Об утверждении нормативных технических документов в области электроэнергетики

Обновленный

Приказ и.о. Министра энергетики Республики Казахстан от 6 января 2017 года № 2. Зарегистрирован в Министерстве юстиции Республики Казахстан 27 апреля 2017 года № 15045.

      В соответствии с подпунктом 70-14) статьи 5 Закона Республики Казахстан "Об электроэнергетике" ПРИКAЗЫВAЮ:

      Сноска. Преамбула - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      1. Утвердить:

      1) Методику расчета норм расхода газомазутного топлива при сжигании бурых углей с выходом летучих веществ более 30 % на тепловых электростанциях согласно приложению 1 к настоящему приказу;

      2) Методику расчета норм расхода газомазутного топлива при сжигании каменных углей с выходом летучих веществ менее 20 % на тепловых электростанциях согласно приложению 2 к настоящему приказу;

      3) Методику расчета норм расхода пара и конденсата на собственные нужды энергоблоков тепловых электростанций согласно приложению 3 к настоящему приказу;

      4) Методику расчета норм расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций напряжением 35-500 киловольт согласно приложению 4 к настоящему приказу;

      5) Методику расчета норм расхода тепла на технологические нужды водоподготовительных установок тепловых электростанций согласно приложению 5 к настоящему приказу;

      6) Методику расчета норм расхода материалов и изделий на ремонт подстанций напряжением до 220 киловольт согласно приложению 6 к настоящему приказу;

      7) Методические указания по определению классификации производственных помещений тепловых электростанций по допустимым уровням шума согласно приложению 7 к настоящему приказу;

      8) Методические указания по эксплуатации гидротехнических сооружений систем технического водоснабжения тепловых электростанций согласно приложению 8 к настоящему приказу;

      9) Методические указания по расследованию причин повреждений металла лопаточного аппарата, дисков и роторов паровых турбин тепловых электростанций согласно приложению 9 к настоящему приказу;

      10) Методические указания по оптимизации оборотной системы водоснабжения электростанций с градирнями согласно приложению 10 к настоящему приказу;

      11) Методические указания по наладке систем технического водоснабжения тепловых электростанций согласно приложению 11 к настоящему приказу;

      12) Методические указания по эксплуатации аспирационных установок топливоподачи тепловых электростанций согласно приложению 12 к настоящему приказу;

      13) Методические указания по эксплуатации водогрейных котлов с внешними теплообменниками согласно приложению 13 к настоящему приказу;

      14) Методические указания по наладке и эксплуатации систем шариковой очистки конденсаторов паровых турбин согласно приложению 14 к настоящему приказу;

      15) Методические указания по обследованию баков аккумуляторов горячей воды согласно приложению 15 к настоящему приказу;

      16) Методические указания по диагностике автотрансформаторов и их вводов на рабочем напряжении согласно приложению 16 к настоящему приказу;

      17) Методические указания по диагностике силовых трансформаторов и их вводов на рабочем напряжении согласно приложению 17 к настоящему приказу;

      18) Методические указания по диагностике шунтирующих реакторов и их вводов на рабочем напряжении согласно приложению 18 к настоящему приказу;

      19) Методические указания по перемаркировке основного энергетического оборудования согласно приложению 19 к настоящему приказу;

      20) Методические указания по предупреждению низкотемпературной коррозии поверхностей нагрева и газоходов котлов электростанций согласно приложению 20 к настоящему приказу;

      21) Методические указания по эксплуатации вакуумных выключателей согласно приложению 21 к настоящему приказу;

      22) Методические указания по эксплуатации элегазовых выключателей согласно приложению 22 к настоящему приказу;

      23) Методические указания по эксплуатации разъединителей 6-500 киловольт согласно приложению 23 к настоящему приказу;

      24) Методические указания по эксплуатации воздушных линий электропередачи напряжением 35-110 киловольт согласно приложению 24 к настоящему приказу;

      25) Методические указания по эксплуатации воздушных линий электропередачи напряжением 220-500-1150 киловольт согласно приложению 25 к настоящему приказу;

      26) Методические указания по эксплуатации силовых кабельных линий напряжением до 35 киловольт согласно приложению 26 к настоящему приказу;

      27) Методические указания по эксплуатации силовых трансформаторов согласно приложению 27 к настоящему приказу;

      28) Методические указания по эксплуатации комплектных распределительных элегазовых устройств согласно приложению 28 к настоящему приказу;

      29) Методические указания по эксплуатации масляных выключателей согласно приложению 29 к настоящему приказу;

      30) Методические указания по проведению энергетических обследований тепловых сетей согласно приложению 30 к настоящему приказу;

      31) Методические указания по проведению энергетических обследований электрических станций согласно приложению 31 к настоящему приказу;

      32) Методические указания по проведению энергетических обследований электрических сетей согласно приложению 32 к настоящему приказу;

      33) Методические указания по расчету поправок к расходу тепла турбоагрегатами согласно приложению 33 к настоящему приказу;

      34) Методические указания по проведению энергетических обследований районных котельных с установленной мощностью 100 гигакалорий в час и более согласно приложению 34 к настоящему приказу;

      35) Методические указания по проведению энергетических обследований электроустановок потребителей согласно приложению 35 к настоящему приказу;

      36) Методические указания по оценке технического состояния воздушных линий электропередачи напряжением от 35 до 1150 киловольт согласно приложению 36 к настоящему приказу;

      37) Методические указания по организации работы по технике безопасности на электростанциях согласно приложению 37 к настоящему приказу;

      38) Методику расчета норм расхода комплексонов для обработки сетевой воды и подготовки воды для подпитки тепловых сетей согласно приложению 38 к настоящему приказу;

      39) Методику расчета норм расхода материалов на текущий ремонт основного энергетического оборудования электростанций согласно приложению 39 к настоящему приказу;

      40) Методику расчета норм расхода материалов и изделий на техническое обслуживание подстанций напряжением до 220 киловольт согласно приложению 40 к настоящему приказу;

      41) Методику расчета норм аварийного запаса частей мачтовых и комплектных трансформаторных подстанций 6-20/0,4 киловольт согласно приложению 41 к настоящему приказу;

      42) Методику расчета норм материально-технических ресурсов и оборудования для закрытых трансформаторных подстанций 6-20/0,4 киловольт и распределительных пунктов 6-20 киловольт согласно приложению 42 к настоящему приказу;

      43) Методику расчета норм расхода жидкого топлива на тепловых электростанциях и котельных согласно приложению 43 к настоящему приказу.

      Сноска. Пункт 1 в редакции приказа Министра энергетики РК от 09.12.2019 № 404 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      2. Департаменту электроэнергетики Министерства энергетики Республики Казахстан в установленном законодательством Республики Казахстан порядке обеспечить:

      1) государственную регистрацию настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан;

      2) направление копии настоящего приказа в течение десяти календарных дней со дня государственной регистрации в Министерстве юстиции Республики Казахстан в Республиканское государственное предприятие на праве хозяйственного ведения "Республиканский центр правовой информации Министерства юстиции Республики Казахстан" для размещения в Эталонном контрольном банке нормативных правовых актов Республики Казахстан;

      3) размещение настоящего приказа на интернет-ресурсе Министерства энергетики Республики Казахстан;

      4) в течение десяти рабочих дней после государственной регистрации настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан представление в Департамент юридической службы Министерства энергетики Республики Казахстан сведений об исполнении мероприятий, предусмотренных подпунктами 2) и 3) настоящего пункта.

      3. Контроль за исполнением настоящего приказа возложить на курирующего вице-министра энергетики Республики Казахстан.

      4. Настоящий приказ вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования.

      Исполняющий обязанности
Министра энергетики
Республики Казахстан
М. Досмухамбетов

      "СОГЛАСОВАН"
      Министр по инвестициям и развитию
      Республики Казахстан
      ______________ Ж. Касымбек
      от 28 марта 2017 год

  Приложение 1
к приказу Министра энергетики
Республики Казахстан
от 6 января 2017 года
№ 2

Методика расчета норм расхода газомазутного топлива при сжигании бурых углей с выходом летучих веществ более 30% на тепловых электростанциях

Глава 1. Общие положения

      1. Настоящая Методика расчета норм расхода газомазутного топлива при сжигании бурых углей с выходом летучих веществ более 30% на тепловых электростанциях (далее – Методика) разработана в соответствии с подпунктом 70-14) статьи 5 Закона Республики Казахстан "Об электроэнергетике".

      Сноска. Пункт 1 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      2. В настоящей Методике применяются следующие основные понятия и определения:

      1) паропроизводительность котла – объем производимого агрегатом пара за один час (далее – ч);

      2) шлакование – прилипание размягченных частиц золы к поверхностям нагрева котла по ходу уходящих газов;

      3) шлакоудаление – удаление из топки парового котла очаговых остатков, образующихся при сжигании твердого топлива;

      4) номинальный расход топлива – количество топлива, расходуемое котлом при номинальной нагрузке;

      5) номинальная нагрузка котла – полная мощность котла без учета коэффициента полезного действия (далее – КПД) по теплоте сгорания топлива;

      6) теплотворная способность топлива – количество теплоты, выделяющейся при полном сгорании топлива;

      7) запас по производительности мельниц – производительность, приходящаяся на единицу полезной мощности при коэффициенте использования больше единицы и заданной тонкости помола;

      8) пылеприготовительные установки – устройства, предназначенные для подготовки топлива, поступающего в котел;

      Иные понятия и определения, используемые в настоящей Методике, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области электроэнергетики.

Глава 2. Область применения

      3. Расчет норм расхода газомазутного топлива при сжигании бурых углей с выходом летучих веществ более 30% на тепловых электростанциях учитывает состав и режим работы оборудования.

      4. Расчет норм расхода газомазутного топлива, при сжигании бурых углей с выходом летучих веществ более 30% на тепловых электростанциях учитывает минимальный расход газомазутного топлива на растопку паровых котлов с поперечными связями и пуски блоков, на технологические нужды, при различных отклонениях в работе основного и вспомогательного оборудования, на восполнение недостающего количества тепловой энергии, при сжигании угля ухудшенного качества для обеспечения заданного графика нагрузки.

      5. Для типов энергетических котлов и блоков, не вошедших в настоящую Методику, рекомендуется использовать расчеты в соответствии с техническими паспортами и инструкциями по эксплуатации заводов изготовителей. При этом учитываются нормативные технические стандарты (СНиП, ГОСТ, нормативы) и регламенты Республики Казахстан, международные стандарты и акты, принятые как гармонизированные и адаптированные нормы на территории Республики Казахстан.

      6. Минимальный расход газомазутного топлива складывается из расходов на растопку котлов и пуск блоков, технологических нужд при различных отклонениях в работе основного и вспомогательного оборудования, восполнения недостающего количества тепла при сжигании угля низкого качества для обеспечения заданного графика нагрузки.

      7. При ограничении паропроизводительности котлов предусматривается повышение температуры в топке для обеспечения выхода жидкого шлака (для котлов с жидким шлакоудалением).

Глава 3. Расчет норм расхода газомазутного топлива на растопку котлов с поперечными связями и пуски блоков

      8. Нормы расхода газомазутного топлива на одну растопку из холодного состояния (при полностью остывшем котле и паропроводах) для котлов различных типоразмеров, при условии их безопасной эксплуатации, согласно таблице 1 приложения 1 к настоящей Методике.

      9. Нормы расхода газомазутного топлива (в пересчете на условное топливо) на пуски блоков различной мощности из холодного состояния (tцвд150C) согласно таблице 2 приложения 1 к настоящей Методике.

      10. Расход газомазутного топлива на растопку котлов из других тепловых состояний определяется как доля от нормы расхода газомазутного топлива на растопку из холодного состояния в зависимости от остаточного давления в барабане котла, согласно рисунку 1 приложения 2 к настоящей Методике.

      11. Расход газомазутного топлива на растопку котлов из других тепловых состояний составляет: из горячего состояния (при давлении пара, близком к номинальному) 35-45% расхода топлива на растопку из холодного состояния, из неостывшего состояния (промежуточное между холодным и горячим состоянием) 75-85% расхода топлива на растопку из холодного состояния, согласно рисунку 1 приложения 2 к настоящей Методике.

Глава 4. Нормы расхода газомазутного топлива на технологические нужды

      12. Нормы расхода газомазутного топлива на технологические нужды, включают:

      1) расход на поддержание устойчивого горения во время кратковременных разгрузок и остановов, связанных с отключением основного и вспомогательного оборудования;

      2) расход при срабатывании пыли из бункеров;

      3) расход при нарушении режима горения;

      4) расход при включении автоматов подхвата факела.

      13. Для предотвращения снижения теплотворной способности из-за повышения зольности, влажности углей ухудшаются их сыпучие свойства, возникают перебои в подаче топлива, нарушается устойчивость горения в топке, что требует увеличения количества кратковременных поддержек факела мазутом или газом.

      14. Нормы расхода газомазутного топлива на технологические нужды в зависимости от относительного изменения теплотворной способности углей согласно рисунку 2 приложения 2 к настоящей Методике


Глава 5. Нормы расхода газомазутного топлива для восполнения недостающего количества тепла при сжигании угля ухудшенного качества

      15. Определение расхода газомазутного топлива для восполнения недостающего количества тепла при сжигании угля ухудшенного качества осуществляется для каждого котла, спроектированного на сжигание угля заданной марки с расчетными характеристиками и расходом топлива (Вкрасч), при номинальной нагрузке котла (Dном).

      16. В соответствии с нормами проектирования предусматривается резерв производительности пылеприготовительных установок (Кз), который позволяет при некоторых отклонениях основных качественных характеристик топлива работать с номинальной нагрузкой.

      17. При ухудшении качества угля для поддержания заданных нагрузок используется запас производительности мельниц путем подачи дополнительного количества угля. При дальнейшем ухудшении качества угля, когда запас производительности мельниц полностью исчерпан, добавляется газомазутное топливо для восполнения недостающего количества тепла.

      18. Расход газомазутного топлива на восполнение тепла определяется по номограммам рисунка 3 (а, б) приложения 2 к настоящей Методике. Номограммы построены в относительных величинах, поэтому применимы для бурых углей с выходом летучих веществ более 30% с различными качественными характеристиками при сжигании их на всех типах котлов, которая приведена в долях от расчетной теплотворной способности. Нагрузка котла (Qрн факт/Qрн расч) – в долях от номинальной (Dк/Dном). Расход угля при разных нагрузках и качестве угля – в процентах от расчетного количества. Запас производительности мельниц оценивается коэффициентом Кз, определяемым путем сопоставления потребности котла в топливе при расчетном качестве и номинальной нагрузке котла с суммарной производительностью систем пылеприготовления, в соответствии с формулой:

     

                                                      (1)

      где Вкрасч – расход угля расчетного качества при номинальной нагрузке котла, тонн/час, определяемый по формуле:

     

                                                      (2)

      где Вк – расход топлива на котел, тонн/час;

      Вмц – максимальная производительность мельницы по размолу

или сушке

(из двух полученных значений производительности мельницы в расчет принимается меньшее значение), тонн/час;

     

– максимальная сушильная производительность, определенная при максимальной температуре и расходе сушильного агента, минимальной температуре аэросмеси за мельницей при нормативных присосах;

     

– максимальная рабочая размольная производительность мельницы, при условии обеспечения максимально возможного расхода сушильного агента и получения приемлемого качества пыли;

      n – количество систем пылеприготовления, установленных на котле;

      Кг – средний коэффициент готовности системы пылеприготовления, характеризующий качество ремонта пылеприготовительного оборудования, мало зависит от типа мельниц и марки размалываемого твердого топлива.

      19. Для базовых режимов работы электростанций с удовлетворительной организацией ремонта Кг принимается равным 0,9. При изменении режима работы пылеприготовительного оборудования в часы прохождения максимума Кг принимается равным 0,95. В случае невозможности обеспечения Кг приводится его фактическое значение с одновременным указанием мероприятий, направленных на его повышение.

      20. Определение расхода топлива в часы снижения нагрузки и ее последующего использования в часы пик производится в схемах с бункерами.

      21. В левой части номограммы согласно рисунка 3 (а)приложение 2 к настоящей Методике, представлена зависимость расхода угля от его теплотворной способности (Qрн).

      В соответствии с параметрами согласно рисунка 3 приложения 2 к настоящей Методике при нагрузке котла 0,9 Dном, в случае снижения теплотворной способности до 0,8

расход угля увеличится до 114% от расчетной величины. При отсутствии увеличения требуемого расхода топлива происходит снижение нагрузки котла.

      В правой части номограммы в зависимости от коэффициента запаса по производительности мельниц (Кз) определяется расход газомазутного топлива на восполнение недостающего количества тепла при ухудшенном качестве угля. При Кз=1,0 расход газомазутного топлива составит 12,0% от всего расхода топлива в условном исчислении (точка Б), при увеличении на 10% запаса по производительности мельниц (при Кз=1,1) расход газомазутного топлива снизится на 3% от всего расхода топлива.

      22. При отклонениях теплотворной способности твердого топлива от расчетной величины (использование топлива ухудшенного качества), согласно рисунку 3 (а) приложения 2 к настоящей Методике определяется расход мазутного топлива в зависимости от расхода угля и теплотворной способности используемого топлива.

Глава 6. Нормы расхода газомазутного топлива для беспечения жидкого шлакоудаления (в котлах с жидким шлакоудалением)

      23. Для котлов с жидким шлакоудалением одним из определяющих факторов надежной работы является выход жидкого шлака и предотвращение затягивания леток, поэтому для этих котлов помимо вышеуказанных статей расхода газомазутного топлива учитывается расход газомазутного топлива для обеспечения жидкого шлакоудаления. При ухудшении теплотворной способности угля температура в ядре факела снижается, что приводит к увеличению выхода жидкого шлака и требует добавки высококалорийного газомазутного топлива.

      24. Определение расхода газомазутного топлива производится опытным и расчетным путем. На основании опытных данных, представленных на номограммах, согласно рисункам 4 (а, б) приложения 2 к настоящей Методике, строятся зависимости расхода газомазутного топлива от теплотворной способности твердого топлива, для обеспечения выхода жидкого шлака в процентах от всего топлива или от количества угля данного качества в условном исчислении при различных нагрузках котла Dк=(0,71) Dном.

      Применение тугоплавкого угля с температурой начала нормального жидкого шлакоудаления tнж>1600°С в котлах с жидким шлакоудалением не рекомендуется. Уголь с tн>1600°С применяется только в котлах с твердым шлакоудалением.

      25. Примеры расчета норм расхода газомазутного топлива при сжигании бурых углей с выходом летучих веществ более 30% на тепловых электростанциях приведены в приложении 3 к настоящей Методике.

  Приложение 1
к Методике расчета норм расхода
газомазутного топлива при сжигании бурых углей
с выходом летучих веществ более 30%
на тепловых электростанциях

      Таблица 1. Нормы расхода газомазутного топлива на одну растопку котла из холодного состояния (в пересчете на топливо, с теплотворной способностью равной 7000 килокалорий/килограмм (далее - ккал/кг).

Паропроизводительность котла, тонн/час

Параметры пара

Норма, тонн

Давление, Мега Паскаль (далее – МПа) килограмм сила/сантиметр в квадрате (далее - кгс/см2)

Температура, С

Котлы барабанные на давление пара 14 МПа (140 кгс/см2)

420
320
210

14 (140)
14 (140)
14 (140)

560
560
560

45
30
20

Котлы барабанные на давление пара 10 МПа (100 кгс/см2)

230
220
160-170
110-120

10 (100)
10 (100)
10 (100)
10 (100)

510-540
510-540
510-540
510-540

18
18
14
10

Котлы барабанные на давление пара менее 4,5 МПа (45 кгс/см2)

200-220
150-190
110-140
70-90
50 и менее

3,1-3,5 (31-35)
3,2-3,5 (32-35)
3,3-3,5 (33-35)
3,9-4,5 (39-45)
3,9-4,5 (39-45)

420
420
400-425
420-450
420-440

12
9
7
5
3

Котлы прямоточные на давление пара 10 МПа (100 кгс/см2)

220-230

10 (100)

510-540

10

*Для котлов, не вошедших в таблицу 1, норма расхода газомазутного топлива принимается равной норме ближайшего по параметрам котла и техническим условиям изготовителя оборудования

      Таблица 2. Нормы расхода газомазутного топлива на один пуск блока из холодного состояния (в пересчете на топливо, с теплотворной способностью равной 7000 ккал/кг)

Мощность блока, МегаВатт (далее – МВт)

Нормы расхода газомазутного топлива, тонн

Моноблоки

Дубль - блоки

Всего

В том числе

I корпус

II корпус

200

105

300

190

120

70

500

300

  Приложение 2
к Методике расчета норм расхода
газомазутного топлива при сжигании бурых углей
с выходом летучих веществ более 30%
на тепловых электростанциях

      Рисунок 1. Расход газомазутного топлива на растопку котлов из различных тепловых состояний.

     


      Рисунок 2. Расход мазута на технологические нужды

     


      Рисунок 3. Номограммы по определению расхода мазута или газа на восполнение недостающего количества тепла, при сжигании каменных углей ухудшенного качества.

      В процентах от всего расхода топлива в условном исчислении.

     


      В процентах от расхода угля в условном исчислении.

     


      Рисунок 4 (а, б). Расход мазута или газа

      Суммарный расход условного топлива, на подогрев факела по условиям выхода жидкого шлака в процентах, от расхода угля в условном исчислении.

