Gvozdik.ru Rambler's Top100
строительный каталогстроительный каталогновости и обзорыновости и обзорыконкурсы и тендерыконкурсы и тендерынормативные документынормативные документывход для клиентоввход для клиентов
     главная      страница управления      подписка
  
 Расширенный поиск


Каталог
Стройматериалы
Услуги
Поиск
Тендеры
Строительные тендеры
Крупные закупки

Объявления
Б/У техника
Биржа труда
Статьи
Новости
Новости компаний
События
Обзоры
Документы
ЕНиРы
Законы, постановления
Коэффициенты пересчета
СНиПы, правила

О нас
О проекте
Реклама
Контакты
  • Квартира в новом доме
  • Строительные инструменты
  • ПВХ как стройматериал
  • Теплый пол под плитку
  • Старые и новые строительные леса
  • Современные технологии возведения кирпичных домов
  • Дисконт-портал "Эврика": выгодно для всех
  • Как установить акриловую ванну своими руками
  • Делаем водяное отопление
  • Строим теплицу
  • Монтаж OSB плит
  • Качественный виниловый сайдинг
  • Используем жидкое стекло
  • Дерево и гвозди
  • Строим террасу
  • Как правильно выбрать счетчик на воду
  • Затирки для плитки
  • Что собой представляет SPU-изоляция?
  • Какая она элитная кровля?
  • Почем кровельный профнастил в Москве?
  • Акриловые вкладыши для ванн от "Экоакрил"
  • Документы
    Пожалуйста выберите интересующую Вас категорию:
    к-во позиций в разделе
    ЕНиРы25 
    Законы, постановления190 
    Коэффициенты пересчета19 
    СНиПы, правила275
    к-во позиций в разделе
    ГОСТы34 
    ГЭСН0 
    МГСН - московские городские строительные нормы15 
    МДС14 
    Правила безопасности7 
    Прочее13 
    РДС3 
    СНиП - строительные нормы и правила104 
    СП11 
    К основной странице раздела
     Об утверждении Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации часть 22
    16.10.2003

    отклонения качества масла от норм на эксплуатационные масла или понижения температуры масла ниже установленного заводом-изготовителем предела;

    отклонения качества свежего пара по химическому составу от норм.

    4.4.25. Без включения валоповоротного устройства подача пара на уплотнения турбины, сброс горячей воды и пара в конденсатор, подача пара для прогрева турбины не допускаются. Условия подачи пара в турбину, не имеющую валоповоротного устройства, определяются местной инструкцией.

    Сброс в конденсатор рабочей среды из котла или паропроводов и подача пара в турбину для ее пуска должны осуществляться при давлениях пара в конденсаторе, указанных в инструкциях или других документах заводов-изготовителей турбин, но не выше 0,6 кгс/см (60 кПа).

    4.4.26. При эксплуатации турбоагрегатов средние квадратические значения виброскорости подшипниковых опор должны быть не выше 4,5 мм-с.

    При превышении нормативного значения вибрации должны быть приняты меры к ее снижению в срок не более 30 сут.

    При вибрации свыше 7,1 мм·с не допускается эксплуатировать турбоагрегаты более 7 сут, а при вибрации 11,2 мм·с турбина должна быть отключена действием защиты или вручную.

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

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

    Эксплуатация турбоагрегата при низкочастотной вибрации недопустима. При появлении низкочастотной вибрации, превышающей 1 мм·с, должны быть приняты меры к ее устранению.

    Временно, до оснащения необходимой аппаратурой, разрешается контроль вибрации по размаху виброперемещения. При этом длительная эксплуатация допускается при размахе колебаний до 30 мкм при частоте вращения 3000 об/мин и до 50 мкм при частоте вращения 1500 об/мин; изменение вибрации на 1-2 мм·с эквивалентно изменению размаха колебаний на 10-20 мкм при частоте вращения 3000 об/мин и 20-40 мкм при частоте вращения 1500 об/мин.

    Вибрацию турбоагрегатов мощностью 50 МВт и более следует измерять и регистрировать с помощью стационарной аппаратуры непрерывного контроля вибрации подшипниковых опор, соответствующей государственным стандартам.

