковой дефектоскопии новых сварных соединений и гидравлических испытаний мазутопровода. Результаты контроля фиксируются в паспорте мазутопровода (п. 1.2). 2.6. Проведение во время капитальных ремонтов котла ультразвуковой дефектоскопии и измерения толщины стенки растянутой части гиба на каждом типоразмере мазутопровода с наружным диаметром 57 мм и более из числа трубопроводов, не прошедших проверку в предыдущих ремонтах. При получении неудовлетворительных результатов объем контроля увеличивается и утверждается техническим руководителем предприятия. Утонение стенок не должно превышать значений, регламентируемых ОСТ 108.030.40.79 и ТУ-14-3-400-75. Результаты контроля фиксируются в паспорте мазутопровода (п. 1.2). 2.7. Строгое соблюдение во время ремонтов проектных решений по выбору арматуры, металла трубопроводов и прокладке трассы мазутопроводов. Изменения должны быть согласованы с проектной организацией. 3. Эксплуатацию паровых спутников мазутопроводов осуществлять в соответствии с действующими «Правилами устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды». Приложение 1 Паспорт мазутопровода Наименование предприятия _______________________________________________________ Цех ____________________________________________________________________________ Наименование и назначение мазутопровода __________________________________________ Рабочие параметры среды: давление ___________________ температура __________________ Дата ввода в эксплуатацию "____" ___________ 199___ г. Наименование участка или обозначение по схеме Наружный диаметр, толщина стенки трубы, мм Протяженность участков трубопровода, м Данные о монтаже Трубопровод смонтирован ________________________________________________________ наименование монтажной организации в полном соответствии с проектом, разработанным по рабочим чертежам __________________________________________________________________________________ наименование проектной организаций Все опоры и подвески отрегулированы в соответствии с указаниями в проекте трубопровода. Род сварки, применявшейся при монтаже трубопровода __________________________________ Данные о присадочном материале __________________________________________________ тип, марка, ГОСТ или ТУ Данные о материалах, из которых изготовлен трубопровод Трубы и листовой материал Наименование Размер, мм Сталь ГОСТ или ТУ Фланцы и крепежные детали заполняется при давлении в трубопроводе 2,5 МПа (25 кгс/см2) и более Наименование Нормаль, ГОСТ, ТУ на фланцы Условный проход, мм Условное давление МПа (кгс/см2) Сталь ГОСТ или ТУ Арматура и фасонные части (литые или кованые) Наименование Обозначение по каталогу Условный проход, мм Условное давление МПа (кгс/см2) Сталь ГОСТ или ТУ Результаты испытания (заносятся по протоколам, заключениям и пр.) Гидравлические испытания Трубопровод испытан на прочность гидравлическим методом пробным давлением __________________________________________________________________________________ При давлении _____________ трубопровод был осмотрен, обнаруженные недостатки устранены ___________________ Проверка сварных соединений Проверено ______________________ сварных соединений методом _____________________ Заново переварено ________ стыков. Заключение Трубопровод изготовлен и смонтирован в соответствии с действующими нормами и техническими условиями и признан годным к работе ____________________________________ Представитель эксплуатации__________________________ подпись Представитель монтажной организации ________________________ подпись Примечания: 1. В паспорте указываются наименования и номера схем, чертежей и других документов, предъявляемых при сдаче трубопроводов в эксплуатацию и предусмотренных действующими правилами, специальными техническими условиями или проектом. 2. Протоколы, заключения и другие документы по гидравлическим испытаниям и проверке сварных соединений и металла прикладываются к паспорту. 