     


      Суммарный расход условного топлива, на подогрев факела по условиям выхода жидкого шлака в процентах, от всего расхода топлива в условном исчислении.

     


  Приложение 3
к Методике расчета норм расхода
газомазутного топлива при сжигании бурых углей
с выходом летучих веществ более 30%
  на тепловых электростанциях

Примеры расчета норм расхода газомазутного топлива при сжигании бурых углей с выходом летучих веществ более 30% на тепловых электростанциях

      1. Расчет среднесуточной нормы расхода мазута:

      1) котел ТП-109 с твердым шлакоудалением, расчетное топливо – бурый уголь марки 3Б Шоптыкольского месторождения (Майкубенский бассейн). Qрн расч=4100 ккал/кг, расчетный расход угля при номинальной нагрузке Вк расч=118 тонн/час, фактическое топливо – бурый уголь Шоптыкольского месторождения, марки 3Б Qр н факт =3280 ккал/кг, что составляет 0,8Qр н расч и вспомогательное (растопочное) топливо – мазут;

      2) режим работы котла составляет 15 ч с нагрузкой 640 тонн/час (Dном), 2 ч с нагрузкой 576 тонн/час (0,9 Dном), 7 ч с нагрузкой 512 тонн/час (0,8 Dном);

      3) среднесуточная нагрузка котла определяется по формуле:

     

                                    (1)

      2. Определение суммарного расхода мазута за сутки при различных нагрузках котла:

      1) норма расхода мазута и расход мазута при нагрузке котла Dном=640 тонн/час. По рисунку 2 приложения 2 к настоящей Методике, норма расхода мазута на технологические нужды – 1%. По рисунку 3, а приложения 2 к настоящей Методике, норма расхода мазута на восполнение тепла при Dном, при Qр н факт =0,8 Qр н расч и Кз=1,16 составит 8%. При данной нагрузке принимается норма, имеющая наибольшее числовое значение (в данном случае Н1=8%), так как при сжигании мазута одновременно обеспечивается устойчивое горение (при различных отклонениях в работе основного и вспомогательного котельного оборудования) и поддержание требуемой нагрузки;

      2) норма расхода мазута и расход мазута при нагрузке котла 0,9 Dном (576 тонн/час). По рисунку 2 приложения 2 к настоящей Методике, норма расхода мазута на технологические нужды – 1%. По рисунку 3, а норма расхода мазута на восполнение тепла при D=0,9 Dном, Кз=1,16, Qр н факт =0,8 Qр н расч равно нулю. Норма расхода мазута: Н2=1%;

      3) норма расхода мазута и расход мазута при разгрузке котла до 0,8Dном (512 тонн/час). По рисунку 2 приложения 2 к настоящей Методике, норма расхода мазута на технологические нужды – 1%. По рисунку 3, а приложения 2 к настоящей Методике, норма расхода мазута на восполнение тепла при D=0,8Dном Кз=1,16, Qр н факт =0,8 Qр н расч равна нулю. Норма расхода мазута Н3=1%;

      4) cреднесуточная норма расхода мазута определяется по формуле:

     

                                    (2)

      В данном примере:

     


      5) cуммарный расход топлива за сутки по средней нагрузке, равной:

      Dкср=0,93Dном (по номограмме рисунка 3 приложения 2 к настоящей Методике) при Qрн факт =0,8Qрн, составит:

     

тонн;

      6) cуммарный расход мазута за сутки (в условном исчислении):

     

тонн.

      3. Определение среднесуточной нормы расхода мазута для котла ТП-109, оборудованного двумя системами пылеприготовления, шаровая барабанная мельница Ш-50 и промежуточными бункерами, среднесуточная норма расхода мазута:

      1) вместимость бункера по пыли Vмакс=250 тонн. Минимальный запас пыли в каждом бункере, требуемый для устойчивой работы питателей пыли Vмин=150 тонн. Расходный запас пыли в одном бункере Vмакс-Vмин=100 тонн в двух бункерах, установленных на котле 200 тонн;

      2) максимальная рабочая производительность мельницы Вмц=76 тонн/час. Коэффициент готовности мельниц, установленных на котле, с учетом коэффициента готовности определяется по формуле:

     

                                                      (3)

     

;

      3) коэффициент запаса по производительности мельниц определяется по формуле:

     

                                                            (4)

     


      4) фактический и расчетный расходы топлива, режим работы котла аналогичны исходным данным из первой части примера.

      4. Расчет требуемого расхода угля и мазута:

      1) при нагрузке котла 0,8 Dном и Qрн факт=0,8 Qрн расч, требуемый расход топлива составит 101% расчетного (по номограмме рисунка 3, а приложения 2 к настоящей Методике):

     


      2) часовое накопление угольной пыли в бункерах:

     


      3) расход мазута на технологические нужды составит 1% (в соответствии с рисунком 2 приложения 2 к настоящей Методике);

      4) при нагрузке котла 0,9 Dном и Qрн факт=0,8 Qрн расч, требуемый расход топлива составит 114% от расчетного (по номограмме рисунка 3, а приложения 2 к настоящей Методике):

     

;

      5) часовое накопление угольной пыли в бункерах:

     


      Расход мазута на технологические нужды составит 1% (в соответствии с рисунком 2 приложения 2 к настоящей Методике);

      6) при номинальной нагрузке котла и Qрн факт =0,8 Qрн расч требуемый расход топлива составит 126 % от расчетного (по номограмме рисунка 3, а приложения 2 к настоящей Методике):

     

тонн/час;

      7) недостаточность производительности мельниц определяется по формуле:

     

                                                      (5)

     


      8) недостающее количество угля покрывается из запаса угольной пыли, скопившейся в бункерах, определяемой по формуле:

     

            (6)

      В связи с тем, что этого количества угольной пыли недостаточно для нормальной работы котла, недостающее количество угля 50,7 тонн восполняется мазутом:

     

тонн, в условном исчислении:

     

;

      9) мазут используется для технологических нужд в количестве 1%. В соответствии с рисунком 2 приложения 2 к настоящей Методике итоговая норма расхода мазута в период работы с номинальной нагрузкой составит 3,3%;

      10) среднесуточная норма расхода мазута при работе котла с бункером составит:

     


      Суммарный расход мазута за сутки (в условном исчислении):

     

тонн, что на (88,5-38,8) =50 тонн меньше расхода мазута без применения бункера.

      5. Расчет нормативного расхода мазута за отчетный период:

      1) тепловая электрическая станция, сжигается уголь марки 2Б в котлах с жидким шлакоудалением, расчетное топливо – уголь марки 2Б с Qр н =5000 ккал/кг;

      2) фактическое количество сожженного угля за отчетный период

(в условном исчислении) с теплотворной способностью Qр н с =4060 ккал/кг. Режим работы котлов за отчетный период 8ч с нагрузкой Dном и 16 ч с нагрузкой 0,8 Dном;

      3) среднесуточная нагрузка котлов:

     


      4) коэффициент запаса производительности мельниц Кз=1,3.

      6. Определение нормы расхода мазута:

      1) на растопку котлов расход мазута рассчитывается по количеству растопок за отчетный период;

      2) на технологические нужды при сжигании угля с Qр н р =4124 ккал/кг (Qр н рфакт / Qр н расч =0,82) в соответствии с рисунком 2, приложения 2 к настоящей Методике, норма

- 0,9%, при сжигании угля с Qр н =3984 ккал/кг (Qр н факт / Qр н расч)=0,8,

=1,0%, при сжигании угля с Qр н =4141 ккал/кг (Qр н факт / Qр н расч)=0,83,

=0,85%, при сжигании угля с Qр н =3978 ккал/кг (Qр н факт / Qр н расч)=0,8,

=1,0%;

      3) на восполнение тепла:

      Так как коэффициент запаса по производительности мельниц достаточно большой (Кз=1,3), расход мазута на восполнение тепла не требуется (в соответствии с рисунком 3 приложения 2 к настоящей Методике);

      4) для обеспечения выхода жидкого шлака для угля с расчетной теплотой сгорания Qр н расч =4124 ккал/кг по рисунку 4 б приложения 2 к настоящей Методике, расход мазута равен при Dном – 0% от расхода угля в условном исчислении, 0,8 Dном – 1% от расхода угля в условном исчислении норма расхода мазута для угля с Qр н =4124 ккал/кг составит:

     

норма принимается Н1=0,9%;

      5) для угля с Qр н =3984 ккал/кг по рисунку 4 б приложения 2 к настоящей Методике, расход мазута равен Dном- 0% от расхода угля в условном исчислении, 0,8 Dном - 3% от расхода угля в условном исчислении норма расхода мазута составит:

     

норма принимается 1,8%;

      6) для угля с Qр н =4141 ккал/кг по рисунку 4 б приложения 2 к настоящей Методике расход мазута равен при Dном = 0% от расхода угля в условном исчислении, 0,8 Dном – 0,5% от расхода угля в условном исчислении норма расхода мазута составит:

     

итоговая норма принимается 0,85%;

      7) для угля с Qр н =3978 ккал/кг по рисунку 4 б приложения 2 к настоящей Методике, расход мазута равен при Dном – 0% от расхода угля в условном исчислении при 0,8 Dном – 3,0 % от расхода угля в условном исчислении норма расхода мазута составит:

     

норма принимается 1,8%;

      8) суммарная норма расхода мазута определяется по формуле:

     

                                          (7)

      где В1, В2, В3, В4 - расход угля при разной теплоте сгорания в условном исчислении.

     


      9) расход мазута в условном исчислении:

     


      К полученному количеству добавляется расход мазута на растопку.

  Приложение 2
к приказу Министра энергетики
Республики Казахстан
от 6 января 2017 года
№ 2

Методика расчета норм расхода газомазутного топлива при сжигании каменных углей с выходом летучих веществ менее 20% на тепловых электростанциях

Глава 1. Общие положения

      1. Настоящая Методика расчета норм расхода газомазутного топлива при сжигании каменных углей с выходом летучих веществ менее 20% на тепловых электростанциях (далее – Методика) разработана в соответствии с подпунктом 70-14) статьи 5 Закона Республики Казахстан "Об электроэнергетике".

      Сноска. Пункт 1 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      2. Методика предназначена для определения расхода газомазутного топлива в зависимости от качества сжигаемого угля, паропроизводительности котлов и производительности пылеприготовительных установок.

      3. Для энергетических котлов и блоков, не вошедших в Методику, в том числе зарубежных производителей, рекомендуется использовать расчеты в соответствии с техническими паспортами и инструкции по эксплуатации заводов изготовителей.

      4. Минимальный расход газомазутного топлива складывается из расходов на растопку котлов и пуск блоков, технологических нужд при различных отклонениях в работе основного и вспомогательного оборудования, восполнения недостающего количества тепла при сжигании угля низкого качества для обеспечения заданного графика нагрузки.

      5. При ограничении паропроизводительности котлов предусматривается повышение температуры в топке для обеспечения выхода жидкого шлака (для котлов с жидким шлакоудалением).

      6. В настоящей Методике применяются следующие основные понятия и определения:

      1) паропроизводительность котла – объем производимого агрегатом пара за один час;

      2) шлакование – прилипание размягченных частиц золы к поверхностям нагрева котла по ходу уходящих газов;

      3) шлакоудаление – удаление из топки парового котла очаговых остатков, образующихся при сжигании твердого топлива;

      4) номинальный расход топлива – количество топлива, расходуемое котлом при номинальной нагрузке;

      5) номинальная нагрузка котла – полная мощность котла без учета коэффициент полезного действия (далее – КПД) по теплоте сгорания топлива;

      6) теплотворная способность топлива – количество теплоты, выделяющейся при полном сгорании топлива;

      7) запас по производительности мельниц – производительность, приходящаяся на единицу полезной мощности при коэффициенте использования больше единицы и заданной тонкости помола;

      8) пылеприготовительные установки – устройства, предназначенные для подготовки топлива, поступающего в котел;

      Иные понятия и определения, используемые в настоящей Методике, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области электроэнергетики.

Глава 2. Область применения

      7. При эксплуатации энергетических котлов и блоков, сжигающих каменные угли с выходом летучих веществ менее 20%, выполняется расчет норм расхода газомазутного топлива.

      8. Основной задачей Методики при расчете норм расхода газомазутного топлива является применение технически обоснованных нормативных расходов газомазутного топлива для предотвращения нерационального расхода топлива и соблюдения установленных режимов работы конкретных блоков и котлов в процессе эксплуатации.

      9. Для основы расчета норм расхода газомазутного топлива при сжигании каменных углей с выходом летучих веществ менее 20% на тепловых электростанциях приняты технические характеристики топлива, энергетические характеристики котлов и расход энергии на технологические нужды этих котлов в соответствии Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей, утвержденными приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 30 марта 2015 года № 247 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 11066).

      10. Расчет норм расхода газомазутного топлива, при сжигании каменных углей с выходом летучих веществ менее 20% на тепловых электростанциях учитывает состав и режим работы оборудования.

      11. Расчет норм расхода газомазутного топлива при сжигании каменных углей с выходом летучих веществ менее 20% на тепловых электростанциях учитывает минимальный расход газомазутного топлива на растопку паровых котлов с поперечными связями и пуски блоков, на технологические нужды, при различных отклонениях в работе основного и вспомогательного оборудования, на восполнение недостающего количества тепловой энергии, при сжигании угля ухудшенного качества для обеспечения заданного графика нагрузки.

Глава 3. Расчет норм расхода газомазутного топлива на растопку котлов с поперечными связями и пуски блоков

      12. Нормы расхода газомазутного топлива на одну растопку из холодного состояния (при полностью остывшем котле и паропроводах) для котлов различных типоразмеров, при условии их безопасной эксплуатации, представлены в таблице 1 приложения 1 к настоящей Методике.

      13. Нормы расхода газомазутного топлива (в пересчете на условное топливо) на пуски блоков различной мощности из холодного состояния (tцвд ≤ 150 °С) согласно таблице 2 приложения 1 к настоящей Методике.

      14. Расход газомазутного топлива на растопку котлов из других тепловых состояний определяется как доля от нормы расхода газомазутного топлива на растопку из холодного состояния в зависимости от остаточного давления в барабане котла, согласно рисунку 1 приложения 2 к настоящей Методике.

      15. Расход газомазутного топлива на пуски блоков из других тепловых состояний составляет из горячего состояния (время простоя менее 24 ч без расхолаживания) 35-45% расхода на пуск из холодного состояния, из неостывшего состояния (промежуточное между холодным и горячим состоянием) 75-85% расхода на пуск из холодного состояния, согласно рисунку 1 приложения 2 к настоящей Методике.

Глава 4. Нормы расхода газомазутного топлива на технологические нужды

      16. В нормы расхода газомазутного топлива на технологические нужды, включается:

      1) расход на поддержание устойчивого горения во время кратковременных разгрузок и остановов, связанных с отключением основного и вспомогательного оборудования;

      2) расход при срабатывании пыли из бункеров;

      3) расход при нарушении режима горения;

      4) расход при включении автоматов подхвата факела.

      17. Нормы расхода на вышеуказанные нужды составляются для углей марок отощенного спекающегося уголья (далее – ОС), уголь коксующийся 2-ой категории (далее – 2К), тощий уголь (далее – Т) при жидком шлакоудалении не более 3%, при твердом шлакоудалении не более 2% от теплотворной способности.

      18. Нормы расхода газомазутного топлива для котлов, оборудованных надподовыми горелками в целях предотвращения шлакования и более устойчивого выхода жидкого шлака, повышаются на 6% от теплотворной способности топлива.

Глава 5. Нормы расхода газомазутного топлива при сжигании угля ухудшенного качества

      19. Определение расхода газомазутного топлива для восполнения недостающего количества тепла при сжигании угля ухудшенного качества осуществляется для каждого котла, спроектированного на сжигание угля заданной марки с расчетными характеристиками и расходом топлива (Вкрасч), при номинальной нагрузке котла (Dном).

      20. В соответствии с нормами проектирования предусматривается резерв производительности пылеприготовительных установок (Кз), который позволяет при некоторых отклонениях основных качественных характеристик топлива работать с номинальной нагрузкой.

      21. При ухудшении качества угля для поддержания заданных нагрузок используется запас производительности мельниц путем подачи угля в количестве, превышающем расчет. При дальнейшем ухудшении качества угля, когда запас производительности мельниц полностью исчерпан, добавляется газомазутное топливо для восполнения недостающего количества тепла.

      22. Расход газомазутного топлива на восполнение тепла для углей марки ОС, 2К определяется по номограмме согласно рисункам 2(а, б) приложения 2 к настоящей Методике и для углей марки Т по номограмме согласно рисункам 3(а, б) приложения 2 к настоящей Методике.

      Номограммы построены в относительных величинах, поэтому применимы для углей с выходом летучих веществ менее 20% с различными качественными характеристиками при сжигании их на всех типах котлов.

      23. Количество тепла, при сгорании угля представлено в долях расчетной (Qрн факт/Qрн расч) нагрузки котла – в долях номинального (Dк/Dном) расхода угля при разных нагрузках и качестве угля – в процентах расчетного количества (Вкк расч). Запас по производительности мельниц оценивается коэффициентом Кз, определяемым путем сопоставления потребности котла в топливе при расчетном его качестве и номинальной нагрузке котла с суммарной производительностью систем пылеприготовления по формуле:

     

                                                      (1)

      где Вкрасч – расход угля расчетного качества при номинальной нагрузке котла, тонн/час, определяемый по формуле:

     

                                                      (2)

      Вк – расход топлива на котел, тонн/час;

      где Вмц – максимальная рабочая производительность мельницы по размолу Вмцраз или сушке Вмцсуш (из двух полученных значений производительности мельницы в расчет принимается меньшее значение), тонн/час;

      Вмцраз – максимальная рабочая размольная производительность мельницы, при условии обеспечения максимально возможного расхода сушильного агента и получения приемлемого качества пыли;

      Вмцсуш – максимальная рабочая сушильная производительность, определенная при максимальной температуре и расходе сушильного агента и минимальной температуре аэросмеси за мельницей при нормативных присосах;

      n – количество систем пылеприготовления, установленных на котле;

      Кг – средний коэффициент готовности системы пылеприготовления, характеризующий качество ремонта пылеприготовительного оборудования, мало зависит от типа мельниц и марки размалываемого топлива.

      Для базовых режимов работы Кг принимается равным 0,9, что соответствует его среднему значению для большинства электростанций с удовлетворительной организацией ремонта. При переменном режиме работы оборудования по нагрузке в часы прохождения максимума Кг принимать равным 0,95. Во время работы котлов при сниженной нагрузке организуют ремонт пылеприготовительного оборудования. В случае невозможности обеспечения данных значений Кг приводится его фактическое значение с одновременным указанием мероприятий, направленных на его повышение.

      24. Определение расхода топлива в схемах с бункерами проводится с учетом возможности накопления пыли в часы спада нагрузки и ее последующего использования в часы пик.

      25. Для обеспечения работы всех горелок в возможно более широком диапазоне нагрузок с одинаковой подачей пыли в каждую горелку в пределах яруса или всех ярусов горелок обеспечиваются работы мельниц в режиме, способствующем получению пыли с минимальной влажностью (в пределах допустимых по взрывобезопасности) и оптимальной тонкостью помола. Производительность мельниц приводится в соответствие с потребностями котлов при сведении к минимуму число пусков и остановок в течение суток.

      В левой части номограмм рисунков 2 (а, б) и 3, (а, б) приложения 2 к настоящей Методике представлена зависимость расхода угля от его качества (теплотворной способности).

      В соответствии с параметрами согласно рисункам 3 (а, б) приложения 2 к настоящей Методике при нагрузке котла 0,9Dном и снижении теплоты сгорания угля марки Т до 0,8 Qрн расч расход угля составит 1,14Вкрасч.

      По правой части номограмм в зависимости от Кз определяется расход газомазутного топлива на восполнение недостающего количества тепла при угле ухудшенного качества. При тех же исходных данных (Dк = 0,9Dном и Qрн факт = 0,8 Qрн расч при Кз = 1,0 расход газомазутного топлива для углей марки 2К составит 16,7% расхода угля (в соответствии с рисунком 2б к настоящей Методике), или 14,3% всего расхода топлива в условном исчислении согласно рисунком 2а приложения 2 к настоящей Методике. Для углей марки 2К расход газомазутного топлива составит 13,8% расхода угля согласно рисунком 3б приложения 2 к настоящей Методике и 12,1% всего расхода топлива согласно рисунком 3а приложения 2 к настоящей Методике. При увеличении коэффициента запаса на 10% (Кз = 1,1) расход газомазутного топлива снизится соответственно для углей марки 2К до 6,1% согласно рисунком 2б приложения 2 к настоящей Методике и 5,7% согласно рисунком 2а приложения 2 к настоящей Методике, а для углей марки Т до 3,4% согласно рисунком 3а приложения 2 к настоящей Методике и 3,3% согласно рисунком 3б приложения 2 к настоящей Методике.

Глава 6. Нормы расхода газомазутного топлива для обеспечения устойчивого горения в топочной камере

      26. Для обеспечения устойчивого воспламенения и горения пыли в топке, предотвращения шлакования леток для котлов с жидким шлакоудалением при сжигании низкокачественных углей марок ОС, 2К и Т обеспечивается подогрев угольного факела высококалорийным газомазутным топливом.

      27. Расход мазута определяется расчетным путем исходя из условий поддержания постоянной температуры в ядре факела отдельно для углей марки ОС, 2К и Т.