    До установки стационарной аппаратуры непрерывного контроля вибрации турбогенераторов мощностью менее 50 МВт допускается использовать переносные приборы, метрологические характеристики которых удовлетворяют требованиям государственных стандартов. Периодичность контроля должна устанавливаться местной инструкцией в зависимости от вибрационного состояния турбоагрегата, но не реже 1 раза в месяц.

    4.4.27. Для контроля за состоянием проточной части турбины и заносом ее солями не реже 1 раза в месяц должны проверяться значения давлений пара в контрольных ступенях турбины при близких к номинальным расходах пара через контролируемые отсеки.

    Повышение давления в контрольных ступенях по сравнению с номинальным при данном расходе пара должно быть не более 10%. При этом давление не должно превышать предельных значений, установленных заводом-изготовителем.

    При достижении в контрольных ступенях предельных значений давления из-за солевого заноса должна быть произведена промывка или очистка проточной части турбины. Способ промывки или очистки должен быть выбран исходя из состава и характера отложений и местных условий.

    4.4.28. В процессе эксплуатации экономичность турбоустановки должна постоянно контролироваться путем систематического анализа показателей, характеризующих работу оборудования.

    Для выявления причин снижения экономичности турбоустановки, оценки эффективности ремонта должны проводиться эксплуатационные (экспресс) испытания оборудования.

    При отклонении показателей работы турбинного оборудования от нормативных должны быть устранены дефекты оборудования и недостатки эксплуатации.

    Головные образцы турбин и турбины, на которых выполнена реконструкция или проведена модернизация, должны подвергаться балансовым испытаниям.

    4.4.29. Турбина должна быть немедленно остановлена (отключена) персоналом при отказе в работе защит или при их отсутствии в случаях:

    а) повышения частоты вращения ротора сверх уставки срабатывания автомата безопасности;

    б) недопустимого осевого сдвига ротора;

    в) недопустимого изменения положения роторов относительно цилиндров;

    г) недопустимого понижения давления масла (огнестойкой жидкости) в системе смазки;

    д) недопустимого понижения уровня масла в масляном баке;

    е) недопустимого повышения температуры масла на сливе из любого подшипника, подшипников уплотнений вала генератора, любой колодки упорного подшипника турбоагрегата;

    ж) воспламенения масла и водорода на турбоагрегате;

    з) недопустимого понижения перепада давлений "масло-водород" в системе уплотнений вала турбогенератора;

    и) недопустимого понижения уровня масла в демпферном баке системы маслоснабжения уплотнений вала турбогенератора;

    к) отключения всех масляных насосов системы водородного охлаждения турбогенератора (для безынжекторных схем маслоснабжения уплотнений);

    л) отключения турбогенератора из-за внутреннего повреждения;

    м) недопустимого повышения давления в конденсаторе;

    н) недопустимого перепада давлений на последней ступени у турбин с противодавлением;

    о) внезапного повышения вибрации турбоагрегата;

    п) появления металлических звуков и необычных шумов внутри турбины или турбогенератора;

    р) появления искр или дыма из подшипников и концевых уплотнений турбины или турбогенератора;

    с) недопустимого понижения температуры свежего пара или пара после промперегрева;

    т) появления гидравлических ударов в паропроводах свежего пара, промперегрева или в турбине;

    у) обнаружения разрыва или сквозной трещины на неотключаемых участках маслопроводов и трубопроводов пароводяного тракта, узлах парораспределения;

    ф) прекращения протока охлаждающей воды через статор турбогенератора;

    х) недопустимого снижения расхода охлаждающей воды на газоохладители;

    ц) исчезновения напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления или на всех КИП;

    ч) возникновения кругового огня на контактных кольцах ротора турбогенератора, вспомогательного генератора или коллекторе возбудителя;

    ш) отказа программно-технического комплекса АСУ ТП, приводящего к невозможности управления всем оборудованием турбоустановки или его контроля.

    Необходимость срыва вакуума при отключении турбины должна быть определена местной инструкцией в соответствии с указаниями завода-изготовителя.

    В местной инструкции должны быть даны четкие указания о недопустимых отклонениях значений контролируемых величин по агрегату.