3. Записи о состоянии мазутопровода и его деталей, связанные с ремонтом, заменой арматуры, огневыми работами, ведутся эксплуатационным персоналом в произвольной форме с приложением протоколов, заключений, актов с оценкой качества выполненного ремонта и подписью ответственного лица. Приложение 2 Паспорт парового спутника мазутопровода Наименование предприятия _______________________________________________________ Цех ____________________________________________________________________________ Наименование и назначение мазутопровода __________________________________________ Рабочие параметры среды: давление _____________________, температура _______________ Дата ввода в эксплуатацию «____»___________199___г. Наружный диаметр, толщина стенки трубы, мм Протяженность трубопровода, м Результаты испытания (заносятся результаты последних испытаний) Трубопровод испытан на прочность гидравлическим (пневматическим) методом пробным давлением _________________________________________________________________________ При давлении _______ трубопровод был осмотрен, обнаруженные недостатки устранены. Заключение Трубопровод изготовлен и смонтирован в соответствии с действующими нормами и техническими условиями и признан годным к работе _____________________________________ Представитель эксплуатации _____________________________________________________ подпись, дата Представитель монтажной организации __________________________________________ подпись, дата Примечание. См. примечания к приложению 1. 1.12. Повышение надежности работы электрофильтров На одной из ТЭЦ произошло обрушение электрофильтров котла. Ранее аналогичная авария произошла на другой ТЭЦ. Причиной в обоих случаях явилось переполнение бункеров электрофильтров золой при длительном перерыве в работе системы золоудаления. Переполнение бункеров и корпусов электрофильтров золой наблюдается и на ряде других электростанций. Основными причинами недостаточной надежности работы электрофильтров и систем золоудаления, приводящими к переполнению бункеров электрофильтров и возникновению аварийных ситуаций, являются: - ввод в эксплуатацию электрофильтров и систем золоудаления с отступлениями от проекта, без соответствующих испытаний, со строительно-монтажными недоделками и дефектами, в том числе неплотностями в корпусах и бункерах электрофильтров, в газоходах, дефектами тепловой изоляции и др.; - низкий уровень эксплуатации электрофильтров и систем золоудаления, невыполнение требований противоаварийного предписания от 29.01.86 г. № ПП-1/86 «О мерах по повышению уровня эксплуатации электрофильтров» (М.: ХОЗУ Минэнерго, 1986) в части организации ежесменных осмотров оборудования, оперативного устранения нарушений в системе удаления золы, вывода из работы электрофильтров с длительно отключенной системой золоудаления; - увлажнение золы (с потерей сыпучести) конденсатом дымовых газов в бункерах электрофильтров открытой компоновки при растопке котла после длительного останова в зимнее время, а также из-за сверхнормативных присосов холодного наружного воздуха, попадания атмосферных осадков в электрофильтр через неплотности крыши, конденсации влаги дымовых газов на захоложенных поверхностях корпуса и бункеров электрофильтров вследствие отсутствия тепловой изоляции или ее дефектов, отсутствия электрообогрева бункеров; - отсутствие на электрофильтрах средств контроля уровня золы в бункерах и сигнализации о предельном заполнении бункеров, из-за чего трудно своевременно обнаружить зависание золы и принять оперативные меры по опорожнению бункеров. В целях обеспечения надежной работы электрофильтров предлагается: 1. Проектным организациям в проектах электростанций, оборудованных электрофильтрами, предусматривать: 1.1. Обогрев бункеров электрофильтров с системой автоматического поддержания температуры стенок бункеров на 15° С выше температуры конденсации водяных паров, содержащихся в дымовых газах, с выводом показаний датчиков на место постоянного пребывания персонала. 1.2. Закрытие подбункерных помещений электрофильтров с поддержанием температуры воздуха в них не ниже 12°С. 1.3. Оснащение бункеров электрофильтров датчиками верхнего предельного уровня на расстоянии 0,8 высоты бункера и датчиками нижнего уровня на высоте 0,5-0,8 м от его выходного отверстия. 1.4. Установку на бункерах электрофильтров (за исключением бункеров, оснащенных пневмослоевыми затворами и переключателями) виброрыхлителей или аэрирующих устройств со схемой их автоматического включения по сигналу датчика нижнего уровня. 1.5. Дистанционную сигнализацию о неопорожнении бункеров после срабатывания виброрыхлителей и аэраторов и о достижении верхнего предельного уровня на места постоянного пребывания персонала. 1.6. Схему автоматического отключения высокого напряжения электрополя и механизмов отряхивания его электродов при достижении верхнего предельного уровня в одном из его бункеров. 