      28. Зависимости расхода мазута от теплотворной способности углей марки ОС, 2К и Т представлены согласно рисункам 4 и 5 приложения 2 к настоящей Методике (в процентах от расхода условного топлива).

      Расход газа увеличивается на 10% по сравнению с расходом мазута при одинаковых условиях.

      29. Для устойчивого горения угля марки 2К (Куу-Чекинское месторождение угля) с теплотворной способностью Qрн факт = 3960 ккал/кг при Dк =0,9Dном требуется 22% мазута или 24,5% газа согласно рисунком 4 приложения 2 к настоящей Методике. Для устойчивого горения угля марки КО с теплотворной способностью Qрнфакт= 4330 ккал/кг (Карагандинский угольный бассейн) при Dк = 0,9Dном требуется 7,2% мазута или 8,5% газа согласно рисунком 5 приложения 2 к настоящей Методике от расхода топлива при этих условиях (в условном исчислении).

      30. Примеры расчета норм расхода газомазутного топлива при сжигании каменных углей с выходом летучих веществ менее 20% на тепловых электростанциях приведены согласно приложению 3 к настоящей Методике.

  Приложение 1
к Методике расчета норм
расхода газомазутного топлива
при сжигании каменных углей
с выходом летучих веществ
менее 20% на тепловых электростанциях

      Таблица 1. Нормы расхода газомазутного топлива на одну растопку котла из холодного состояния (в пересчете на топливо, с теплотворной способностью равной 7000 килокалорий/килограмм (далее - ккал/кг))

Производительность котла, тонн/час

Параметры пара

Норма, тонн

Давление, мегапаскаль (далее – МПа) (килограмм сила/сантиметр квадрат (далее - кгс/см2)

Температура, °С

1

2

3

4

Котлы барабанные на давление пара 14 МПа (140 кгс/см2)

420

14(140)

560

60

320

14(140)

560

40

210

14(140)

560

25

Котлы барабанные на давление пара 10 МПа (100 кгс/см2)

430

10(100)

540

45

220-230

10(100)

510-540

20

160-170

10(100)

510-540

17

110-120

10(100)

510-540

12

Котлы барабанные на давление пара менее 4,5 МПа (45 кгс/см2)

200-220

3,1-3,5 (31-35)

420

14

150-190

3,2 - 3,5 (32 - 35)

420

11

110-140

3,3 - 3,5 (33 - 35)

400-425

9

70-90

3,9 - 4,5 (39 - 45)

420-450

7

50 и менее

-

440 и менее

3

Котлы прямоточные на давление пара 10 МПа (100 кгс/см2)

220-230

10(100)

510-540

14

Примечание - Для котлов, не вошедших в табл. 1, норма расхода газомазутного топлива принимается равной норме ближайшего по параметрам котла и техническим условиям изготовителя оборудования

      Таблица 2. Нормы расхода газомазутного топлива на один пуск блока из холодного состояния (в пересчете на топливо, с теплотворной способностью равной 7000 ккал/кг)

Мощность блока, Мега Ватт (далее – МВт)

Норма, тонн

Моноблоки

Дубль-блоки

Всего

В том числе

I корпус

II корпус

200

105

300

190

120

70

500

300

190

120

  Приложение 2
к Методике расчета норм расхода
газомазутного топлива при сжигании
каменных углей с выходом летучих веществ
менее 20% на тепловых электростанциях

      Рисунок 1. Расход мазута или газа на растопку котлов из холодного состояния

     


      Расход мазута на технологические нужды

     


      Рисунок 2. Номограмма определения расхода газомазутного топлива для восполнения недостающего количества тепла при сжигании углей марки 2К, ОС ухудшенного качества.

      В процентах от расхода всего топлива в условном исчислении

     


      В процентах от расхода угля в условном исчислении.

     


      Рисунок 3. Номограмма определения расхода газомазутного топлива
для восполнения недостающего количества тепла при сжигании
углей марки 2К, Т и ОС ухудшенного качества.

      В процентах от расхода всего топлива в условном исчислении.

     


      В процентах от расхода угля в условном исчислении.

     


      Рисунок 4. Расход мазута на подогрев факела для обеспечения устойчивого горения в топочной камере углей марки ОС, Т.

     


      Рисунок 5. Расход мазута на подогрев факела для обеспечения устойчивого горения в топочной камере углей марки 2К.

     


  Приложение 3
к Методике расчета норм расхода
газомазутного топлива при сжигании
каменных углей с выходом летучих веществ
менее 20% на тепловых электростанциях

Примеры расчета норм расхода газомазутного топлива при сжигании каменных углей с выходом летучих веществ менее 20% на тепловых электростанциях

      1. Расчет среднесуточного расхода мазута для однокорпусного прямоточного котла паровой котел-33 с жидким шлакоудалением при различных нагрузках. Расчет среднесуточного расхода мазута для котла паровой котел-33 однокорпусного с жидким шлакоудалением, Dном = 640 тонн/час, работающего в блоке с турбиной 200 МВт:

      1) расчетное топливо – Карагандинский уголь марки Т, с расчетной теплотой сгорания, равной Qрн расч = 4150 ккал/кг, расчетный расход топлива при проектном качестве угля Вкрасч = 86,5тонн/час;

      2) фактическое топливо – Карагандинский уголь марки Т, с расчетной теплотой сгорания, равной Qрн расч = 3818 ккал/кг, что составляет 0, Qрн расч;

      3) режим работы котла t1 = 10 ч при D1 = 0,8Dном, t2 = 10 ч с нагрузкой D2 = 0,9Dном, t3 = 4 ч с нагрузкой D3 = Dном;

      4) среднесуточная нагрузка котла, тонн\час, определяется по формуле:

     

                                                (1)

     

;

      5) на котле установлены две шаровые барабанные мельницы Ш-50 с промежуточными бункерами. Вместимость бункера по пыли Vмакс = 250 тонн, минимальный запас пыли в каждом бункере, обеспечивающий устойчивую работу питателей пыли, Vмин = 150 тонн, расходный запас пыли в одном бункере Vмакс - Vмин = 100 тонн, в двух бункерах 2(Vмакс - Vмин) = 200 тонн, производительность мельницы Вмц = 50 тонн/час с коэффициентом готовности Кг = 0,96. Коэффициент запаса производительности мельниц, определяется по формуле:

     

                                                            (2)

     

.

      2. Определение расхода мазута:

      1) норма расхода мазута при нагрузке 0,8Dном принимается равной расходу мазута, обеспечивающего устойчивое горение H1 = 17% (в соответствии с рисунком 4 приложения 2 к настоящей Методике). Мазут для восполнения недостающего количества угольной пыли при данных параметрах работы котла не требуется (в соответствии с рисунком 2, а приложения 2 к настоящей Методике);

      2) норма расхода мазута при 0,9Dном принимается равной расходу мазута, обеспечивающего устойчивое горение Н2 = 10% (в соответствии с рисунком 4 приложения 2 к настоящей Методике). Этот расход одновременно восполняет недостающее количество угольной пыли, равное 5,7% (в соответствии с рисунком 2, а приложения 2 к настоящей Методике);

      3) норма расхода мазута при Dном принимается равной минимальному расходу мазута, обеспечивающему поддержание устойчивого горения в топочной камере Н3мин = 10% (в соответствии с рисунком 4 приложения 2 к настоящей Методике);

      4) расход мазута для восполнения недостающего количества угольной пыли (в соответствии с рисунком 2, а приложения 2 к настоящей Методике) Н3макс = 15,2% всего условного топлива, который составляет 129,7% от расчетного расхода топлива, Вк расч = 86,5 тонн/час или Вк фак =112,2 тонн/час в условном исчислении Вк фак =129,7∙3818/7000 = 74,4 тонн/час;

      5) в случае, если в бункерах скопился запас угольной пыли, недостающее количество угольной пыли определяется по формуле:

     

                                          (3)

     

тонны;

      6) минимальная норма расхода мазута за сутки, в%, для поддержания устойчивого горения, определяется по формуле:

     

                                          (4)

     

;

      7) суммарный расход топлива за сутки при средней нагрузке котла, равной Dкср = 0,88Dном и Qрн факт = 0,8Qрн расч (в соответствии с рисунком 2, а приложения 2 к настоящей Методике) – 114,1% расчетного расхода топлива Всут=114,1·86,5·24/100=2368,7 тонн, в условном исчислении расход топлива составит Вуслсут = 2368,7·4640/7000 = 1570,1 тонн;

      8) максимальный суточный расход угля в условном исчислении составит Вугуслсутмазмин=(100 - 12,6) 1570,1/100=1372,3тонн, в натуральном исчислении Вугсут = 1372,3·7000/4640 = 2070 тонн;

      9) номинальная производительность двух мельниц, установленных на котле, за сутки составит:

      Вмцсу =50·2·0,95·24=2280 тонн;

      10) в течение суток в бункерах скапливается достаточный запас угольной пыли и мазута для восполнения недостающего количества угольной пыли не требуется:

      Вмцнсут - Вугсут = 2280 - 2070 = 210 тонн;

      11) суммарный расход мазута за сутки (в условном исчислении):

     

                                                            (5)

     

.

      3. Расчет среднесуточного расхода мазута для прямоточного однокорпусного котла П-50 составит Dном = 950 тонн/час, с жидким шлакоудалением при различных нагрузках:

      1) расчетное топливо – Куучикенский каменный уголь марки 2К, с теплотворной способностью, равной Qрн расч = 3960 ккал/кг, расчетный расход топлива при проектном качестве угля Вкрасч = 115,0 тонн/час;

      2) фактическое топливо – Куучикенский каменный уголь марки 2К, с теплотворной способностью, равной Qрн расч = 3168 ккал/кг, что составляет 0,8 Qрн расч;

      3) режим работы котла t1=9 ч с нагрузкой D1 =0,8Dном, t2 = 15 ч с нагрузкой D2 = Dном;

      4) среднесуточная нагрузка котла:

     

;

      5) суммарный расход топлива за сутки при Dкср = 0,93Dном и фактической теплотворной способности Qрн факт = 0,8 Qрн расч (в соответствии с рисунком 3, а приложения 2 к настоящей Методике) -117,6% расчетного Всут = 117,6·116·24/100 = 3274 тонн в условном исчислении:

      Вуслсут = 3274·4720/7000 = 2207,6 тонны;

      6) для каждого котла установлены две шаровые барабанные мельницы шаровая барабанная мельница-50 с промежуточными бункерами. Вместимость промбункера по пыли Vмакс = 250 тонн, минимальный запас пыли в каждом бункере, обеспечивающий устойчивую работу питателей пыли, Vмин = 150 тонн;

      7) расходный запас пыли в бункере Vмакс -Vмин = 250-150 =100 тонн, в двух бункерах, 2(Vмакс - Vмин) = 200 тонн;

      8) производительность мельницы Вмц=72 тонн/час с коэффициентом готовности Кг = 0,9;

      9) коэффициент запаса мельниц:

     

;

      10) производительность двух мельниц, за сутки:

      Вмцсут = 72·2·0,9·24 = 3456 тонн;

      4. Определение расхода мазута:

      1) норма расхода мазута при 0,8Dном принимается равной расходу мазута, обеспечивающая устойчивое горение в топочной камере H1 = 9,8% (в соответствии с рисунком 5, приложения 2 к настоящей Методике). Мазут для восполнения недостающего количества угольной пыли при данных параметрах работы котла не требуется (в соответствии с рисунком 3 б приложения 2 к настоящей Методике);

      2) норма расхода мазута при Dном равна расходу мазута для восполнения недостающего тепла от угольной пыли H2 = 13% (в соответствии с рисунком 3 б б приложения 2 к настоящей Методике), так как мазут для поддержания устойчивого горения в топочной камере не требуется (в соответствии с рисунком 5 приложения 2 к настоящей Методике). Расход мазута на технологические нужды составляет 3%. В рассматриваемой схеме имеются бункера для накапливания угольной пыли. В зависимости от количества накопленной пыли H2 снижается, но не ниже 3%;

      3) минимальная норма расхода мазута за сутки, на поддержание устойчивого горения и технологические нужды:


;

      4) Суточный расход угля в условном исчислении:

      Вугусл = Вуслсут - Вмазмин = (100 - 5,2) · 2270,6/100 = 2092,8 тонн;

      5) производительность двух мельниц за сутки Вмцсут = 3456 тонн, что превышает фактический расход на Вмцсут - Вугусл = 3456 - 3103,7 = 352,3 тонн угольной пыли. При расходном запасе угольной пыли в двух бункерах составит (Vмакс - Vмин)2 = 200 тонн. Рекомендуется среднесуточную производительность мельницы снизить с 72 тонн/час до 40,9 тонн/час. Мазута на восполнение недостающего количества угольной пыли не требуется;

      6) суммарный расход мазута за сутки (в условном исчислении) составит:

     

тонн;

      7) при использовании вместо мазута газа, его расход выше на 10%:

      Вгазсут = 110 114,8/100 = 126,3 тонн.

  Приложение 3
к приказу Министра энергетики
Республики Казахстан
от 6 января 2017 года
№ 2

Методика расчета норм расхода пара и конденсата на собственные нужды энергоблоков тепловых электростанций

Глава 1. Общие положения

      1. Настоящая Методика расчета норм расхода пара и конденсата на собственные нужды энергоблоков тепловых электростанций (далее – Методика) разработана в соответствии с подпунктом 70-14) статьи 5 Закона Республики Казахстан "Об электроэнергетике".

      Сноска. Пункт 1 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      2. Методика может применяться на вновь проектируемые, действующие, расширяемые и реконструируемые тепловые электростанции.

      3. В настоящей Методике применяются следующие основные понятия и определения:

      1) энергетическая характеристика оборудования - комплекс зависимостей технико-экономических показателей его работы в абсолютном или относительном исчислении от нагрузки при оптимальных режимах работы принятой тепловой схемой, фиксированных значениях внешних факторов, состоянии оборудования и уровне его эксплуатации;

      2) внешние факторы – объективные факторы, влияющие на экономичность работы оборудования, значения которых не зависят от деятельности производственного персонала электростанций;

      3) группа оборудования – совокупность конденсационных турбоагрегатов или турбоагрегатов с регулируемым отбором пара с одинаковыми параметрами свежего пара (для энергоблоков одинаковой мощностью), всех котлов (как пылеугольных, так и газомазутных), обеспечивающих работу данных турбоагрегатов;

      4) подгруппа энергоблоков – совокупность только пылеугольных или газомазутных котлов и работающих совместно с ними конденсационных или теплофикационных турбоагрегатов с соответствующим давлением свежего пара и одинаковой мощностью;

      5) подгруппа оборудования с поперечными связями – совокупность конденсационных или теплофикационных турбоагрегатов с одинаковыми параметрами свежего пара и котлов, обеспечивающих работу данных турбоагрегатов;

      6) пылеугольная подгруппа оборудования с поперечными связями - подгруппа оборудования, работающая на общий коллектор свежего пара с применением пылеугольных и газомазутных котлов.

Глава 2. Составляющие расхода тепла (пара) на собственные нужды тепловых электростанций и технологических потерь при его выработке

      4. Персонала, занимающимся нормированием, контролем и анализом расхода тепла (пара) и конденсата на собственные нужды энергообъекта с учетом местных условий работы осуществляется расчет норм расхода пара и конденсата.

      5. В собственные нужды турбоагрегатов (

) включаются виды расходов тепла:

      1) на турбопривод циркуляционных, конденсатных и других насосов, относящихся к турбинной установке (за исключением питательных насосов);

      2) на пуски турбоагрегатов, включая прогрев паропроводов, разогрев и разворот турбин, прогрев вспомогательного оборудования до включения генераторов в сеть;

      3) на отопление производственных помещений турбинной установки и электроцеха;

      4) связанного с работой генератора в моторном режиме для резервирования мощности без потребления или выработки реактивной мощности.

      6. В расход тепла на собственные нужды энергетических котлов (

) включаются затраты (включая потери), обеспечивающие:

      1) слив и предварительный подогрев мазута -

;

      2) размораживание твердого топлива -

;

      3) распыление мазута в форсунках и охлаждение неработающих форсунок -

;

      4) предварительный подогрев воздуха в калориферах -

*;

      5) транспорт угольной пыли к горелкам -

*;

      6) подавление оксидов азота, образующихся при сжигании топлива -

;

      7) турбопривод питательных насосов -

и воздуходувок -

;

      9) отопление производственных помещений котельного, химического и топливно-транспортного цехов -

;

      10) пуски котлов -

;

      11) обдувку и расшлаковку котлов -

;

      12) прочие расходы и технологические потери тепла, (не указанные выше) связанные с выработкой пара котлами -

.

      7. В собственные нужды энергетических котлов включаются потери тепла, связанные с подготовкой добавки химически очищенной, обессоленной воды и дистиллята, восполняющие внутристанционные потери пара, конденсата и питательной воды -

.

      8. Технологические потери теплоэнергии, при выработке (отпуске):

      1) от наружного охлаждения паропроводов отборов и противодавления турбин до точки измерения отпуска пара потребителям;

      2) от наружного охлаждения редукционно-охладительных установок, обеспечивающих отпуск теплоэнергии, и паропроводов до коллектора или точки измерения отпуска пара потребителям или подогревателей сетевой воды;

      3) от наружного охлаждения основных и пиковых подогревателей сетевой воды, паропроводов к ним и конденсатопроводов от них к деаэратору или системе регенерации турбин, трубопроводов сетевой воды от точки измерения температуры обратной сетевой воды до точки измерения температуры прямой сетевой воды;

      4) от наружного охлаждения паропреобразовательных установок, паропроводов к ним, и от них до точки измерения отпуска пара потребителям, конденсатопроводов от них к деаэратору или системе регенерации турбин;

      5) при подготовке химически очищенной воды для подпитки теплосети, химически обессоленной воды или дистиллята для восполнения невозврата конденсата от тепловых потребителей;

      6) при очистке возвращаемого потребителями загрязненного конденсата;

      7) с продувкой паропреобразовательных установок;

      8) с продувкой котлов, увеличенной против нормы вследствие ухудшения качества питательной воды из-за невозврата конденсата с производства;

      9) от наружного охлаждения деаэраторов подпитки теплосети, паро- и трубопроводов к ним и от них, потери с выпаром этих деаэраторов;

      10) при поддержании положительной температуры в газоходах неработающих пиковых водогрейных котлов и расход тепла на собственные нужды пиковой водогрейной котельной (далее – ПВК) (включая слив и подогрев сожженного мазута, отопление производственных помещений).

      9. В расход тепла на собственные нужды энергетических котлов

включаются его затраты (включая потери):

     

                              (1)

      10. В расход тепла слив и предварительный подогрев мазута -

:

     

                              (2)

      11. В расход тепла размораживание твердого топлива -

:

     

                                    (3)

      12. В расход тепла распыл мазута в форсунках и охлаждение неработающих форсунок -

:

     

                                          (4)

     

                                                            (5)

      13. В расход тепла предварительный подогрев воздуха в калориферах -

*:

     

                                                            (6)

      14. В расход тепла транспорт угольной пыли к горелкам -

*:

     

                                                (7)

     

                                                      (8)

      15. В расход тепла подавление оксидов азота, образующихся при сжигании топлива -

:

     

                                          (9)

     

                                                      (10)

      16. В расход тепла обдувку и расшлаковку котлов -

:

     

                              (11)

     

,                                     (12)

      где

- количество тонн (далее - т) и энтальпия килокалорий/килограмм (килоджоуль/ килограмм) (далее - ккал/кг (кДж/кг)) пара, поданного соответственно на мазутное хозяйство и размораживающее устройство;

     

- количество (т) и энтальпия ккал/кг (кДж/кг) конденсата, возвращаемого соответственно с мазутного хозяйства и размораживающего устройства;

     

- энтальпия исходной воды (воды в "холодном" источнике), ккал/кг (кДж/кг);

     

- потери тепла (в калориферах, конденсаторах турбин, блочной обессоливающей установке), сопровождающие подогрев воздуха в калориферах, Гигакалорий (Гигаджоуль) (далее - Гкал (ГДж)).

      17. Расход тепловой энергии на собственные нужды котельных определяется опытным (режимно-наладочные и (или) балансовые испытания) или расчетным методом.

      18. Общий расход тепловой энергии на собственные нужды определяется по формуле:

     

,                                                             (13)

      где Qснi - тепловые потери на i-е нужды, Гкал;

      N - количество статей расхода на собственные нужды котельной.

      При расчетном определении расхода тепловой энергии на собственные нужды котельной используются зависимости, которые приводятся в пунктах 20-41 настоящей Методики.

      19. Расчеты расхода тепловой энергии на собственные нужды производятся на каждый месяц и в целом на год. При этом расчеты по отдельным статьям расхода тепловой энергии могут выполняться в целом за год с распределением его по месяцам пропорционально определяющему показателю (выработка тепловой энергии; число часов работы; количество пусков; температура наружного воздуха; длительность отопительного периода и др.).

      Исходные данные и результаты расчета по элементам затрат заносятся согласно таблице 1 приложения 1 к настоящей Методике.

      20. Потери тепловой энергии с продувочной водой, (Гкал), зависят от периодичности и продолжительности продувки котла и определяются по формуле:

     

,                                                       (14)

      где Кпродi - коэффициент продувки i-го котла, принимаемый для непрерывной продувки паровых котлов - 0,01, для периодической продувки паровых котлов - 0,005, водогрейных котлов - 0,003;

      Qim - количество тепловой энергии, Гкал, произведенное котлом за расчетный период;

      Iк - количество котлов.