    4.4.30. Турбина должна быть разгружена и остановлена в период, определяемый техническим руководителем электростанции (с уведомлением диспетчера энергосистемы), в случаях:

    а) заедания стопорных клапанов свежего пара или пара после промперегрева;

    б) заедания регулирующих клапанов или обрыва их штоков; заедания поворотных диафрагм или обратных клапанов отборов;

    в) неисправностей в системе регулирования;

    г) нарушения нормальной работы вспомогательного оборудования, схемы и коммуникаций установки, если устранение причин нарушения невозможно без останова турбины;

    д) увеличения вибрации опор выше 7,1 мм·с;

    е) выявления неисправности технологических защит, действующих на останов оборудования;

    ж) обнаружения течей масла из подшипников, трубопроводов и арматуры, создающих опасность возникновения пожара;

    з) обнаружения свищей на неотключаемых для ремонта участках трубопроводов пароводяного тракта;

    и) отклонения качества свежего пара по химическому составу от норм;

    к) обнаружения недопустимой концентрации водорода в картерах подшипников, токопроводах, маслобаке, а также превышающей норму утечки водорода из корпуса турбогенератора.

    4.4.31. Для каждой турбины должна быть определена длительность выбега ротора при останове с нормальным давлением отработавшего пара и при останове со срывом вакуума. При изменении этой длительности должны быть выявлены и устранены причины отклонения. Длительность выбега должна быть проконтролирована при всех остановах турбоагрегата.

    4.4.32. При выводе турбины в резерв на срок 7 сут. и более должны быть приняты меры к консервации оборудования турбоустановки.

    Метод консервации выбирается исходя из местных условий техническим руководителем электростанции.

    4.4.33. Эксплуатация турбин со схемами и в режимах, не предусмотренных техническими условиями на поставку, допускается с разрешения завода-изготовителя и вышестоящих организаций.

    4.4.34. Проведение реконструкции и модернизации турбинного оборудования на электростанциях должно быть согласовано с заводом-изготовителем.

    При проведении реконструкции и модернизации турбинного оборудования на электростанциях должны быть предусмотрены максимальная степень автоматизации управления и высокие показатели ремонтопригодности.

    4.4.35. Тепловые испытания паровых турбин должны проводиться:

    на вновь смонтированном оборудовании для получения фактических показателей и составления нормативных характеристик;

    периодически в процессе эксплуатации (не реже 1 раза в 3-4 года) на подтверждение соответствия нормативным характеристикам.

    4.5. Блочные установки тепловых электростанций


    4.5.1. При эксплуатации блочных установок должны выполняться положения пп.4.3.1, 4.4.1, 5.1.1, 5.3.1, 6.3.3 и 6.3.5 настоящих Правил и обеспечиваться их участие в регулировании частоты и мощности при нормальных (в соответствии с диспетчерским графиком) и аварийных режимах энергосистемы.

    4.5.2. Для покрытия диспетчерского графика нагрузки должны быть обеспечены изменения нагрузки энергоблока в регулировочном диапазоне и при необходимости до технического минимума, остановы в резерв и режимы пуска энергоблока из различных тепловых состояний.

    4.5.3. 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. В отдельных случаях допускается разгрузка указанных энергоблоков с переводом тепловой нагрузки на пиковые или резервные источники. Количество теплофикационных энергоблоков, не привлекаемых к покрытию переменного графика нагрузок, должно быть определено диспетчером энергосистемы. Наиболее экономичное оборудование (энергоблоки СКД и особенно ПГУ) диспетчер энергосистемы должен привлекать к покрытию переменного графика нагрузок лишь при исчерпании возможностей менее экономичного оборудования.

    4.5.4. Нижний предел регулировочного диапазона энергоблока должен быть установлен исходя из условия сохранения неизменного состава работающего оборудования и работы системы автоматического регулирования во всем диапазоне нагрузок без вмешательства персонала. При эксплуатации энергоблоков должна быть обеспечена возможность их работы на техническом минимуме нагрузки, для достижения которого допускается изменение состава работающего оборудования и отключение отдельных автоматических регуляторов.

    Нижний предел регулировочного диапазона и технический минимум нагрузки должны быть указаны в местной инструкции и доведены до сведения диспетчерской службы.

    4.5.5. При нагрузке энергоблока, соответствующей нижнему пределу регулировочного диапазона или техническому минимуму, понижение температур свежего пара и пара после промперегрева должно быть не больше заданного заводами - изготовителями оборудования.


    4.5.6. Предельная скорость изменения нагрузки энергоблока в регулировочном диапазоне должна быть установлена на основании норм предельно допустимых скоростей изменения нагрузки при работе энергоблоков 160-800 МВт в регулировочном диапазоне.