1.7. Установку предпускового прогрева электрофильтров до температуры на 15°С выше температуры конденсации водяных паров, содержащихся в дымовых газах растопочного топлива. Установками оснащаются электрофильтры электростанций с пневмозолоудалением, расположенных в климатических зонах с расчетной зимней температурой наружного воздуха для проектирования отопления минус 15°С и ниже. При гидрозолоудалении установками прогрева оснащаются электрофильтры, улавливающие золу с содержанием окиси кальция более 15%. 1.8. Расчет производительности системы золоудаления по максимальному часовому выходу золы от котла при сжигании топлива ухудшенного качества с максимальной зольностью. 2. Руководителям электростанций: 2.1. Для действующих электростанций, оборудованных электрофильтрами, заказать организациям - генпроектировщикам проекты работ по выполнению пп. 1.1-1.7. 2.2. При производстве работ по строительству, реконструкции и ремонту электрофильтров обеспечивать постоянный квалифицированный надзор за качеством строительных, монтажных, наладочных и ремонтных работ. Не допускать ввод в эксплуатацию котлов с электрофильтрами и системами золоудаления, имеющими отступления от проекта, не законченными монтажом (ремонтом) и наладкой, имеющими некачественную тепловую изоляцию, не прошедшими сдаточных испытаний, в том числе испытаний на плотность. 1.13. Постоянное закрепление поверхностей золошлакоотвалов электростанций Под складирование золошлакового материала электростанций занято около 20 тыс. га земли, из которых 3,7 тыс. га составляют отработанные золошлакоотвалы (ежегодно отводится дополнительная площадь для строительства новых золошлаковых отвалов). Интенсивное пыление с законченных эксплуатацией золошлакоотвалов приводит к загрязнению атмосферы, прилегающих водоемов и почв, а сами золошлакоотвалы являются территориями, изъятыми из хозяйственного пользования. Одним из способов борьбы с пылением и возвращения землям, занятым золошлакоотвалами, хозяйственной ценности является закрепление их поверхности многолетними растениями (биологическая рекультивация). Для уменьшения пыления в районах расположения золошлакоотвалов тепловых электростанций предлагается: 1. Руководствоваться «Рекомендациями по рекультивации отработанных золошлакоотвалов тепловых электростанций», утвержденных РАО ЕЭС России 25.12.1995 г. 2. Вывоз на золошлакоотвалы строительного, бытового и иного мусора запретить. 1.14. Применение армированных камнелитых втулок в системах гидро- и пневмотранспорта золошлаков и топлива Внедрение каменного литья в энергетику дает возможность значительно удлинить срок службы оборудования, подверженного коррозии и абразивному износу, сократить расход металла и уменьшить общий объем ремонтных работ. Значительное распространение на электростанциях, имеющих котлы с жидким шлакоудалением, получила футеровка пульпопровода систем гидрозолоудаления камнелитыми армированными втулками. Срок службы пульпопроводов при этом увеличивается в 8-10 раз (замена отдельных армированных участков производится в случае некачественного его монтажа). При применении камнелитых втулок следует учитывать повышенную шероховатость каменного литья, что приводит к увеличению потерь напора полностью футерованных пульпопроводов в 1,7-2,0 раза. С целью снижения этих потерь пульпопроводы целесообразно футеровать только на начальном участке длиною около 1000 м, где наиболее интенсивно происходит обкатка острых граней шлака, а также на конечных участках, имеющих уклоны более 1% в сторону золоотвала с самотечным (безнапорным) режимом течения пульпы. При этом срок службы оставшихся нефутерованных участков пульпопроводов также увеличивается в 2,0-2,5 раза. Футеровка пульпопроводов на всем протяжении во многих случаях может потребовать установки дополнительных багерных насосов, поэтому она должна быть обоснована технико-экономическим расчетом и согласована с генеральным проектировщиком электростанции. Следует также иметь в виду, что при футеровке пульпопроводов необходимо учитывать увеличение нагрузки на их опоры при надземной прокладке трассы. Для продления срока службы золопроводов систем пневмозолоудаления и пневмотранспорта топлива применяются также камнелитые трубы в металлической оболочке и стальные отводы (колена) с камнелитыми вкладышами. Фу