      21. Расход тепловой энергии за расчетный период на растопку котлов Qраст, Гкал, определяется:

     

,                                           (15)

      Где Qki часовая выработка тепловой энергии i-м котлом (по паспортной характеристике), Гкал;

      K' - доля расхода тепловой энергии на одну растопку котла после простоя до 12 ч (из горячего состояния), принимаемая в отопительном периоде - 0,3, в неотопительном - 0,2;

      N'i - количество растопок из горячего состояния в расчетном периоде;

      K" - доля расхода тепловой энергии на одну растопку котла после простоя свыше 12 ч (из холодного состояния), принимаемая в отопительном периоде - 0,65, в неотопительном - 0,45;

      N"i - количество растопок из холодного состояния в расчетном периоде.

      22. Расчетное количество растопок котлов определяется по отчетным данным базового года с внесением коррективов по прогнозируемому режиму потребления тепловой энергии потребителями в расчетном периоде.

      23. Расход тепловой энергии на обдувку поверхностей нагрева паровых котлов, Гкал, определяют по формуле:

     

,                                           (16)

      где Кобд - коэффициент обдувки, принимаемый в размере 0,002 при сжигании твердого топлива и 0,003 - при сжигании мазута;

      Gki - средняя за время работы производительность i-го котла, т/ч;

      rk i - продолжительность работы i-го котла, часов;

      iп, iпв - энтальпия соответственно пара, используемого для обдувки, и питательной воды, ккал/кг;

      Iк - количество котлов.

      24. Суммарное нормативное количество тепла

[Гкал (ГДж)], содержащееся в поданном на мазутное хозяйство паре за отчетный (расчетный) период (месяц, квартал, год), определяется по формуле:

     

                        (17)

      где Qсл - расход тепла при сливе мазута из железнодорожных цистерн и пропарке их после слива;

      Qпод - расход тепла при подогреве в подогревателях подаваемого на сжигание мазута;

     

- расход тепла при транспортировке мазута по трубопроводам;

     

- расход тепла при транспортировке пара по трубопроводам;

      Qхр - расход тепла при хранении мазута в резервуарах;

     

- расход тепла при поддержании приемно-сливного устройства (далее – ПСУ) в резерве (при отсутствии слива топлива);

     

- расход тепла при поддержании мазутного хозяйства (технологической схемы подачи мазута в котельную) в режиме "горячего резерва";

      1,01 - коэффициент, учитывающий расход тепла при проведении паровых продувок оборудования.

      25. Отдельные составляющие суммарного нормативного количества тепла

определяются по формулам:

      1) при сливе мазута (Qсл) из железнодорожных цистерн и пропарке их после слива, Гкал (ГДж):

      Qсл = qсл Gсл,                                                                   (18)

      где qсл - удельный расход тепла при сливе, определенный по рисункам 1-3 приложения 2 к настоящей Методике, Гкал/т (ГДж/т);

      Gсл - количество мазута, поступившего на слив за расчетный период времени, тонн;

      2) при подогреве мазута в подогревателях (Qпод), Гкал (ГДж):

      Qпод = qпод Gсж,                                                             (19)

      где qпод - удельный расход тепла при разогреве, определенный по рисунку 4 приложения 2 к настоящей Методике, Гкал/т (ГДж/т);

      Gсж - количество мазута, сожженного в котельной за расчетный период времени, тонн;

      3) при транспортировке мазута по трубопроводам (

), Гкал (ГДж):

     

                                                            (20)

      где

- удельный расход тепла при транспортировке мазута по трубопроводам, согласно рисунку 5 приложения 2 к настоящей Методике, Гкал/(тм) [ГДж/(тм)];

      Lм - длина мазутопроводов, метров;

      4) при транспортировке пара по трубопроводам (

) Гкал (ГДж):

     

                                                                  (21)

      где

- удельный расход тепла при транспортировке пара по трубопроводам, согласно рисунку 5 приложения 2 к настоящей Методике, Гкал/(тм) [ГДж/(тм)];

      Gп - количество пара, поступившего на мазутное хозяйство за расчетный период времени, тонн;

      Lп - длина паропроводов, метров;

      5) при хранении мазута в резервуарах (Qxp), Гкал (ГДж):

      Qxp = qxp Gxp р,                                                             (22)

      где qxp - удельный расход тепла при хранении мазута, согласно рисунку 6 приложения 2 к настоящей Методике, Гкал/(тч) [ГДж/(тч)];

      Gxp - среднее количество мазута, находившегося в резервуарах склада топлива за расчетный период времени, тонн;

      р - количество часов в расчетном периоде времени, часов;

      7) при поддержании мазутного хозяйства в режиме "горячего резерва" (

), Гкал (ГДж):

     

                                                            (23)

      где

- удельный расход тепла при поддержании мазутного хозяйства в режиме "горячего резерва", согласно рисунку 7 приложения 2 к настоящей Методике, в зависимости от средней температуры окружающего воздуха за время нахождения мазутного хозяйства в режиме "горячего резерва", Гкал/(тч) (ГДж/(тч);

      Gм - производительность мазутонасосной, т/ч;

      гр - продолжительность нахождения мазутного хозяйства в режиме "горячего резерва", часов.

      При расчете тепла на поддержание мазутного хозяйства в режиме "горячего резерва" производительность мазутонасосной определяется по производительности одного насоса первого подъема или другого насоса меньшей производительностью, установленного в технологической схеме подачи топлива в котельное отделение главного корпуса, предназначенного для осуществления прокачки мазута по прямому и обратному мазутопроводам в режиме "горячего резерва";

      7) при поддержании ПСУ или его части в резерве (

), Гкал (ГДж):

     

,                                                            (24)

      где

- удельный расход тепла при поддержании одного "гусака" в резерве, согласно рисунку 8 приложения 2 к настоящей Методике, Гкал/ч (ГДж/ч);

      3 - суммарное время нахождения в резерве всех "гусаков" ПСУ, часов.

      26. При расчете суммарного нормативного расхода тепла на мазутное хозяйство учитывается:

      1) количество мазута, поступившего на слив (Gсл) и сожженного в котельной (Gсж) за расчетный период;

      2) среднее количество мазута, находящегося в резервуарах за расчетный период (Gxp), определяется по суточным ведомостям движения топлива и данным инвентаризации и включает все топливо, находившееся в приемных емкостях и резерве;

      3) длина трубопроводов мазута определяется с учетом всех технологических мазутопроводов мазутного хозяйства, включая ПСУ, эстакады котельного отделения, за исключением дренажных трубопроводов;

      4) длина трубопроводов пара определяется с учетом паропроводов эстакады и ПСУ, за исключением "гусаков", паропроводов продувок оборудования, регистров и спутников;

      5) температура поступающего на слив мазута согласно рисунку 3 приложения 2 к настоящей Методике или по натурным измерениям согласно ГОСТ 2517 "Межгосударственный стандарт. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб";

      6) температура мазута, находящегося в резервуаре или емкости, определяется по штатным приборам измерения температуры топлива в них. Температура подогретого мазута (

) определяется по штатным приборам, установленным за подогревателями мазута.
      Сноска. Пункт 26 с изменением, внесенным приказом Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      27. Температура наружного воздуха определяется натурными измерениями.

      28. При расчетах значений удельных расходов тепла на поддержание мазутного хозяйства в режиме "горячего резерва" учитывались расходы тепла:

      1) при хранении мазута в двух расходных резервуарах с температурой до 70°С;

      2) нагреве мазута в подогревателях от 70 до 90°С при расходах мазута, обеспечивающих минимально допустимую скорость мазута по трубопроводам (0,5 м/с) по одному напорному трубопроводу от мазутонасосной до котельной, мазутопроводам котлов и по трубопроводу рециркуляции до расходных резервуаров;

      3) расходы тепла при транспортировке мазута и пара по трубопроводам по территории мазутного хозяйства и по трассе, при этом принимается, что другие резервуары мазутосклада находятся в режиме "холодного" хранения, и расход тепла на них не затрачивался, прием мазута на производство не проводился.

      29. При поступлении мазута в железнодорожных цистернах с температурой (

) ниже минус 10°С значения нормативного удельного расхода тепла при сливе мазута из железнодорожных цистерн (

) определяются по формуле:

     

                                                (25)

      где

- удельный расход тепла при сливе из железнодорожных цистерн мазута с температурой минус 10°С, согласно рисунку 3 приложения 2 к настоящей Методике, Гкал/т (ГДж/т).

      30. При размещении тепловых электрических станций (далее - ТЭС) в районах с температурой наружного воздуха (tв(x)) ниже минус 30°С значения нормативного удельного расхода тепла при сливе мазута из железнодорожных цистерн (

) определяются по формуле:

     

                                                (26)

      где

- удельный расход тепла при сливе мазута из железнодорожных цистерн при температуре наружного воздуха минус 30°С, согласно рисунку 1 приложения 2 к настоящей Методике, Гкал/т (ГДж/т).

      31. Нормативный технологический расход тепла на мазутное хозяйство

определяется по формуле:

     

                                                            (27)

      где Qк - количество тепла, вносимое в тепловую схему ТЭС с конденсатом от мазутного хозяйства, Гкал (ГДж).

      32. Количество тепла (Qк), вносимое в тепловую схему ТЭС с конденсатом от мазутного хозяйства, определяется по формуле:

      Qк = Gк iк,                                                                  (28)

      где Gк - количество конденсата, возвращаемое от мазутного хозяйства, тонн;

      iк - теплосодержание конденсата, Гкал/т (ГДж/т).

      33. Количество и температура конденсата, возвращаемого от мазутного хозяйства, определяются по штатным приборам.

      34. Теплосодержание конденсата (iк) определяется по нормативным документам в области электроэнергетики.

      35. Примеры расчетов расходов тепла на мазутные хозяйства согласно приложениям 3 и 4 к настоящей Методике.

      36. Нормы часового расхода тепла в рабочем режиме (qc) и затрат электрической мощности на вентиляторы в рабочем режиме (Nс) для тепляков, в которых в качестве теплоносителя используется пар, согласно таблице 1 приложения 5 к настоящей Методике. Нормы даны на одну условную секцию тепляка вместимостью в два железнодорожных четырехосных полувагона грузоподъемностью до 60 тонн.

      37. Для тепляков, в которых в качестве теплоносителя используется пар, нормы расхода тепла на размораживание топлива рассчитывались при условии обеспечения глубины разогрева топлива от поверхности вагона до 50 миллиметра (далее – мм), а для проходных радиационных тепляков с электронагревателями — при условии обеспечения глубины разогрева топлива от поверхности вагона до 20 мм. Нормы определены для температуры наружного воздуха tв = 1 оС и ниже.

      38. Значения температуры наружного воздуха (tв) за отчетный период принимаются по данным измерений или местной метеостанции.

      Сноска. Пункт 38 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      39. При поставке на электростанцию топлива в шестиосных и восьмиосных полувагонах часовые расходы тепла в рабочем режиме (qc) увеличиваются соответственно в 1,15 и 1,3 раза.

      40. С изменением марки или влажности (более чем на 10 %) поставляемого на электростанцию топлива в режимную карту работы тепляка вносятся изменения (продолжительность разогрева ставки вагонов) или составляется его новая режимная карта.

      41.Для тепляков, в которых в качестве теплоносителя используется пар, нормативные значения расходов тепла (Гкал) и электроэнергии (кВт·ч) за отчетный (расчетный) период определяются по формулам:

      1) общий нормативный расход тепла (Qнр):

      Qнр = Qр + Qгр,                                                             (29)

      где Qр – нормативный расход тепла в рабочем режиме за отчетный (расчетный) период, Гкал;

      Qгр – нормативный расход тепла в режиме горячего резерва за отчетный (расчетный) период, Гкал;

      2) нормативный расход тепла в рабочем режиме (Qр) за отчетный (расчетный) период:

      Qр = qс p k Z,                                                             (30)

      где qc – нормативный часовой расход тепла, определенный по формулам таблицы, Гкал /ч;

      р – продолжительность разогрева одной ставки вагонов с топливом, часов. Принимается по данным режимной карты тепляка;

      k – количество условных секций в тепляке;

      Z – количество ставок вагонов;

      3) количество ставок вагонов:

     

                                                                  (31)

      где В – масса натурального топлива, разогретого в тепляке за отчетный период, т;

      q – грузоподъемность вагона, тонн;

      n – вместимость тепляка (количество четырехосных железнодорожных вагонов грузоподъемностью до 60 тонн, одновременно устанавливаемых на разогрев);

      4) нормативный расход тепла в режиме горячего резерва (Qгр) за отчетный (расчетный) период:

      Qгр = 0,2 Tгр k,                                                             (32)

      где Tгр – продолжительность нахождения одной условной секции тепляка в режиме горячего резерва за отчетный (расчетный) период, часов:

      Tгр = - р Z,                                                             33)

      где - продолжительность отчетного (расчетного) периода, часов.

Глава 3. Содержание исходных документов, учет состояния оборудования при расчете норм пара и конденсата собственных нужд энергоблоков

      42. Технологические потери тепла, связанные с его отпуском внешним потребителям (коэффициент потерь), представляются в виде их графических зависимостей от температуры наружного воздуха и состава работающего оборудования в схемах пара и сетевой воды от источников тепла до точек измерения отпуска его внешним потребителям, состава работающего оборудования.

      43. В качестве основных исходных документов при расчете используются результаты тепловых испытаний котлов и турбоагрегатов, проведенных специализированными аттестованными организациями, а при их отсутствии – типовые энергетические характеристики котлов, турбоагрегатов и вспомогательного оборудования.

      44. Возможность использования результатов испытаний для составления энергетических характеристик оборудования определяется специализированной организацией, аккредитованной в установленном порядке, на право проведения таких работ.

      45. При отсутствии результатов испытаний составляются временные энергетические характеристики на основе расчетных и проектных данных заводов-изготовителей, с учетом имеющегося опыта эксплуатации оборудования.

Глава 4. Определение расхода тепла на групповые аппараты и установки собственных нужд подгруппы оборудования и технологические потери тепла, связанные с его отпуском

Параграф 1. Общие положения

      46. Механизмы, установки и аппараты собственных нужд подразделяются на общестанционные, групповые, подгрупповые и индивидуальные для котлов и турбоагрегатов. Аналогично подразделяются и затраты энергии на механизмы, установки и аппараты собственных нужд.

      47. Характеристики индивидуальных механизмов, установок и аппаратов собственных нужд котлов и турбоагрегатов включаются в энергетические характеристики этих агрегатов.

      48. Характеристики общестанционных и групповых механизмов, установок и аппаратов собственных нужд представляются с энергетическими характеристиками одной из подгрупп оборудования электростанции.

      49. Энергетические характеристики расхода тепла и электроэнергии на собственные нужды подгруппы оборудования включают в себя климатические зависимости суммарных расходов электроэнергии и тепла на механизмы, установки и аппараты котлов, турбоагрегатов, оборудования, связанного с отпуском тепла с горячей водой (теплофикационная установка) и паром, зависимости (удельных) затрат тепла и электроэнергии (затрат мощности) на отдельные механизмы, аппараты и установки, и на комплексы этих потребителей, технологически связанные между собой и термообразующего показателя, характерного для них.

      50. Разработка характеристик производится с учетом свойств сжигаемого топлива, конкретных схем разгрузки, хранения и подачи топлива, золоулавливания и золошлакоудаления, водоснабжения, теплоснабжения, технологических процессов выработки энергии и предотвращения вредного воздействия на окружающую среду.

      51. Если режим работы механизмов, аппаратов и установок изменяется в зависимости от сезона, то их характеристики имеют конкретные границы использования для соответствующего периода в виде значений параметра (температуры наружного воздуха, охлаждающей воды);

      52. Для составления зависимости потребляемой мощности механизмов от часового расхода среды используются их фактические характеристики, на основании результатов проведенных на них испытаний, а при отсутствии указанных документов – паспортные данные изготовителей оборудования.

      Зависимости часового расхода тепла на установки и аппараты собственных нужд составляются аналогичным образом.

      53. Составление зависимостей производится в соответствии с нормативными документами в области электроэнергетики.

      54. При отпуске тепла с паром и горячей водой определяются отдельно аналитические зависимости расхода электроэнергии на привод механизмов, связанных с обеспечением отпуска тепла с паром (Эпар) и с горячей водой через теплофикационные установки (Этепл.).

      Есть механизмы, обеспечивающие возврат конденсата от потребителей пара, восполнение потерь пара и конденсата, подпитку паропреобразовательных установок и откачку из них конденсата.

      Есть механизмы, обеспечивающие подачу сетевой воды потребителям, подпитку теплосети, приготовление воды для восполнения потерь ее в теплосети, откачку конденсата из подогревателей сетевой воды, индивидуальные механизмы вспомогательного оборудования ПВК.

      55. Расход тепла на аппараты и установки собственных нужд котлов и турбоагрегатов, подгруппы оборудования определяется по формуле (34):

     

,                         (34)

      где

-расход тепла на собственные нужды соответственно индивидуальные i-го агрегата (котла, турбоагрегата), j-го подгруппового механизма, к-го группового и р-го общестанционного механизма, определяемый по их характеристикам, ГДж/ч (Гкал/ч);

     

- расход воды, топлива через общестанционные и групповые механизмы и установки, и его значение, приходящееся на подгруппу оборудования.

Параграф 2. Общестанционные, групповые и подгрупповые механизмы и установки собственных нужд

      56. К подгрупповым, групповым и общестанционным относятся следующие механизмы и установки собственных нужд котлов:

      1) механизмы для погрузо-разгрузочных работ и обработки на складе, размораживания, дробления, сушки и транспортировки твердого топлива в бункера сырого угля котлов, улавливания из него металла и посторонних предметов, обеспыливания тракта топливоподачи;

      2) механизмы для разгрузки, обработки и подачи к котлам мазута;

      3) механизмы центрального пылезавода;

      4) компрессоры и воздуходувки, обеспечивающие сжатым воздухом систему очистки котлов и пневмоинструмента;

      5) механизмы для пневматической подачи пыли;

      6) механизмы для золоулавливания, золо- и шлакоудаления;

      7) механизмы для очистки дымовых газов от вредных примесей (кроме установленных индивидуально с котлом);

      8) установки для очистки отмывочных сточных вод, конденсата подогревателей мазута и других загрязненных вод;

      9) питательные насосы для оборудования с поперечными связями;

      10) установки для химической очистки и химического обессоливания воды, подаваемой для восполнения внутристанционных потерь пара и конденсата;

      11) дренажные насосы, насосы технической воды и пожарного водоснабжения;

      12) дренажные насосы, механизмы системы отопления, вентиляции, кондиционирования и другие механизмы теплофикационной установки, работа которых не зависит от времени работы последней;

      13) механизмы, используемые для текущего и среднего ремонта котельного оборудования;

      14) механизмы системы отопления, вентиляции и кондиционирования котельного оборудования;

      15) установки для освещения котлов и теплофикационной установки;

      16) средства измерения, электроприводы, арматуры, система управления и защиты.

      57. К подгрупповым, групповым и общестанционным механизмам и установкам собственных нужд турбоагрегатов относятся:

      1) циркуляционные насосы, не установленные индивидуально с турбоагрегатами;

      2) вентиляторы градирен;

      3) дренажные и перекачивающие насосы;

      4) подкачивающие насосы в систему циркуляционного водоснабжения;

      5) механизмы очистки и регенерации масла для смазки и регулирования турбоагрегатов и центральной маслоаппаратной;

      6) механизмы электроцеха (компрессоры воздушных выключателей, зарядные и подзарядные мотор-генераторы);

      7) механизмы системы предотвращения попадания загрязненных и замасленных вод в почву и открытые водоемы;

      8) механизмы, работа которых связана с охраной окружающей среды, выполнением требований рыбоводства, ирригации;

      9) механизмы и установки для проведения средних и текущих ремонтов;

      10) система освещения турбоагрегатов и относящегося к ним оборудования;

      11) механизмы системы отопления, вентиляции и кондиционирования оборудования турбоагрегатов;

      12) средства измерения, авторегуляторы, электроприводы арматуры, система управления и защиты.

Параграф 3. Подгрупповые, групповые и общестанционные составляющие расхода тепла на собственные нужды и технологические потери тепла, связанные с его отпуском

      58. К подгрупповым, групповым и общестанционным относятся составляющие расхода тепла на собственные нужды котлов, связанные с:

      1) технологическими потерями тепла при разгрузке, хранении, транспортировке топлива до котлов и поддержании в резерве системы топливоснабжения;

      2) потерями тепла при подготовке обессоленной воды для восполнения внутристанционных потерь пара и конденсата;

      3) отоплением и кондиционированием производственных помещений котлов энергетических и пиковых водогрейных, химического и топливно-транспортного цехов;

      4) очисткой и нейтрализацией замасленных, замазученных, отмывочных и загрязненных вод;

      5) потерями тепла при циркуляции сетевой воды через поверхности нагрева неработающих ПВК для предотвращения их коррозии и поддержания положительной температуры в газоходах этих котлов.

      59. К общегрупповым и общестанционным относятся составляющие расходы тепла на собственные нужды турбоагрегатов, связанные с:

      1) отоплением и кондиционированием производственных помещений турбоагрегатов и электроцеха;

      2) выполнением природоохранных мероприятий.