    4.5.7. Энергоблоки, спроектированные для работы с постоянным давлением свежего пара, допускается эксплуатировать в режиме скользящего давления с полным открытием части регулирующих клапанов ЦВД турбины после проведения специальных испытаний и согласования режимов с заводами - изготовителями котлов*. При этом в местные инструкции должны быть внесены соответствующие дополнения.
    ________________
    * Данный режим не распространяется на энергоблоки, которые по решению органов диспетчерского управления соответствующего уровня должны эксплуатироваться на номинальном давлении.


    4.5.8. В теплофикационных энергоблоках, оснащенных блочными обессоливающими установками (БОУ), конденсат греющего пара сетевых подогревателей должен направляться через БОУ только в случаях нарушения плотности трубной системы этих подогревателей.

    4.5.9. Остановы энергоблоков в резерв на ночное время должны производиться без расхолаживания оборудования. На всех энергоблоках подлежит обеспариванию система промежуточного перегрева пара, а на энергоблоках с прямоточными котлами, оснащенными встроенной задвижкой (ВЗ) и встроенным сепаратором, также и пароперегревательный тракт за ВЗ. На барабанных котлах, а также на прямоточных котлах с полнопроходным сепаратором (ППС) должны быть реализованы технологические приемы, исключающие выброс конденсата из пароперегревательных поверхностей нагрева в горячие паросборные коллекторы.

    4.5.10. Оборудование, пусковые и электрические схемы, арматура, тепловая изоляция, растопочное и водное хозяйство энергоблоков и электростанций должны быть в состоянии, позволяющем обеспечить одновременный пуск не менее двух энергоблоков электростанции после любой продолжительности простоя.

    4.5.11. Пуск энергоблока не допускается в случаях:

    а) наличия условий, не допускающих пуск основного оборудования в соответствии с настоящими Правилами;

    б) неисправности любой из технологических защит, действующих на останов оборудования энергоблока;

    в) неисправности устройств дистанционного управления оперативными регулирующими органами, а также арматурой, используемой при ликвидации аварийных ситуаций;

    г) неготовности к включению блочной обессоливающей установки;

    д) повреждения опор и пружинных подвесок трубопроводов.





    Строительные тендеры 
    Текущих тендеров: 10, полный список, объявить тендер
    Новые тендеры:
    25.11.2020 Внутренние отделочные работы
    На отделку квартир и мопов ЖК Скандинавия, м. Коммунарка требуются бригады, ООО, ИП и одиночные звенья отделочников, штукатуры, маляры, плиточники, электрики,...
    05.11.2020 Реконструкция существующих объектов недвижимости
    Реконструкции подлежат существующие однотипные кирпичные здания 100м * 20м * 3,5м. Основные этапы работ: 1. Демонтаж кровли. 2. Демонтаж кирпичной...
    05.11.2020 Реконструкция существующих объектов недвижимости
    Реконструкции подлежат существующие однотипные кирпичные здания 100м * 20м * 3,5м. Основные этапы работ: 1. Демонтаж кровли. 2. Демонтаж кирпичной...
    27.07.2020 Предоставлю объёмы ремонтно-строительных работ.
    Предоставлю объёмы ремонтно-строительных работ на Субподряд организациям или бригаде с опытным Прорабом на условиях совместной работы. Нужны специалисты...
    25.05.2020 Ремонтно-строительные работы.
    Инвестиционно-строительная компания приглашает строительные компании и строительные бригады с/без СРО принять участие в конкурсе на выполнение ремонтно-строительных...
    Служба размещения тендеров Gvozdik.ru

    С чего начать?
    Знакомство с Gvozdik.ru начните со страницы:
     Размещение информации

    Участникам:
    Работа с Вашей информацией:
     Страница управления

    Подписка на информационные рассылки Gvozdik.ru:
    E-mail:
     Подписаться
     Изменить параметры
     


     Стройматериалы и услуги   Обзоры   Тендеры   Крупные закупки   Б/У техника   Биржа труда   Новости

    © 2000-2021 Gvozdik.RU   E-mail:  info@gvozdik.ru   О проекте  Условия размещения рекламы на сервере   Контакты  Карта сайта

    Rambler's Top100 Яндекс.Метрика