      60. К технологическим потерям тепла, связанным с его отпуском потребителям, относятся потери:

      1) от наружного охлаждения паропроводов отборов и противодавления турбоагрегатов и редукционно-охладительных установок для отпуска тепла с паром до точки измерения отпуска тепла потребителям или до подогревателей сетевой воды;

      2) от наружного охлаждения основных и пиковых подогревателей сетевой воды, паропроводов к ним и конденсатопроводов к деаэратору или системе регенерации турбоагрегатов;

      3) при подготовке химически очищенной воды для подпитки теплосети и обессоленной воды или дистиллята для восполнения невозврата конденсата от потребителей тепла;

      4) при очистке возвращаемого потребителями загрязненного конденсата;

      5) с продувкой паропреобразовательных установок;

      6) с продувкой котлов, превышающей номинальные значения вследствие ухудшения качества питательной воды из-за невозврата конденсата от потребителей;

      7) от наружного охлаждения деаэратора подпитки теплосети, трубопроводов к ним и от них и потери с выпаром из этих деаэраторов.

      61. Характер графических зависимостей и форма представления некоторых составляющих расхода тепла на собственные нужды и технологических потерь тепла, связанных с ее отпуском, показаны на рисунках 1-6 приложения 5 к настоящей Методике.

      62. При определении показателей работы оборудования мазутного хозяйства имеют в виду, что циркуляция мазута по мазутопроводам является постоянной независимо от температуры наружного воздуха, работы основного оборудования и вида сжигаемого топлива.

      63. Для определения времени нахождения размораживающего устройства и устройств для слива мазута в резерве нужен график нормативного времени разогрева топлива в вагоне и мазута в цистерне.

      64. Графические зависимости технологических потерь тепла, связанных с его отпуском для подгруппы оборудования, строятся как зависимости часовых или относительных потерь от температуры наружного воздуха, объема включенного в работу оборудования и доли отпуска тепла подгруппой оборудования, если потери являются общестанционными.

  Приложение 1
к Методике расчета норм расхода пара и
конденсата на собственные нужды
энергоблоков тепловых электростанций

Таблица 1. Расчет расходов тепла на собственные нужды котельного цеха

Наименование величин

Обозначение

Способ определения

Расчетные величины.

Расход тепла на охлаждение мазутных форсунок, работающих в режиме аварийного погасания факела, Гкал/тм

1

Расход пара на охлаждение одной форсунки, кг/ч

Gохл

Данные станции


2

Количество запальных форсунок котла, шт

Пф

Данные станции


3

Расход пара на охлаждение мазутных форсунок одного котла, кг/ч






4

Энтальпия охлаждающего пара, ккал/кг



Данные станции


5

Расход тепла на охлаждение форсунок одного котла, Гкал/ч

Gфк




Расчет потери тепла с непрерывной продувкой котлов, Гкал/тп

1

Величина продувки котлов, согласно ПТЭ :
1) не более 1% для КЭС;
2) не более 2% для КЭС и отопительных ТЭЦ восполнение потерь на которых производится с химически очищенной водой;
3) не более 5% на отопительных ТЭЦ, при 0% возврата пара от потребителей.

Gпр



2

Количество конденсата непрерывной продувки, сбрасываемое в барбатер, т/ч



Расширение одноступенчатое, 0,5 Опв


3

Потери тепла с конденсатом непрерывной продувки при мощности котла, Гкал/тп




,
где iк=0,1 Гкал/т,
Gка – паропроизводительность котла

Расход тепла на ХВО, Гкал/тпв

1

Подпитка котлов, т/год



Данные станции


2

Производство пара, т/год



Данные станции


3

Нормативный расход воды на ХВО, т/ч



зависит от качества исходной воды, технологической схемы ВПУ, ее производительности, применяемых ионообменных материалов и температуры исходной воды


4

Фактическая температура исходной воды, °С



Данные станции


5

Нормативная (предельная) температура подогретой воды на входе в ВПУ, °С согласно таблицы 2 приложения 1 к настоящей Методике;



Данные станции


6

Расход тепла на СН ХВО, Гкал/тпк





где С - удельная теплоемкость воды, принятая равной 4,19 кДж/(кг

°С) (1 ккал/(кг

°С));

d - плотность воды, принятая равной 1 кг/дм3.


Расход пара на обеспыливание узлов пересыпки, Гкал/тнт

1

Узлов пересыпки, шт

нуп

Данные станции


2

Расход пара на один узел пересыпки, т/ч

Gyn

Данные станции


3

Производительность конвееров,т/ч

Gкон

Данные станции


4

Удельный расход тепла на одну тонну угля, Гкал/т

qyn




Расход тепла на распыл мазута при сжигании, Гкал/тм

9

Расход пара на распыл одной тонны мазута, тм/тп



Данные станции


10

Расход тепла на распыл одной тоны мазута, Г кал/тм

Qрм





Итого:

Qснк

0,00933. Dmn +1.1725.10-3
+0.5766

.Dmнm

Таблица 2. Нормативная (предельная) температура подогретой воды на входе в ВПУ

Тип предочистки

Предельная температура подогрева воды, °С

1

2

Водоподготовительная установка без предочистки

20

Коагуляция в осветлителе

25 – 30

Известкование с коагуляцией в осветлителе

30

Магнезиальное обескремнивание в осветлителе

40

  Приложение 2
к Методике расчета норм расхода пара и
конденсата на собственные нужды
энергоблоков тепловых электростанций

     


     

при длительности доставки более 3 сут мазута М100

     

при длительности доставки до 3 сут мазута М40

     

при длительности доставки более 3 сут мазута М40

     

при длительности доставки до 3 сут мазута М100

      Рисунок 1. Нормы удельного расхода тепла при сливе мазута (

), учитываемые при проектировании мазутного хозяйства.

     


     

      мазут М40

     

      мазут М100

      Рисунок 2. Нормы удельного расхода тепла при сливе мазута (

), учитываемые при эксплуатации мазутного хозяйства.

      Примечание -

- температура прибывшего мазута, определяемая по рисунку 3 или натурным измерением.

     


      Рисунок 3. Температура мазута в цистернах при транспортировке в зависимости от температуры окружающего воздуха и времени нахождения в пути.

     


     

мазут М40

     

мазут М100

      Рисунок 4. Нормы удельного расхода тепла на подогрев мазута в подогревателях (qпод), учитываемые при проектировании эксплуатации мазутного хозяйства.

     


      Рисунок 5. Нормы удельного расхода тепла при транспортировке мазута (

) и пара (

) по трубопроводам, учитываемые при проектировании и эксплуатации мазутного хозяйства.

      Примечание - Нормы приведены на 1 метр длины трубопровода.

     


     

t - разность температур хранения мазута и наружного воздуха, °С

      Рисунок 6. Нормы удельного расхода тепла при хранении мазута в железобетонных (

), металлических с изоляцией (

) емкостях, учитываемые при эксплуатации.

     


      Рисунок 7. Нормы удельного расхода тепла на поддержание мазутного хозяйства в "горячем режиме" (

), учитываемые при эксплуатации.

     


      Рисунок 8. Нормы удельного расхода тепла на поддержание одного парового "гусака" приемно-сливного устройства в резерве (

), учитываемые при эксплуатации.

  Приложение 3
к Методике расчета норм расхода пара и
конденсата на собственные нужды
энергоблоков тепловых электростанций

Пример расчета нормативного расхода тепла (пара) на эксплуатируемое мазутное хозяйство за 1 месяц

1. Исходные данные

      Количество поступившего на слив мазута марки М100 за 1 мес, Gсл= 200000 т.

      Количество мазута, сожженного в котельной за 1 мес, Gсж =180000 т.

      Среднее количество мазута, находившееся на складе, Gxp =240000 т.

      Средняя температура наружного воздуха, tв = -12°С.

      Длительность доставки мазута на энергообъект, 1 =2 сут.

      Число часов за мес, р = 720 ч.

      Продолжительность нахождения всех "гусаков" ПСУ в резерве, 3 =14400 ч.

      Средняя температура мазута, подаваемого на сжигание в котельную,

     

= 120°С.

      Общая длина мазутопроводов, Lм = 6000 м.

      Температура хранения мазута:

      в металлических расходных резервуарах с изоляцией,

= 70°С;

      в железобетонных резервуарах,

= 30°С.

      Среднее количество мазута, хранившегося:

      в металлических расходных резервуарах с изоляцией,

= 60000 т;

      в железобетонных резервуарах,

= 180000 т.

      Общая длина паропроводов, Lп = 3000 м.

      Теплосодержание пара, подаваемого на мазутное хозяйство, iп = 0,70 Гкал/т.

      Теплосодержание конденсата после мазутных подогревателей

     

=0,140 Гкал/т.

      Теплосодержание конденсата, возвращаемого от мазутного хозяйства

      iк =0,080 Гкал/т.

2 Последовательность расчета нормативного расхода тепла

      1. По рисунку 3 приложения 2 к настоящей Методике, определяется температура прибывшего мазута (

) при 1 = 2 сут и в = -12°С. По найденному значению температуры прибывшего мазута

= 12°C по рисунку 2 приложения 2 к настоящей Методике, определяется удельный расход тепла при сливе мазута марки M100 из железнодорожных цистерн (qсл):

      qсл = 0,0535 Гкал/т.

      2. По рисунку 4 приложения 2 к настоящей Методике, определяется удельный расход тепла на подогрев мазута, подаваемого на сжигание (qпод) при

= 120°С:

      qпод = 0,0472 Гкал/т.

      3. По рисунку 5 приложения 2 к настоящей Методике, определяются удельные расходы тепла при транспортировке мазута

и пара

по трубопроводам при tв = -12°С:

     

= 1,30 10-6 Гкал/(тм);

     

=5,30 10-6 Гкал/(тм).

      4. По рисунку 6 приложения 2 к настоящей Методике, определяется удельный расход тепла при хранении мазута в металлических (

) и железобетонных (

) резервуарах при разности температур хранения и наружного воздуха равной соответственно 82 и 42°С:

     

= 21 10-6 Гкал/(тч);

     

=14 10-6 Гкал/(тч).

      5. По рисунку 8 приложения 2 к настоящей Методике, определяется удельный расход тепла на поддержание одного парового "гусака" ПСУ в резерве (

), при tв = - 12°С:

     

= 0,019 Гкал/ч.

      6. Рассчитывается расход тепла на подогрев мазута при его сливе и пропарке цистерн после слива:

      Qсл = qсл Gсл = 0,0535 200000 = 10700 Гкал.

      7. Рассчитывается расход тепла на подогрев сожженного мазута:

      Qпод = qпод Gсж = 0,0472 180000 = 8496 Гкал.

      8. Рассчитывается расход тепла в окружающую среду при транспортировке мазута по трубопроводам:

     

= 1,3 10-6 180000 6000 = 1404 Гкал.

      9. Рассчитываются расходы тепла в окружающую среду при хранении мазута в металлических и железобетонных резервуарах:

     

= 21 10-6 60000 720 = 907,2 Гкал;

     

= 14 10-6 180000 720 = 1814,4 Гкал.

      10. Рассчитывается расход тепла на поддержание ПСУ в резерве:

     

= 0,019 14400 = 273,6 Гкал.

      11. Рассчитываются промежуточные (без учета расхода тепла в окружающую среду при транспортировке пара по трубопроводам и при паровых продувках оборудования) суммарные значения:

      1) Количества тепла, содержащегося в поданном на мазутное хозяйство паре,

:

     

=

      = 10700 + 8496 + 1404 + 907,2 + 1814,4 + 273,6 = 23595,2 Гкал.

      2) Количества поданного на мазутное хозяйство паpa

:

     


      12. Рассчитывается расход тепла в окружающую среду при транспортировке пара по трубопроводам:

     

= 5,30 10-6 33707,4 3000 = 535,9 Гкал.

      13. Рассчитывается суммарное нормативное количество тепла пара, поданного на мазутное хозяйство за расчетный период (

) с учетом расхода тепла в окружающую среду при транспортировке пара по трубопроводам и при паровых продувках оборудования:

     

1,01 = (23595,2 + 535,9) 1,01 = 24372,4 Гкал.

      14. Находится количество конденсата, возвращаемого в тепловую схему электростанции от подогревателей мазута и от спутников мазутопроводов:

     


      15. Определяется количество тепла, вносимое возвращаемым конденсатом от мазутного хозяйства в тепловую схему станции:

      Qк = Gк iк = 23495,5 0,08 = 1879,6 Гкал.

      16. Определяется нормативный технологический расход тепла на собственные нужды:

     

= 24372,4 1879,6 = 22492,8 Гкал.

  Приложение 4
к Методике расчета норм расхода пара и
конденсата на собственные нужды
энергоблоков тепловых электростанций

Пример расчета расхода тепла (пара) на проектируемое мазутное хозяйство за 1 час

1 Исходные данные:

      Фронт слива, n = 112 цистерн.

      Минимальная температура окружающего воздуха в районе размещения, tв = -25°С.

      Максимальный часовой расход мазута в котельную, Gсж = 560 т/ч.

      Суммарная вместимость склада жидкого топлива (мазута), Gxp =180000 т

      Температура сжигаемого мазута,

= 125°С.

      Температура мазута, подаваемого по циркуляционному контуру на разогрев мазута в резервуарах склада топлива,

=115°C.

      Расчетный часовой расход мазута по циркуляционному контуру разогрева мазута в резервуарах, Gц = 640 т/ч.

      Общая длина мазутопроводов, Lм = 8000 м.

      Общая длина паропроводов, Lп = 6000 м.

      Расчетный срок доставки мазута по железной дороге на ТЭС, 1 = более 3 сут.

      Средняя вместимость одной железнодорожной цистерны, Gцист =55 т.

      Теплосодержание пара, поступающего на мазутное хозяйство, iп =0,7 Гкал/т.

      Теплосодержание конденсата после подогревателей мазута,

=0,14 Гкал/т.

      Продолжительность подогрева и слива мазута, пропарки цистерн в зимнее время, 3 =460 мин.

      Марка мазута М100.

2 Последовательность расчета расхода тепла (пара)

      1. По рисунку 1 приложения 2 к настоящей Методике, определяется удельный расход тепла при сливе мазута (qсл) марки M100 с длительностью доставки (1) более 3 сут при температуре наружного воздуха tв = -25°С:

      Qсл = 0,105 Гкал/т.

      2. По рисунку 4 приложения 2 к настоящей Методике, определяется удельный расход тепла на подогрев мазута, подаваемого на сжигание (

) при

= 125С:

     

= 0,0472 Гкал/т.

      3. По рисунку 4 приложения 1 к настоящей Методике, определяется удельный расход тепла на подогрев мазута в подогревателях, подаваемого по циркуляционному контуру (

) c

= 115°С в резервуары склада топлива:

     

= 0,045 Гкал/т.

      4. По рисунку 5 приложения 2 к настоящей Методике, определяются удельные расходы тепла при транспортировке мазута

и пара

по трубопроводам при tв = -25°С:

     

= 1,60 10-6 Гкал/(тм);

     

= 6,6 10-6 Гкал/(тм).

      5. Рассчитывается расход тепла в зимний период на подогрев мазута марки М100 при сливе 112 цистерн вместимостью 55 т каждая:

      Qсл = qсл n Gцист = 0,105 112 55 = 646,8 Гкал.

      6. Рассчитывается часовой расход тепла на подогрев мазута в зимний период:

     


      7. Рассчитывается часовой расход тепла, потребный на подогрев мазута при сжигании и циркуляции:

     

= 0,0472 560 = 26,4 Гкал/ч;

     

= 0,045 640 = 28,8 Гкал/ч.

      8. Рассчитывается часовой расход тепла, расходуемый в окружающую среду при транспортировке мазута по трубопроводам:

     

= 1,6 10-6 560 8000 = 7,2 Гкал/ч.

      9. Рассчитывается часовой расход тепла на разогрев и транспортировку мазута:

     

= 26,4 + 28,8 + 7,2 = 62,4 Гкал/ч.

      10. Рассчитываются часовые расходы пара, на мазутное хозяйство и приемно-сливное устройство без учета расхода тепла при транспортировке пара по трубопроводам:

     

= 62,4 : (0,7 – 0,14) = 111,4 т/ч;

     

= 84,4 : 0,7 = 120,6 т/ч;

     

= 111,4 + 120,6 = 232,0 т/ч.

      11. Рассчитывается часовой расход тепла в окружающую среду при транспортировке пара:

     

= 6,6 10-6 232,0 6000 = 9,2 Гкал/ч.

      12. Уточняется количество пара

на мазутное хозяйство за 1 ч с учетом расхода тепла в окружающую среду при транспортировке пара:

     

= 232,0 + 9,2 : (0,7 - 0,14) = 248,4 т/ч (в том числе на ПСУ-120,5 т/ч).

  Приложение 5
  к Методике расчета норм расхода пара
и конденсата на собственные нужды
энергоблоков тепловых электростанций

      Таблица 1. Часовой расход тепла (qc), Гкал/ч

Тип тепляка

Часовой расход тепла (qc), Гкал/ч

Затраты электрической мощности (Nс), кВт

Конвективный (тепло к вагонам передается принудительной циркуляцией воздуха, нагретого в паровых калориферах). Типовой проект 1964 г.

0,652 - 0,0130 (tв + 1)

80

Комбинированный (тепло к вагонам передается излучением от нагретых паром экранов принудительной циркуляцией нагретого воздуха)

Модернизированный (конвективный с боковыми экранами)

0,721- 0,0130 (tв + 1)

80

Типовой проект 1973г.

0,776 -0,0130 (tв + 1)

10

Типовой проект 1979г.

0,858 -0,0116 ((tв + 1)

45

Радиационный (тепло к вагонам передается излучением от нагретых паром экранов)

Типовой проект 1980г.

0,707- 0,0083 (tв + 1)

-

Типовой проект 1982г.

0,749 - 0,0088 (tв + 1)

-

  Приложение 6
к Методике расчета норм расхода пара
и конденсата на собственные нужды
энергоблоков тепловых электростанций

Рекомендуемые формы представления графических зависимостей составляющих расхода тепла на собственные нужды подгруппы оборудования и технологических потерь тепла, связанных с его отпуском

     


      Рисунок 1. Расход тепла на мазутное хозяйство

      а – предельное время слива мазута из цистерн, б – температура мазута в цистерне, в – расход тепла на прогрев приемно-сливного устройства при нахождении его в резерве, г – часовой расход тепла на хранение мазута и на охлаждение в трубопроводах, д – часовой расход тепла на нагрев мазута, сжигаемого в котлах.

     


      Рисунок 2. Часовой расход тепла на отопление:

      а – котельного (турбинного) отделения;

      б – других производственных помещений.

     


      Рисунок 3. Часовой расход тепла на вентиляцию котельного (турбинного) отделения.

     


      Рисунок 4. Часовой расход тепла на размораживание одной ставки вагонов с топливом.

     


      Рисунок 5. Часовые потери при подготовке химически очищенной и обессоленной воды.

     


      Рисунок 6. Часовые технологические потери тепла, связанные с его отпуском.

  Приложение 4
к приказу Министра энергетики
Республики Казахстан
от 6 января 2017 года
№ 2

Методика расчета норм расхода электроэнергии на собственные нужды подстанции напряжением 35-500 киловольт

Глава 1. Общие положения

      1. Настоящая Методика расчета норм расхода электроэнергии на собственные нужды подстанции напряжением 35-500 киловольт (далее – Методика) разработана в соответствии с подпунктом 70-14) статьи 5 Закона Республики Казахстан "Об электроэнергетике".

      Сноска. Пункт 1 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      2. В настоящей Методике применяются следующие основные понятия и определения:

      1) собственные нужды подстанции – расчетная величина потребления электрической энергии оборудованием одной подстанции за определенный период времени;

      2) норма расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций – плановый показатель потребления электрической энергии за определенный период времени;

      Иные понятия и определения, используемые в настоящей Методике, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области электроэнергетики.

Глава 2. Область применения

      3. В процессе эксплуатации электроустановок в электрических сетях осуществляется поддержание расхода энергии в пределах норм потребления электрической энергии на собственные нужды.

      4. Целью нормирования расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций является упорядочение системы его учета, контроля и планирования, осуществление режима экономии и рационального расходования электроэнергии электроприемниками собственных нужд.

      5. В основу нормирования положен расчетно-аналитический метод, предусматривающий определение норм расхода электроэнергии расчетным путем по статьям расхода.

      6. Представленные в настоящей Методике нормы расхода электроэнергии на собственные нужды даны для подстанций 35-500 кВ и ориентированы на выполнение следующих условий:

      1) нормальное, технически исправное функционирование оборудования;

      2) применение передовых методов эксплуатации оборудования;

      3) систематическое проведение организационно-технических мероприятий по экономии электрической энергии (своевременная замена устаревшего оборудования, применение автоматики и тому подобное).

Глава 3. Состав электроприемников собственных нужд подстанции

      7. К электроприемникам собственных нужд подстанций относят электроприемники, обеспечивающие функционирование оборудования подстанций в технологическом процессе преобразования и распределения электрической энергии.

      В номенклатуру собственных нужд подстанций входит потребление электроэнергии на следующие цели:

      1) охлаждение трансформаторов, автотрансформаторов и реакторов;

      2) обогрев, освещение и вентиляция помещений (общеподистанционный пункт управления (далее – ОПУ), закрытое распределительное устройство (далее – ЗРУ), оперативно-выездная бригада (далее – ОВБ), аккумуляторной, компрессорной, насосной пожаротушения, здания вспомогательных устройств синхронных компенсаторов, проходной и камер задвижек);

      3) освещение территории;

      4) зарядно-подзарядные устройства аккумуляторных батарей;

      5) оперативные цепи и цепи управления (на подстанциях с переменным оперативным током);

      6) обогрев ячеек комплектно-распределительного устройства наружной установки (далее – КРУН) (с аппаратурой релейной защиты (далее – РЗ) и автоматики, счетчиками или выключателями) и релейных шкафов наружной установки;

      7) обогрев приводов и баков масляных выключателей;

      8) обогрев, шкафов управления и приводов вакуумных и элегазовых выключателей;

      9) обогрев приводов отделителей и короткозамыкателей;

      10) обогрев приводов и маслобаков переключающих устройств регулирования под нагрузкой (далее – РПН);

      11) обогрев электродвигательных приводов разъединителей;

      12) обогрев электросчетчиков в неотапливаемых помещениях;

      13) обогрев агрегатных шкафов и шкафов управления воздушных выключателей;

      14) электродвигатели компрессоров;

      15) обогрев воздухосборников;

      16) вспомогательные устройства синхронных компенсаторов (маслонасосы, циркуляционные насосы, дренажные насосы, задвижки, автоматика);

      17) электропитание аппаратуры связи и телемеханики;

      18) небольшие по объему ремонтные работы, выполняемые в процессе эксплуатации;

      19) прочие: дренажные насосы, устройства РПН, дистилляторы, мелкие станки, приспособления и тому подобное.

      8. К собственным нуждам подстанций относятся также электроприемники, наличие которых обусловлено спецификой эксплуатации оборудования подстанций: кондиционирование помещения щита управления (жаркая климатическая зона), обогрев дорожек к оборудованию на открытой части подстанции (в районах с обильными снегопадами) и тому подобное.

      9. В состав электроприемников собственных нужд подстанций не включаются электроприемники, входящие в состав хозяйственных нужд подстанций.

Глава 4. Расчет норм расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций

      10. Расчет годовой нормы расхода электроэнергии на собственные нужды подстанции производится суммированием годовых норм расхода электроэнергии отдельными электроприемниками.

      Рекомендуемые нормы расхода электроэнергии отдельными электроприемниками, согласно таблицам 17 приложения 1 к настоящей Методике.

      11. Представленные в настоящей методике нормы даны для умеренно теплого климатического района, если иное не оговорено в таблицах. Для других климатических районов с учетом принадлежности к ним территорий энергосистем, вводится корректировка расхода электроэнергии на обогрев оборудования и помещений в соответствии с температурными коэффициентами (таблица 8 приложения 1 к настоящей Методике).

      12. Для месячного и квартального нормирования согласно таблице 9 приложения 1 к настоящей Методике дается ориентировочное распределение расхода электроэнергии на собственные нужды в процентах от годового нормирования.

      13. В приложении 2 к настоящей Методике представлены рекомендуемые примеры расчета норм расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций. Нормы расхода по каждой позиции определялись по выражению:

      W=w0KедKt ,

      где w0 – норма расхода электроэнергии на единицу (группу) оборудования или в целом по подстанции согласно таблицам 17 приложения 1 к настоящей Методике;

      Kед – количество единиц оборудования;

      Kt – температурный коэффициент (таблица 8 приложения 1 к настоящей Методике).

      14. Нормирование расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций производится электросетевыми организациями и контролируется соответствующими подразделениями организации.

      Корректирование расчетной величины нормы расхода в соответствии с конкретными условиями эксплуатации оборудования подстанций допускается по согласованию с руководством ремонтно-эскплуатационного управления при представлении соответствующего обоснования.

      15. Все средства измерений, зарегистрированные в Реестре государственной системы обеспечения единства измерений Республики Казахстан, указанные в настоящих Методиках подлежат испытаниям в целях утверждения типа или метрологической аттестации и последующей поверке.

      Сноска. Методика дополнена пунктом 15 в соответствии с приказом Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

  Приложение 1
к Методике расчета норм расхода
электроэнергии на собственные нужды
подстанции напряжением 35-500 киловольт

Нормы расхода электроэнергии

      В приложении перечислено оборудование, проверенное практикой с общепринятыми данными. Для другого типа электрического оборудования, не вошедшего в состав перечисленного в настоящей Методике и в том числе зарубежных производителей оборудования, рекомендуется применять в соответствии с инструкциями по эксплуатации и техническими паспортами на это оборудование заводов изготовителей.

      Таблица 1. Нормы расхода электроэнергии токоприемниками собственных нужд на единицу оборудования подстанции, тыс. кВтч/год (для умеренно теплого климатического района)

№ п.п.

Наименование электроприемников СН

Наименование единицы оборудования

Напряжение подстанции, кВ

35

110-150/
/6-10

110-150/
/35/
/6-10

220

330

500

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1.

Обдув и охлаждение трансформаторов, автотрансформаторов и реакторов

Трансформатор, АТ типа Д, ДЦ, Ц, Реактор, Р типа Д и ДЦ

Таблица 2

2.

Обогрев ОПУ, релейных щитов

Подстанция

12,6

18,4

Таблица 3

3.

Вентиляция и освещение ОПУ

-

1,7

1,8

4.

Обогрев помещения ОВБ, камер задвижек

-

7,0

11,0

18,0

-

5.

Обогрев ЗРУ

-

4

6.

Наружное освещение

-

0.4

1,5

3,0

6,0

12,0

24,0

7.

Зарядно-подзарядные устройства

-"-

3,3

6,0

16,5

44,1

132,8

132,8

8.

Вентиляция аккумуляторной

-

1,5

2,8

4,2

8,4

8,4

8,4

9.

Оперативные цепи и цепи управления (на подстанциях с переменным оперативным током)

-

2,3

4,5

13,2

-

10.

Обогрев приводов отделителей и короткозамыкателей

ОД, КЗ

1,1

1,8

-

11.

Обогрев ячеек КРУН и релейных шкафов наружной установки, обогрев электросчетчиков в неотапливаемых помещениях

Ячейка КРУН, шкаф, эл.счетчик

Таблица 4

12.

Обогрев выключателей (масляных, вакуумных, воздушных, элегазовых)

1 выключ.

Таблица 5

13.

Электродвигатели компрессоров

1 выключ.

Таблица 6

14.

Обогрев компрессорной

Подстанция

<= 3 компрессоров -- 12,0;
>= 4 компрессоров - 15,0

15.

Вентиляция компрессорной

-

<= 3 компрессоров - 3,0;
>= 4 компрессоров - 3.5

16.

Пневматический привод масляных выключателей

1 выключ. с пневм.пр.

2,4

3,5

-

17.

Обогрев воздухосборников

Подстанция

-

1,3

2,0

2,7

2,7

18.

Обогрев электродвигательных приводов разъединителей

1 разъединитель

1,4

19.

Обогрев насосной пожаротушения

Подстанция

-

14,4

16

20.

Вспомогательные устройства синхронных компенсаторов

с.к.

Таблица 7

21.

Отопление здания вспомогательных устройств с.к.

Подстанция с с.к. типа КС

39,0

Подстанция с с.к. типа КСВ

54,0

22.

Аппаратура связи и телемеханики, обогрев оборудования спутниковой связи

Подстанция

1,9

4,8

8,7

26,2

43,8

52,5

23.

Прочие (небольшой ремонт, устройства РПН, дистилляторы, вентиляция ЗРУ, кондиционирование помещений, обогрев оборудования спутниковой связи, обогрев и освещение проходной, компрессорной, насосной)

-

2,2

2,2

3,3

7,1

7,4

7,4

      Таблица 2. Нормы расхода электроэнергии на обдув и охлаждение трансформаторов и автотрансформаторов типа Д, Ц, ДЦ, реакторов, тыс.кВтч/год

кВ

Тип и мощность трансформатора, реактора

Расход

кВ

Тип и мощность трансформатора, реактора

Расход


35

ТД-10000
ТД-16000
ТДНС-10000
ТДНС-16000
ТРДН-25000
ТРДН-40000
ТРДНС-25000
ТРДНС-32000
ТРДНС-40000
ТРДНС-63000
ТДЦ-80000

8,8
11,0
8,8
11,0
13,1
21,9
11,0
13,1
17,5
21,9
136,0

150

ТДН-16000
ТДТН-25000
ТДТН-63000
ТРДН-32000
ТДЦГ-125000

6,6
13,1
24,1
11,0
244,4


220

ТДТНГ-20000
ТДТНГ-40000
ТДТН-25000
ТРДН-32000
ТРДНГ-32000
ТРДЦН-63000
ТДЦ-200000
ТДЦ-250000
ТДЦ-400000
АТДТН-30000 АТДЦТНГ-63000 АТДЦТН-125000 АТДЦТН-200000

13,1
30,7
8,8
15,3
21,9
131,4
336,3
432,4
576,6
19,7
131,4
192,2
240,2


110

ТДН-10000
ТДН-15000
ТДН-16000
ТДН-31500
ТДТН-10000
ТДТН-16000
ТДТН-16000/110/66 ТДТН-20000
ТДТН-25000
ТДТН-40000
ТДТН-40000/110/67 ТДТН-63000
ТДТН-80000
ТРДН-25000
ТРДН-32000
ТРДН-40000
ТРДЦН-63000
ТДЦ-125000
ТДЦ-200000
ТДЦ-400000

8,8
13,1
8,8
21,9
8,8
11,0
13,1
14,0
15,3
17,3
21,9
30,7
32,9
13,1
15,3
15,3
117,8
323,9
323,9
555,3


330

АТДЦТН-200000
ОДЦ-150000
ТДЦ-125000
ТДЦ-400000

432,4
192,2
192,2
480,5


500

АОДЦТН-167000 АОДЦТН-267000
ОЦ-417000
ТДЦ-206000
 " - 400000
ТЦ-206000
 

193,3
241,6
221,0
391,1
250,3
110,9


      Примечания: 1. Нормы даны для средней загрузки трансформаторов, равной 70% номинальной. При загрузке, отличающейся от указанной, производится пропорциональный пересчет. 2. Для трансформаторов и автотрансформаторов, не вошедших в таблицу, норма расхода электроэнергии определяется, исходя из мощности охлаждающих устройств и времени их работы, принимаемой равной 4380 часов для трансформаторов с обдувом и времени работы трансформаторов при системах охлаждения ДЦ, Ц.

      Таблица 3. Нормы расхода электроэнергии на обогрев, вентиляцию и освещение помещений ОПУ и релейных щитов, тыс. кВтч/год (для умеренно теплого климатического района)

Тип ОПУ, РЩ
(размер)

Расход электроэнергии

Обогрев

Вентиляция

Освещение

Общий

I (12м х 42м)

63

2,9

5,8

71,7

II (12м х 36м)

54,7

2,9

5,8

63,4

III (12м х 24м)

38,2

1,9

1,0

41,1

IV (12м х 18м)

26,2

1,9

1,0

29,1

V

150,7

4,8

8

163,5

VI (12м х 48м)

72,0

5,8

5,8

83,6

VIII

-

16,8

8

24,8

      Примечание. Для ОПУ, не указанных в таблице, расход электроэнергии на обогрев пересчитывается с учетом площади реального ОПУ, взяв за основу ОПУ I.

      Таблица 4. Нормы расхода электроэнергии на обогрев ячеек КРУН, релейных шкафов наружной установки, электросчетчиков, тыс.кВтч/год

Климатический район

Тип

К-34,К-30 К-36

К-37, К-У1У и другие

Ячейка с аппаратурой РЗ м автоматики, счетчиками, выключателем

Ячейка с аппаратурой РЗ и автоматики

Ячейка со счетчиками*

Ячейка с выключателем

Очень холодный

2,0

0,9

1,5

3,3

Холодный

1,2

0,4

0,6

1,7

Умеренно холодный

1,2

0,45

0,7

1,8

Умеренно холодный

0,7

0,2

0,35

1,0

Умеренно теплый

0,3

0,1

0,2

0,6

Умеренно теплый влажный

0,7

0,2

0,35

1,0

Теплый влажный

0,3

0,1

0,2

0,5

Жаркий сухой

-

-

-

-

Жаркий умеренно

0,35

0,175

0,26

0,6

Очень жаркий

0,4

0,2

0,3

0,6

      * По тем же нормам рассчитывается обогрев электросчетчиков в неотапливаемых помещениях.

      Таблица 5. Нормы расхода электроэнергии на обогрев механизмов приводов масляных выключателей, баков масляных, вакуумных и элегазовых выключателей и шкафов воздушных выключателей (на 3 полюса), тыс.кВтч/год

Напряжение, кВ

Тип выключателя

Климатический район

Очень холодный

Холодный

Умеренно холодный

Умеренно холодный влажный

Умеренно теплый

Умеренно теплый влажный

Теплый влажный

Жаркий сухой

Жаркий умеренно влажный

Очень жаркий сухой

35

ВВН-35-2

13,4

11,5

9,9

9,0

6,6

9,0

5,8

4,3

2,7

3,8

ВВУ-35-40/2000/3200/У1

11,1

9,4

8,1

7,3

5,4

7,4

4,8

4,0

2,2

3,1

ВВУ-35-40/2000/3200/ХЛ

14,0

9,8

ВМК-35...

7,9

3,5

0,45

0,3

0,01

0,1

-

0,005

-

-

МКП-.., С-35-3200,
У-…

14

6,3

0,8

0,6

0,02

0,2

-

0,01

-

-

ВТ- ..., ВТД-...

9,2

4,0

0,5

0,4

0,01

0,1

-

0,006

-

-

С-35-6300...

9,5

4,2

ВП - …

2,6

1,2

0,15

0,1

0,004

0,03

-

-

-

-

110

ВВБМ -...

11,1

9,4

8,1

7,3

5,4

7,4

4,8

4,0

2,2

3,1

ВВУ - ... ,ВВБ-...

10,3

9,3

ВВН-110У..., ВВШ-...

12,6

11,4

9,9

9,0

6,6

9,0

5,8

4,9

2,7

3,8
 

ВВН-110 Б...

16,7

11,4

МКП-110

62,4

19,5

2,2

1,4

0,06

0,5

-

0,02

-

-

У-110-2000-50

51,6

18,2

МКП-110М

47,4

17,1

2,1

1,4

0,05

0,4

-

0,02

-

-

У-110-2000-40 У1

49,4

17,4

220

У-110-8, МКП-ПО Си

71,5

22,9

3,0

2,0

0,08

0,6

-

0,03

-

-

ВВБ-220-...

11,1

9,4

8,1

7,3

5,4

7,4

4,8

4,0

2,2

3,1

ВВБ-220 А -...

14,7

9,9

ВВБ-220У- ..,
ВВУ-200-…

29,4

19,8

16,2

14,6

10,7

14,8

9,5

8,0

4,5

6,2

ВВД-220-...

12,7

9,2

7,6

6,9

5,1

7,0

4,5

3,8

2,1

2,9

ВВН-220У-...

12,6

11,4'

9,9

9,0

6,6

9,0

5,8

4,9

2,7

3,8

ВВН-220-...

16,7

11,4









У-200-1000/ ...
У-220-3200

169,4

65,5

8,1

5,4

0,2

1,7

-

0,09

-

-

У-220-10

201,0

64,4

8,3

5,6

0,2

1,8

-

0,09

-

-

У-220-2000-..

179,4

78,5

10,2

7,0

0,3

2,2

-

0,1

-

-

330

ВВН-330-..

12,6

11,4

9,9

9,0

6,6

9,0

5,8

4,9

2,7

3,8

ВВ-330Б

17,2

15,5

13,4

12,2

8,9

12,3

'7,9

6,7

3,7

5,2

ВВД-330Б- ...
ВВБ-330-   -У1

29,2

23,7

20,2

18,3

13,4

18,5

11,9

10,1

5,6

7,8

ВВБ-330Б-... –ХЛ1

35,0

24,5

ВНВ-330-...,
ВНВ-330Б-...

20,7

18,6

16,1

14,6

10,7

14,8

9,5

8,0

4,5

6,2

500

ВВ-500Б

17,2

15,5

13,4

12,2

8,9

12,3

7,9

6,7

3,7

5,2

ВВБ-500, ВВБ-500-…-У1

36,7

30,5

26,0

23,6

17З

23,8

15,3

13,0

7,2

10,0

ВВБ-500А-..,ВВБ-500-...- ХЛ

45,7

31,9

26,3

23,8

17,4

24,0

15,4

13,1

7,3

10,1

ВВМ-500Б-...

23,6

19,0

16,2

14,6

10,7

14,8

9,5

8,0

4,5

6,2

ВНВ-500 У1

20,7

18,6

16,1

ВНВ-500 ХЛ

27,5

19,5

16,2'

ВНВ-500

13,1

8,8

7,2

6,5

4,8

6,6

4,2

3,6

2,0

2,8

      Таблица 6. Нормы расхода электроэнергии на электродвигатели компрессоров на один воздушный выключатель, тыс.кВтч/год

Напряжение, кВ

Тип выключателя

Расход

35

ВВУ-35

4,5

110

ВВБ-110
ВВН-110, ВВШ-110,
ВВУ-110

4,5
11,0

220

ВНВ-220
ВВБ-220, ВВД-220
ВВУ-220, ВВН-220

8,2
9,0
18,0

330

ВНВ-330
ВВБ-330, ВВД-330
ВВН-330
ВВ-330

15,75
24,0
26,0
49,5

500

ВНВ-500
ВВБ-500, ВВД-500
ВВ-500, ВВМ-500
(ВВ-500-2000/20)

15,75
30,6
50,9
(76,4)

      Примечание. Расход электроэнергии на электродвигатели компрессоров на одну подстанцию не менее 20 тыс.кВтч/год, независимо от числа воздушных выключателей.

      Таблица 7. Нормы расхода электроэнергии на вспомогательные устройства синхронных компенсаторов, тыс.кВтч/год

Тип синхронного компенсатора

Расход

Тип синхронного компенсатора

Расход

КС-10000
КС-15000
КС-16000
КС-25000

60
80
86
123

КС-32000
КСВ-50000
КСВ-100000
КСВ-160000

120
187
317
411

      Примечание. Расход электроэнергии определен исходя из среднего времени работы синхронного компенсатора - 5000 часов в год. При отличии времени работы от указанного делать перерасчет, при этом расход пропорционален времени работы синхронного компенсатора.

      Таблица 8. Температурные коэффициенты

Климатический район

Температурные коэффициенты

Обогрев оборудования

Обогрев

помещений

Очень холодный

Холодный

Умеренно холодный

Умеренно холодный влажный

Умеренно теплый

Умеренно теплый влажный

Теплый влажный

Жаркий сухой

Жаркий умеренно влажный

Очень жаркий сухой

1,9

1,7

1,5

1,4

1,0

1.4

0,3

0,7

0,3

0,3

1,7

1,5

1,25

1,2

1,0

1,2

0,5

0,8

0,4

0,5

      Таблица 9. Помесячное распределение годовых норм расхода электроэнергии токоприемниками собственных нужд подстанций, %

Наименование электро-приемников 1СН

Климатический район

I

II

III

IV

V

VI

VII

VIII

IX

X

XI

XII

Обогрев оборудования (приводов выключателей, разъединителей, РПН, ячеек КРУН, воздухосборников

Очень холодный

13.5

12,2

13,5

10,0

1,8

-

-

-

9,0

13,5

13,0

13,5

Холодный

15,0

13,6

15,0

7,8

-

-

-

-

4,0

15,0

14,6

15,0

Умеренно холодный

17,1

15,4

15,0

2,0

-

-

-

-

0,9

16,0

16,5

17,1

Умеренно холодный влажный

18,3

16,5

17,0

1,3

-

-

-

-

-

10,9

17,7

18,3

Умеренно теплый

25,6

23,0

1,0

-

-

-

-

-

-

0,8

24,0

25,6

Умеренно теплый влажный

18,3

16,5

17,0

1,3

-

-

-

-

-

10,9

17,7

18,3

Теплый влажный

43,0

7,0

-

-

-

-

-

-

-

-

7,0

43,0

Жаркий сухой

34,0

16,0

-

-

-

-

-

-

-

-

16,0

34,0

Обогрев помещений

Очень холодный

11,2

10,1

11,2

10,8

11,1

0,8

-

0,8

10.8

11,2

10,8

11,2

Холодный

12,7

11,5

12,7

12,3

6,5

-

-

-

6,6

12,7

12,3

12,7

Умеренно холодный

15,2

13,7

15,2

13,0

-

-

-

-

-

13,0

14,7

15,2

Умеренно холодный влажный

15,9

14,3

15,9

11,3

-

-

-

-

-

11,3

15,4

15,9

Умеренно теплый

19,0

17,2

19,0

3,7

-

-

-

-

-

3,7

18,4

19,0

Умеренно теплый влажный

15,9

14,3

15,9

11,3

-

-

-

-

-

11,3

15.4

15,9

Теплый влажный

36,0

14,0

-

-

-

-

-

-

-

-

14,0

36,0

Жаркий сухой

23,8

21,5

4,0

-

-

-

-

-

-

3,9

23,0

23,8

Внутреннее и наружное освещение

12,0

11,0

10,0

7,0

5,0

5,0

5,0

5,0

6,0

10,0

12,0

12,0

      По остальным электроприемникам норма расхода электроэнергии в течение года распределяется равномерно.

  Приложение 2
к Методике расчета норм расхода
электроэнергии на собственные нужды
подстанции напряжением 35-500 киловольт

Рекомендуемые примеры расчета норм расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций

      Пример 1.

      Подстанция 35 кВ. Климатический район - умеренно холодный.

      Оборудование:

      Трансформаторы 2хТМ-3200

      Выключатели 4хВТ-35

      КРУН   6 ячеек

      Расчет:

Обогрев ОПУ

12,6 тыс. кВтч/год х 1,25(таблица 8) = 15,75 тыс. кВтч/год

Вентиляция и освещение ОПУ

  1,7 тыс. кВтч/год

Наружное освещение

0,4 тыс. кВтч/год

Зарядно-подзарядные устройства

3,3 тыс. кВтч/год

Вентиляция аккумуляторной

1,5 тыс. кВтч/год

Обогрев КРУН

1,2 тыс. кВтч/год х 6(количество ячеек) = 7,2 тыс. кВтч/год

Обогрев выключателей 35 кВ

0,5 тыс. кВтч/год х4(количество выключателей)=2,0 тыс. кВтч/год

Аппаратура связи и телемеханики

1,9 тыс. кВтч/год

Прочие

2,2 тыс. кВтч/год

      ________________________________________

      И т о г о ...                                          35,95

      Норма расхода электроэнергии на собственные нужды подстанции: 35,95 тыс.кВтч/год.

      Пример 2.

      Подстанция 35 кВ. Климатический район - умеренно теплый.

      Оборудование:

      Трансформаторы 2хТМ-6300

      Отделители, короткозамыкатели - 4 шт.

      КРУН - 12 ячеек

      Оперативный ток - переменный

      Расчет:

Обогрев ОПУ

12,6 тыс. кВтч/год

Вентиляция и освещение ОПУ

1,7 тыс. кВтч/год

Наружное освещение

0,4 тыс. кВтч/год

Оперативные цепи и цепи управления

2,3 тыс. кВтч/год

Обогрев приводов отделителей и короткозамыкателей

1,1 тыс. кВтч/год х4(количество)= 4,4 тыс. кВтч/год

Обогрев ячеек КРУН

0,3 тыс. кВтч/год х12(количество)=3,6 тыс. кВтч/год

Аппаратура связи и телемеханики

1,9 тыс. кВтч/год

Прочие

2,2 тыс. кВтч/год

      ________________________________________________________________

      И т о г о                                     29,1 тыс. кВтч/год

      Норма расхода электроэнергии на собственные нужды подстанции 29,1 тыс.кВтч/год.

  Приложение 5
к приказу Министра энергетики
Республики Казахстан
от 6 января 2017 года
№ 2

Методика расчета норм расхода тепла на технологические нужды водоподготовительных установок тепловых электростанций

Глава 1. Общие положения

      1. Настоящая Методика расчета норм расхода тепла на технологические нужды водоподготовительных установок тепловых электростанций (далее – Методика) разработана в соответствии с подпунктом 70-14) статьи 5 Закона Республики Казахстан "Об электроэнергетике".

      Сноска. Пункт 1 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      2. В настоящей Методике используются следующие основные понятия и определения:

      1) предочистка воды - удаление или снижение содержания в воде взвешенных и органических веществ, полного удаления свободной углекислоты, магния, бикарбонатного иона и кремниевой кислоты путем коагуляции, известкования, отстаивания и от фильтрования выпавшего осадка;

      2) ионитная часть водоподготовительных установок (далее - ВПУ) - оборудование промышленной очистки воды путем ионного обмена, сорбции, осветления;

      3) натрий катионирование - способ умягчения воды;

      4) сульфоуголь - полуфункциональный сильнокислый катион, содержит в качестве ионогенных групп сульфогруппы, способные к обмену ионами с электролитами.

Глава 2. Область применения

      3. В процессе эксплуатации для определения нормативного и фактического расхода тепла на технологические нужды ВПУ тепловых электростанций рекомендуется осуществлять внутренний контроль норм расхода тепла на технологические нужды.

      4. При подготовке добавочной воды энергетических котлов и тепловых сетей в подавляющем большинстве случаев требуется подогрев исходной (сырой) воды. Основная доля подогретой и обработанной на ВПУ воды направляется в турбинный цех и тепло этой воды используется в цикле электростанции. Часть воды расходуется на нужды ВПУ и безвозвратно теряется.

      5. Основная потеря тепла на ВПУ - потеря тепла с водой собственных нужд. Остальные потери тепла (за счет охлаждения воды при подаче ее из турбинного цеха на ВПУ, из ВПУ в турбинный цех, при прохождении по тракту ВПУ) незначительны и не нормируются.

      6. Расход воды на собственные нужды ВПУ, м3 согласно нормативному документу в области электроэнергетики:

      Gch = Gucx — GВПУ                                                            (1)

      где Gucx - количество исходной воды, поступившей на ВПУ, м3;

      GВПУ - количество полезно использованной (для восполнения внутристанционных потерь пара, питательной воды и конденсата, невозвращенного конденсата от потребителей пара, утечек сетевой воды) очищенной воды, м3.

      7. Общий расход воды на собственные нужды ВПУ равен сумме соответствующих расходов на каждую ступень очистки воды GChi согласно нормативному документу в области электроэнергетики:

     

                                                            (2)

      где k - число ступеней очистки воды, включая предочистку.

      8. Под нормативным расходом тепла на технологические нужды ВПУ понимается минимально необходимый расход тепла на конкретную установку.

      9. Для определения расхода тепла на технологические нужды ВПУ обеспечивается учет количества и температуры исходной воды, поступающей из водоисточника, температуры подогретой воды перед ВПУ и количества обработанной на ВПУ воды, поступившей для восполнения пароводяных потерь электростанций, потребителей пара и тепловой сети.

Глава 3. Нормативный расход воды на собственные нужды водоподготовительной установки

      10. Нормативный расход воды на собственные нужды ВПУ (

) зависит от качества исходной воды, технологической схемы ВПУ, ее производительности, применяемых ионообменных материалов и температуры исходной воды и определяется по приведенным ниже формулам.

      11. Для установки, работающей по схеме "известкование-подкисление"

определяется как:

     

.                                                             (3)

      12. Для установок с предварительной очисткой воды и ионированием по параллельной схеме согласно нормативному документу в области электроэнергетики, определяется:

     

,                                                (4)

      где

- нормативный расход на собственные нужды ионитной части ВПУ, м3;

     

- нормативное значение доли воды, расходуемой на продувку осветлителей и взрыхление механических фильтров, равное примерно 5,5% производительности ВПУ, уточняется по результатам наладочных работ на предочистке по формуле (5):

     

,                                                       (5)

      где Gnp - количество осветленной воды за предочисткой, м3;

      Gucx - количество исходной воды, поступившей на предочистку, м3.

      13. Для ионитной части ВПУ с одноступенчатым натрий-катионированием, двухступенчатым натрий - катионированием, параллельным водород-натрий-катионированием, двухступенчатым прямоточным химическим обессоливанием значение

определяется по формуле согласно нормативному документу в области электроэнергетики:

     

                                                      (6)

      где l - число ступеней очистки в ионитной части ВПУ;

     

- нормативный удельный расход воды на одну регенерацию ионита согласно таблице 1 приложения к настоящей Методике;

     

- объем ионита в каждом "р" из "m" фильтров ступени очистки, м3;

- число регенераций за отчетный период каждого "р" из "m" фильтров ступени очистки.

      14. Для ионитной части ВПУ с противоточным Н-ОН-ионированием по блочной схеме значение (

) определяется по формуле:

     

,                               (7)

      где

- нормативный удельный расход воды на одну регенерацию анионита и катионита согласно таблицы 1 приложения к настоящей Методике;

     

- нормативный удельный расход воды на домывку блока фильтров, согласно таблицы 1 приложения к настоящей Методике;

      VA и VH - объем анионита и катионита в фильтре блока, м3;

     

- число регенераций блока фильтров за отчетный период.

      15. Для установки полного химического обессоливания по схеме "цепочка" с предочисткой применяется формула:

     

,                                           (8)

      где

- нормативное значение доли воды, расходуемой на СН ионитной части "цепочки" ВПУ, определяемое в зависимости от суммы анионов (Cl+SO4) в исходной воде по графику согласно рисунку 1 приложения к настоящей Методике.

      16. Для установки термического обессоливания с предварительным двухступенчатым натрий-катионированием и предочисткой определяется по формуле:

     

                        (9)

      где

- определяется по формуле (6);

     

- нормативный коэффициент упаривания воды в испарителе.

      17. Значение

определяется исходя из условия практического отсутствия солей в дистилляте по формуле:

     

                                                      (10)

      где

- солесодержание концентрата испарителя, мг/л (практически на действующих испарителях

50 – 103 мг/л);

      Sucn - солесодержание воды, поступающей в испаритель, мг/л.

      18. Солесодержание поступающей в испаритель воды определяется по формуле:

     

,                   (11)

      где Snp - солесодержание воды после предочистки, мг/л;

      Сапр и Mgnp - содержание кальция и магния в воде после предочистки, мкг-экв/л;

      23, 12, 20 - относительная молекулярная масса соответственно Na, Mg, Ca (приближенно) согласно нормативному документу в области электроэнергетики.

Глава 4. Расход тепла на технологические нужды водоподготовительной установки

      19. Нормативный расход тепла на технологические нужды ВПУ

ГДж(Гкал) за рассчитываемый период (1 месяц, 1 год) определяется по формуле:

     

                                                (12)

      где С - удельная теплоемкость воды, принятая равной 4,19 кДж/(кг

°С) (1 ккал/(кг

°С));

      d - плотность воды, принятая равной 1 кг/дм3;

     

- нормативная (предельная) температура подогретой воды на входе в ВПУ, °С, согласно таблице 2 приложения к настоящей Методике;

     

- фактическая температура исходной воды, °С.

      20. Фактический расход тепла на технологические нужды ВПУ

за отчетный период определяется по формуле:

     

,                                    (13)

      где

- фактический расход исходной воды, м3;

     

- фактическая температура подогретой воды на входе в ВПУ, °С согласно нормативному документу в области электроэнергетики.

  Приложение
к Методике расчета норм расхода тепла
на технологические нужды
водоподготовительных установок
тепловых электростанций

      Таблица 1. Удельный расход воды на одну регенерацию ионита

Тип ионита

Удельный расход воды на одну регенерацию ионита

Обозначение



Сульфоутоль в Na-форме для фильтров 1 -й ступени КУ-2 в Na-форме для фильтров 1-й ступени
 

qNa1

4,7
7,7

Сульфоуголь в Na-форме для фильтров 2-й ступени КУ-2 в Na-форме для фильтров 2-й ступени
 

qNa2

6,5
9,1

Сульфоуголь в Н-форме для фильтров 1 -й ступени КУ-2 в Н-форме для фильтров 1-й ступени
 

qH1

6,5
10,5

Сульфоуголь в Н-форме для фильтров 2-й ступени КУ-2 в Н-форме для фильтров 2-й ступени
 

qH2

11,1
13,0

КУ-2 для противоточных фильтров
 

qH

5,0

Слабоосновные аниониты типа АН-31 в ОН-форме:
-при отсутствии повторного использования щелочных вод на регенерацию
-при регенерации анионита АН-31 щелочными водами от анионитных фильтров 2-й ступени
 

QA1

 
21,8
 
20,0

-Сильноосновные аниониты типа АВ-17-8 в ОН-форме для прямоточных фильтров
-То же для противоточных фильтров

qA2
qA

 
14,5
10,0

КУ-2 и АВ-17-8 для блока противоточных фильтров

QH-A

5-10

      *Для взрыхления ионитов во всех фильтрах используется часть отмывочной воды от предыдущей регенерации согласно подпункту 2) пункта 4 настоящей Методики.

     


      Рисунок 1. График определения нормативного значения доли воды, расходуемой на собственные нужды ионитной части "цепочки" ВПУ

      Таблица 2. Нормативная (предельная) температура подогретой воды на входе в ВПУ

Предварительная очистка воды,
тип

Предельная температура подогрева воды, °С

1

2

Водоподготовительная установка без предочистки

20

Коагуляция в осветлителе

25…30

Известкование с коагуляцией в осветлителе

30

Магнезиальное обескремнивание в осветлителе

40

  Приложение 6
к приказу Министра энергетики
Республики Казахстан
от 6 января 2017 года
№ 2

Методика расчета норм расхода материалов и изделий на ремонт подстанций
напряжением до 220 киловольт

Глава 1. Общие положения

      1. Настоящая Методика расчета норм расхода материалов и изделий на ремонт подстанций напряжением до 220 киловольт (далее – Методика) разработана в соответствии с подпунктом 70-14) статьи 5 Закона Республики Казахстан "Об электроэнергетике".

      Сноска. Пункт 1 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      2. Нормы расхода материалов и изделий предназначены для формирования технической базы энергопредприятия на основе составления обоснованных заявок на материалы и изделия и их распределения между структурными подразделениями организации.

      3. В настоящей Методике используются следующие основные понятия и определения:

      1) энергопередающая организация –организация, осуществляющая на основе договоров передачу электрической или тепловой энергии;

      2) потребитель – физическое или юридическое лицо, использующее на основе договора электрическую и (или) тепловую энергию;

      3) подстанция – электроустановка, служащая для преобразования и распределения электроэнергии и состоящая из трансформаторов или других преобразователей энергии, распределительных устройств, устройств управления и вспомогательных сооружений.

Глава 2. Область применения

      4. В процессе эксплуатации электрических сетей и в том числе подстанций для обеспечения надежного работоспособного состояния оборудования рекомендуется осуществлять контроль норм расхода материалов и изделий на энергообъект.

      5. Методика рекомендуется для подстанций напряжением 6/10/35/110/220 киловольт (далее – кВ).

      6. Перечень оборудования для расчета норм расхода материалов и изделий разрабатывается на основании технического паспорта изготовителя оборудования, энергетической организацией.

      7. При формировании перечня оборудования делят на группы в зависимости от напряжения трансформаторных подстанций.

      Состав оборудования, входящего в характерные группы ПС по напряжению 6/10 кВ, 35/110 кВ, 110/220 кВ, согласно приложениям 1 и 2 к настоящей Методике.

      8. Разработка норм расхода материалов и изделий осуществляется на основе принятой организацией системы планово-предупредительного ремонта, согласно Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей, утвержденным приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 30 марта 2015 года № 247 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 11066).

      9. Нормы расхода материала и изделий каждой подстанции (далее – ПС) пересматриваются (пересчитываются) при изменении конструкции, материалов и технологии ремонта оборудования.

Глава 3. Расчет норм расхода материалов и изделий на капитальный ремонт оборудования подстанций

      10. Разработка норм расхода материалов и изделий осуществляется по двум составляющим: расход материалов и изделий на ремонт и замену элементов оборудования.

      11. Нормирование расхода материалов и изделий по ресурсу работы осуществляется для оборудования подстанций, отказ в работе которого, вызывает необходимость замены. Потерявшие работоспособность элементы не подлежат ремонту.

      12. Нормирование расхода материалов и изделий по ресурсу работы оборудования и элементов ПС, в зависимости от срока эксплуатации объектов, осуществляется на основе характеристики надежности потока отказов.

      При возникновении систематических, непредусмотренных техническим паспортом оборудования, технологических карт ремонта, фактических статистических данных по отказам требуется внесения изменения в систему планово-предупредительного ремонта для вывода из рабочей схемы оборудования для ремонта, а при невозможности восстановления рабочего состояния замену оборудования или его частей. Относительное количество отказов элементов определяется по нормативной характеристике потока отказов, а в случае отсутствия техническом паспорте оборудования – по фактической статистике отказов.

      13. Расчет норм расхода материалов и изделий для замены элементов объектов с использованием нормативной характеристики осуществляется в следующем порядке:

      1) на характеристике потока отказов устанавливаются y-интервалы по сроку эксплуатации оборудования с близкими значениями относительной величины ежегодных отказов

q-го элемента на i-ом объекте.

      2) определяется ежегодное количество отказов

отношением единицы объекта к единицы объекта в год (ед./ед. объекта год) q-го элемента в единице (шт.) i-го объекта в

-ом интервале срока эксплуатации:

     

                                                      (1)

      где

– количество q-ых элементов в единице i-го объекта, ед./ед. объекта.

      3) определяется ежегодное средне взвешенное по интервалам количество отказов

q- элементов в единице i- объекта организации:

     

                              (2)

      где

– количество единиц измерения (шт.) в

- интервале срока эксплуатации оборудования и элементов ПС.

      4) определяется первая составляющая нормы расходов материалов и изделий как среднегодовая нормативная потребность

в a-материале или изделии на единицу i-го объекта для замены q-ых элементов, при этом расход материалов и изделий на замену указанных физических элементов

(физ. ед./ед. объекта год) принимается на основе норм расхода материалов и изделий на выполнение отдельных работ по замене одного q-го элемента i-го объекта

     

                                                      (3)

      5) рассматриваемая составляющая среднегодовой объектной нормы расхода материалов и изделий по ресурсу работы элементов, включает в свой состав вместе с материалами и изделиями, расходуемыми непосредственно на заменяемый элемент, материалы, обусловленные технологией замены элемента.

      14. Расчет второй составляющей среднегодовой нормы расхода материалов и изделий

осуществляется для ситуаций, когда элемент при его износе заменяется не целиком, осуществляется ремонт его узлов. Расчет указанной составляющей нормы расхода материалов и изделий осуществляется на основе норм расхода материалов и изделий по видам работ на объекте и значениям длительности межремонтных периодов работ. Приведение расхода материалов и изделий по видам работ на элементах объекта к году осуществляется делением их значений на соответствующую этим работам длительность межремонтного периода.

      15. Для расчета второй составляющей объектной среднегодовой нормы расхода материалов и изделий

(физ. ед./ед. объекта год) рекомендуется следующая формула:

     

                                                      (4)

      где

– норма расхода a – материала и изделия при выполнении работы m – вида на

-ом элементе (узле) i- объекта;

     

– межремонтный период выполнения работы m – вида на

- элементе i-го объекта;

     

– количество

-ых элементов (узлов) на единицу измерения i- объекта.

      16. Среднегодовая норма расхода материалов и изделий на единицу объекта

определяется как сумма первой

и второй

составляющих:

     

                                    (5)

      17. Для подстанций, расположенных в сложных условиях эксплуатации (болота, горы, зоны повышенного загрязнения изоляции), принимаются поправочные коэффициенты к нормам расхода материалов и изделий, согласно Правилам организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций, тепловых и электрических сетей, утвержденным приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 11 февраля 2015 года № 73 (зарегистрирован в государственной регистрации нормативных правовых актов за №10451) и разрабатываются индивидуальные нормы расхода материалов и изделий по каждому объекту или элементу.

      18. Номенклатура подлежащих нормированию материалов и изделий определяется на основе технических паспортов электрооборудования, технологических карт ремонта, проектной документации и данных ежегодных заявок на материалы и изделия.

      19. Примерный перечень материалов, необходимых для ремонта подстанций приведен согласно приложению 3 к настоящей Методике, который дополняется в зависимости от эксплуатируемого оборудования. Пример расчета среднегодовых норм расхода материалов на ремонт трансформаторных подстанций напряжением 6 – 10 кВ приведен согласно приложению 4 к настоящей Методике.

Глава 4. Расчет норм расхода материалов и изделий на ремонт оборудования подстанций

      20. Расчетная годовая потребность

энергопередающей организации в a – материале или изделии определяется по формуле:

     

                                                      (7)

      где

– расчетная годовая потребность в a – материале или изделии на ремонт подстанции напряжением до 220 кВ включительно;

     

– расчетная годовая потребность в a – материале или изделии на ремонт распределительной сети напряжением 0,4 – 10 кВ;

     

– расчетная годовая потребность в a – материале или изделии на ремонт трансформаторной подстанции напряжением 6 – 10 кВ;

      21. Значения каждой из вышеуказанных составляющих определяется суммой годовой потребности в a – материале и изделии всех единиц объектов энергетической организации, рассчитываемой на основе норм среднегодового расхода материалов и изделий единиц объектов энергетической организации.

      Для ПС расчет

(физ. ед./год) выполняется по формуле:

     

                                                            (8)

      где Li – материал или изделие объекта ПС i-го типа;

     

– среднегодовая норма расхода a – материала или изделия ПС i-го типа. Значения

,

рассчитываются аналогично.

  Приложение 1
к Методике расчета норм расхода
материалов и изделий на ремонт
подстанций напряжением до 220 киловольт

Примерный перечень оборудования для подстанции напряжением 35 – 220 кВ

      1) Силовые трансформаторы, реакторы;

      2) выключатели воздушные;

      3) выключатели масляные;

      4) выключатели нагрузки;

      5) отделители;

      6) короткозамыкатели;

      7) синхронные компенсаторы;

      8) трансформаторы напряжения;

      9) трансформаторы тока;

      10) разъединители;

      11) разрядники;

      12) изоляторы;

      13) шины;

      14) аккумуляторные батареи.

  Приложение 2
к Методике расчета норм расхода
материалов и изделий на ремонт
подстанций напряжением до 220 киловольт

Примерный состав трансформаторной подстанции
напряжением 6 – 10 кВ

      1) Мачтовая трансформаторная подстанция;

      2) комплектная трансформаторная подстанция, тупиковая одно трансформаторная;

      3) комплектная трансформаторная подстанции, проходная одно трансформаторная;

      4) закрытая тупиковая одно трансформаторная подстанция;

      5) закрытая проходная одно трансформаторная подстанция;

      6) закрытая проходная, двух трансформаторная подстанция.

  Приложение 3
к Методике расчета норм расхода
материалов и изделий на ремонт
подстанций напряжением до 220 киловольт

Примерный перечень материалов, необходимых для ремонта подстанций

      1) Токопроводящие шины.

      2) провод;

      3) кабель;

      4) изоляторы;

      5) сталь профилированная;

      6) наконечники кабельные;

      7) аппаратные и петлевые зажимы;

      8) натяжная, поддерживающая и сцепная арматура;

      9) разрядники;

      10) предохранители с плавкими вставками;

      11) масло трансформаторное;

      12) силикагель;

      13) цеолит;

      14) краска нитро;

      15) лак 177;

      16) лак бакелитовый;

      17) бензин;

      18) щелочь;

      19) салфетки технические;

      20) смазка ЦИАТИМ;

      21) мастика кабельная;

      22) лента изоляционная;

      23) лента киперная;

      24) лакоткань;

      25) асбест листовой;

      26) трубка ПХВ;

      27) болты с шайбами и гайками;

      28) арматура низковольтная;

      29) лампы электрические;

      30) паста для мытья рук;

      31) резина маслостойкая уплотнительная;

      32) губки и ножик разъединителям;

      33) металлокерамические контакты к выключателям;

      34) щебень;

      35) песок;

      36) цемент;

      37) плиты перекрытия;

      38) лотки;

      39) ограждения;

      40) водоэмульсионная краска;

      41) ОПН;

      42) электросчетчики;

      43) автоматы;

      44) рубильники.

  Приложение 4
к Методике расчета норм расхода
материалов и изделий на ремонт
подстанций напряжением до 220 киловольт

Пример расчета среднегодовых норм расхода материалов на ремонт
трансформаторных подстанций напряжением 6 - 10 кВ

      Расчет составляющей объектной среднегодовой нормы расхода материалов и изделий на техническое обслуживание мачтовой трансформаторной подстанции (далее – МТП) 6-10 кВ, обусловленной выполнением ремонта отдельных узлов, рассматривается на примере окраски оборудования и строительных конструкций МТП. В соответствии с действующими нормами в сфере электроэнергетики расход красителей по видам работ составит:

      1) Расход красителей при капитальном ремонте МТП:

      окраска щита сборки – 0,6кг;

      окраска трансформатора – 1,0кг;

      окраска конструкций разъединителя – 0,3кг;

      окраска рамы предохранителя – 0,1кг;

      окраска металлических частей разрядников – 0,17кг.

      Итого на капитальный ремонт оборудования – 2,17кг.

      2) Окраска ограждения – 2,0кг.

      Итого на капитальный ремонт строительной части – 2,0кг.

      3) Расход красителя на техническое обслуживание МТП:

      проверка и профилактический ремонт оборудования – 0,1кг;

      восстановление надписей – 0,03кг.

      Итого на техническое обслуживание – 0,13кг.

      В качестве красителя на указанных работах принимается нитроэмаль. Периодичность ремонта оборудования строительной части МТП принимается в соответствии с действующими нормами Приказа Министра энергетики Республики Казахстан от 11 февраля 2015 года № 73 "Правила организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций, тепловых и электрических сетей" и с учетом условий рассматриваемой организации, имеющей электрические сети, и составляет на капитальный ремонт оборудования – 7 лет; техническое обслуживание – ежегодно; капитальный ремонт строительной части – 10 лет. Составляющая объектной среднегодовой нормы расхода материалов(красителя), обусловленная ремонтом отдельных узлов, определяется по формуле (4) настоящей Методики и на основе норм расхода красителей по видам работ и межремонтных периодов оборудования и строительной части и составит (кг/год МТП):

     


  Приложение 7
к приказу Министра энергетики
Республики Казахстан
от 6 января 2017 года
№ 2

Методические указания по определению классификации производственных помещений тепловых электростанций по допустимым уровням шума

Глава 1. Общие положения

      1. Настоящие Методические указания по определению классификации производственных помещений тепловых электростанций по допустимым уровням шума (далее – Методические указания) разработаны в соответствии с подпунктом 70-14) статьи 5 Закона Республики Казахстан "Об электроэнергетике".

      Сноска. Пункт 1 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      2. Методические указания рекомендуются для проектируемых, действующих, расширяемых и реконструируемых тепловых электростанций.

      3. В настоящих Методических указаниях применяются следующие основные понятия и определения:

      1) рабочее место – место постоянного или временного пребывания работающих в процессе трудовой деятельности;

      2) колеблющиеся шумы – уровень звука которых непрерывно изменяется во времени;

      3) прерывистые шумы – уровень звука которых резко падает до уровня фонового шума, причем время, в течение которого уровень остается постоянным, составляет 1 с и более;

      4) импульсные шумы – состоящие из одного или нескольких звуковых сигналов, каждый длительностью менее 1 секунды (далее – с), при этом уровни звука в децибелах со взвешивающим фильтром типа А (далее - дБА), измеренные при включении характеристик "медленно" и "импульс" шумомера, различаются не менее чем на 10 децибелах (далее – дБ).

Глава 2. Область применения

      4. По характеру частотного спектра шумы подразделяются на широкополосные, с непрерывным спектром шириной более одной октавы и тональные, в спектре которых имеются слышимые дискретные (отдельные) тона, устанавливаемые измерением в третьоктавных полосах частот по превышению уровня звукового давления в одной полосе над соседними не менее чем на 10 дБ. Шум характеризуется уровнями звукового давления или звуковой мощностью в частотном спектре.

      5. По временным характеристикам шумы подразделяются на:

      1) постоянные, уровень звука которых за 8-часовой рабочий день изменяется во времени не более чем на 5 дБА;

      2) непостоянные, уровень звука которых за 8-часовой рабочий день изменяется во времени не менее чем на 5 дБА, при измерениях на временной характеристике "медленно" шумомера.

      6. Нормируемыми параметрами постоянного шума на рабочих местах являются уровни звукового давления (дБ) в октавных полосах со среднегеометрическими частотами 63, 125, 250, 500, 1000, 2000, 4000 и 8000 герц (далее – Гц).

      Для ориентировочной оценки шума (например, при предварительной оценке, выявлении необходимости мер по шумоглушению) допускается за нормируемые параметры на рабочем месте принимать уровень звука (дБА), измеряемый шумомером по шкале - А.

      7. Непостоянные шумы подразделяются на:

      1) колеблющиеся, уровень звука которых непрерывно изменяется во времени;

      2) прерывистые, уровень звука которых резко падает до уровня фонового шума, причем время, в течение которого уровень остается постоянным, составляет 1 с и более;

      3) импульсные, состоящие из одного или нескольких звуковых сигналов, каждый длительностью менее 1 с, при этом уровни звука (дБА), измеренные при включении характеристик "медленно" и "импульс" шумомера, различаются не менее чем на 10 дБ.

      8. Колеблющийся во времени шум на рабочем месте нормируется эквивалентным (по энергии) уровнем звука (дБА), определяемым согласно ГОСТ 31937 "Межгосударственный стандарт. Здания и сооружения. Правила обследования и мониторинга технического состояния".

      Сноска. Пункт 8 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      9. Прерывистый и импульсный шумы на рабочем месте нормируются эквивалентными (по энергии) уровнями звукового давления (дБ) в октавных полосах частот со среднегеометрическими частотами 63, 125, 250, 500, 1000, 2000, 4000 и 8000 Гц.

Глава 3. Допустимые уровни шума

      10. Значения допустимых уровней звукового давления, уровней звука, эквивалентных уровней звука и звукового давления на рабочих местах в производственных помещениях принимается:

      1) для широкополосного шума, измеренного шумомером по характеристике "медленно", согласно приложению к настоящим Методическим указаниям;

      2) для тонального и импульсного шумов, измеренных шумомером по характеристике "медленно", на 5 дБ меньше значений, согласно приложению к настоящим Методическим указаниям.

      11. Для шума, создаваемого в помещениях установками кондиционирования воздуха, вентиляции и воздушного отопления, допустимые уровни принимаются на 5 дБ меньше значений или фактических значений уровней шума в этих помещениях. Если они не превышают значений, приведенных в приложение к настоящим Методическим указаниям, поправка для тонального и импульсного шумов в этом случае не принимается.

      12. На действующих тепловых электростанциях метод измерения шума, количество и расположение точек измерения на рабочих местах производственных помещений соответствует ГОСТ 31937 "Межгосударственный стандарт. Здания и сооружения. Правила обследования и мониторинга технического состояния". Во вновь проектируемых производственных зданиях и сооружениях количество и расположение расчетных точек следует принимать в соответствии с СН РК 2.04-02 "Защита от шума".

      Сноска. Пункт 12 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

Глава 4. Общие мероприятия по снижению уровней шума

      13. На действующих тепловых электростанциях при реконструкции и расширении старых и проектировании новых тепловых электростанций предусматриваются на основании акустических расчетов мероприятия по обеспечению допустимых уровней звукового давления и уровней звука в производственных помещениях.

      14. В технических условиях и в паспортах на технологическое и санитарно-техническое оборудование в соответствии с СН РК 2.04-02 "Защита от шума", указываются шумовые характеристики этого оборудования, то есть октавные уровни звуковой мощности или другие характеристики шума, определенные по ГОСТ Р 51400-99 (ИСО 3743-1-94, ИСО 3743-2-94) "Шум машин. Определение уровней звуковой мощности источников шума по звуковому давлению".

      Сноска. Пункт 14 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      15. Допустимые уровни звукового давления в октавных полосах частот, уровни звука и эквивалентные уровни звука и звукового давления на рабочих местах производственных помещений согласно приложению к настоящим Методическим указаниям.

      16. При выборе тех или иных видов технологического и санитарно-технического оборудования рекомендуется учитывать значения шумовых характеристик этого оборудования исходя из требований обеспечения на рабочих местах производственных помещений допустимых уровней шума, указанных в приложение к настоящим Методическим указаниям. Если значения шумовых характеристик оборудования превышают допустимые уровни шума, установленные техническими условиями, то заводы-изготовители поставляют комплектно с этим оборудованием шумоглушащие устройства, обеспечивающие снижение шума до требуемого уровня.

      17. При разработке проекта предусматриваются мероприятия по ограничению распространения шума как на территорию энергопредприятия, так и в окружающее его пространство, включающие:

      1) открытое и (или) закрытое размещение технологического оборудования, при этом учитываются взаимное расположение зданий (для экранирования участков, требующих защиты от шума), рельеф местности, полосы зеленых насаждений и направление ветра (шум ослабляется в направлении против ветра);

      2) размещение оборудования, создающего шум ("шумного" оборудования), например, насосов, компрессоров, углеразмольных мельниц, тягодутьевых машин и другого, в отдельных помещениях или отдельно стоящих зданиях, в обособленных укрытиях и боксах внутри помещений;

      3) максимальное удаление зданий и помещений с "шумным" оборудованием от зданий и помещений, для работы в которых требуется тишина ("тихих" помещений) - административно-технических, главных щитов управления;

      4) размещение между "шумными" и "тихими" помещениями производственных и вспомогательных помещений с пониженными уровнями собственного шума (например, лабораторий);

      5) сосредоточение "шумного" оборудования в зонах вблизи стен или в одном из углов помещений;

      6) отделение помещений с "шумным" оборудованием от остальных "буферным" этажом, где нет постоянных рабочих мест (например, кабельный полуэтаж, технический этаж вентиляционных систем, складские помещения);

      7) размещение "шумных" помещений или "шумного" оборудования на максимальном расстоянии от границы жилой застройки.

      18. При разработке проекта после планировки помещений и компоновки оборудования выполняется акустический расчет, и предусматриваются ограждающие конструкции, для чего осуществляется:

      1) выбор расчетных точек на рабочих местах на высоте 1,2-1,5 метра (далее – м) от уровня пола (рабочей площадки, планировочной отметки помещения);

      2) определение допустимых уровней звукового давления в расчетных точках согласно приложению к настоящим Методическим указаниям;

      3) определение октавных уровней звукового давления в расчетных точках;

      4) определение требуемого снижения октавных уровней звукового давления в расчетных точках;

      5) выбор типовых строительных ограждающих конструкций (стен, перегородок и перекрытий) в соответствии с требуемым снижением октавных уровней звукового давления в расчетных точках с учетом мероприятий пункта 18 настоящих Методических указаний;

      6) определение ожидаемых октавных уровней звукового давления в расчетных точках после выбора ограждающих конструкций.

      19. Октавные уровни звукового давления и требуемое снижение их в расчетных точках следует определять в соответствии с главой 11 ГОСТ 31353.1-2007 (ИСО 13347-1:2004) Межгосударственный стандарт. Шум машин. Вентиляторы промышленные. Определение уровней звуковой мощности в лабораторных условиях.

      20. Для обеспечения требуемой повышенной звукоизолирующей способности ограждений применяются:

      1) дверные проемы и окна специальной конструкции (двойные двери с тамбурами, одинарные двери с утяжеленным многослойным полотном; световые проемы и окна с утолщенным стеклом или двойным остеклением, уплотнение прокладками по периметру перечисленных конструкций);

      2) звукоизолирующие устройства в отверстиях и проемах для технологической коммуникации (вентиляционных коробов, трубопроводов различного назначения, токопроводов) между "шумными" и "тихими" помещениями, которые обладают способностью, близкой к звукоизолирующей способности ограждения.

      21. Если предусмотренные проектом ограждающие конструкции не обеспечивают требуемого снижения уровней звукового давления, а применение других конструкций нецелесообразно, то на основании расчетов применяются дополнительные решения:

      1) звукоизолирующие облицовки ограждающих поверхностей помещений, в которых требуется уменьшить гулкость (центральные щиты управления, блочные щиты управления). Если отношение ширины помещения к высоте менее 5, то следует облицевать стены и потолок, если это отношение равно 5 и более, то достаточно облицевать потолок. Облицовка подбирается таким образом, чтобы наибольший коэффициент звукопоглощения соответствовал максимальному уровню звуковых давлений в октавных полосах частот;

      2) акустические экраны на границе зон с "шумным" оборудованием (насосы, компрессоры), экраны имеют высоту не менее 3 м и звукоизолирующую облицовку, обращенную к источнику шума.

      22. Экраны устанавливаются свободно или прикрепляются к потолку. Потолок над шумным оборудованием покрывается облицовкой, выходящей за габаритную линию экранов не менее чем на 2 м. При расположении шумного оборудования в углу помещения облицовку следует выполнять на прилегающих к нему стенах. Звукоизолирующие боксы для шумного оборудования, нуждающегося в постоянном обслуживании или наблюдении, если невозможно уменьшить шум в источнике его образования. За пределы боксов выносятся рабочие места обслуживающего персонала, органы управления и измерительная аппаратура. Если шумное оборудование занимает большую площадь, то рекомендуется звукоизолировать только рабочее место (установка звукоизолированной кабины с основными органами управления и контрольно-измерительными приборами или без них).

      Сноска. Пункт 21 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      23. В шумных помещениях переходные площадки, перекрытия и лестничные марши нельзя выполнять из тонколистовых металлических материалов.

      Сноска. Пункт 22 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      24. В тихих помещениях (где допускается уровень звука 65 дБА и менее) для снижения проникающего шума от вентиляторов и установок кондиционирования воздуха применяются:

      1) типовые глушители (на основании расчета) в воздуховодах вблизи вентиляционных установок;

      2) виброизолирующие прокладки под вентиляторы и их электроприводы (если они не входят в комплект оборудования);

      3) гибкие вставки на воздуховодах для ограничения распространения вибрации.

      Сноска. Пункт 23 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      25. Для снижения шума оборудования в источнике его образования рекомендуется по возможности:

      1) заменять ударные взаимодействия деталей безударными;

      2) демпфировать вибрации соударяющихся деталей путем сочленения их с материалами, имеющими большое внутреннее трение (резиной, изделиями из пластмасс, пробкой, битумными картонами, войлоком, асбестом);

      3) уменьшить интенсивность шума от вибрирующих деталей, имеющих большие поверхности (корпуса редукторов, барабаны мельниц, кожуха турбин), устройством упругих прокладок и пружин между деталями, передающими вибрацию, звукоизолирующей облицовкой внешней и внутренней поверхностей кожухов, барабанов;

      4) заменять металлические детали изделиями из пластмасс или других незвучных материалов;

      5) производить тщательную балансировку роторов агрегатов и других вращающихся деталей для уменьшения динамических сил, возбуждающих вибрацию;

      6) предусматривать минимальные допуски при сборке агрегатов в целях уменьшения зазоров в сочленении деталей, тем самым уменьшить вибрацию или энергию соударений;

      7) не допускать завихрения газовых, пароводяных и воздушных струй в местах резкого расширения (падение давления с 0,2 МПа (2 кгс/см2) и более) и сужения или предусматривать специальные глушители шума;

      8) заменять по возможности подшипники качения подшипниками скольжения в случаях, когда преобладающим шумом агрегата является шум подшипников.

      Сноска. Пункт 24 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      26. При невозможности снижения шума технологического и санитарно-технического оборудования в источнике его образования в паспорте и в технических условиях на оборудование указываются мероприятия, которые применяются для уменьшения шума, в частности:

      1) размещение агрегата в боксах, отдельных помещениях с повышенной звуко- и виброизоляцией, при этом следует указать необходимость применения дополнительной вентиляции в помещениях и боксах;

      2) заключение агрегата или его сборочных единиц в звукозащитные кожуха, снабженные виброизолирующими прокладками между корпусом и фундаментом агрегата, а в местах прохода трубопроводов через кожуха – звукоизолирующими прокладками;

      при этом в звукоизолирующих кожухах предусматриваются вентиляционные отверстия, облицованные изнутри звукопоглощающими материалами, или дополнительные вентиляторы;

      3) установка звукопоглощающих камер или глушителей аэродинамических шумов на трубопроводах, предохранительных клапанах и других устройствах;

      4) облицовка звуко- и теплоизолирующими материалами трубопроводов, воздуховодов и других коммуникаций, создающих шум;

      5) установка съемной звуко- и теплоизоляции на арматуре трубопроводов, создающих шум;

      6) нанесение на поверхности трубопроводов, создающих шум, вибродемпфирующих мастик и армировок;

      7) установка станин оборудования (вентиляторов, дымососов, насосов с электроприводами) на резинометаллические виброопоры для снижения шума и предотвращения передачи вибрации строительным конструкциям;

      8) устранение жестких связей между фундаментами агрегатов и перекрытиями созданием воздушной щели в 1-2 сантиметра (далее – см) и установкой над сопрягаемыми местами массивных железобетонных плит на резиновые прокладки.

      Указанные мероприятия подтверждаются ссылкой на рабочие чертежи, типовые устройства и технические условия на перечисленные устройства, обеспечивающие снижение шума в производственных помещениях до допустимого уровня.

      Сноска. Пункт 25 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      27. В производственных помещениях действующих тепловых электростанций, для снижения шума на рабочих местах до допустимого уровня помимо приведенных в пункте 26 настоящих Методических указаниях, рекомендуются следующие мероприятия:

      1) устройство звукоизолирующих экранов в местах размещения шумного оборудования (например, в районе редукционно-охлаждающих устройств);

      2) облицовка потолков и стен звукоизолирующими плитами (например, в помещениях блочных щитов управления – плитами "Акмигран", "Силакпор", в помещениях водозабора береговых насосных – минераловатными плитами с обивкой перфорированным металлическим листом) в соответствии с требованиями, указанными в пункте 21 настоящих Методических указаний;

      3) устройство двойных дверей без тамбуров или с тамбурами (например, обшивка металлическим листом, натуральным войлоком толщиной 30 мм с облицовкой дерматином или кожзаменителями);

      4) облицовка внутренней поверхности участков воздуховодов вентиляции и установок кондиционирования воздуха звукопоглощающими материалами или установка на этих участках типовых глушителей шума;

      5) замена устаревшего оборудования, создающего повышенный шум, оборудованием, создающим меньший шум;

      6) своевременное устранение неисправностей в оборудовании, из-за которых повышается уровень шума;

      7) применение менее шумных технологических процессов и приемов производства работ.

      Эти мероприятия принимаются на основе акустических расчетов с обоснованием выбранных размеров конструкций, материалов и устройств.

      Сноска. Пункт 26 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      28. Для защиты работающих от вредного воздействия шума на действующих тепловых электростанциях осуществляются:

      1) автоматизированное и дистанционное управление шумным и расположенным в шумных зонах оборудованием;

      2) организацию рабочих мест в зонах с допустимыми уровнями шума или установку звукоизолированных кабин на рабочих местах с постоянным обслуживанием (например, на рабочих местах машинистов турбин, машинистов-обходчиков по вспомогательному турбинному оборудованию);

      3) составление маршрута обхода по возможности в зонах с меньшими уровнями шума при осмотре оборудования;

      4) периодический медицинский осмотр в установленные сроки с участием врача-отоларинголога для определения состояния слуха работающего персонала;

      5) применение работающим персоналом в зонах с уровнем звука свыше 85 дБА индивидуальных средств защиты от шума соответствующих типов (противошумных наушников, касок с антифонами, вкладышей разового и многократного пользования) в зависимости от требуемой заглушающей способности, удобства их ношения при данной работе, температуре и влажности воздуха. Указанные зоны обозначаются знаками безопасности в соответствии с ГОСТ 12.1.003-2014 "Шум. Общие требования безопасности";

      6) контроль за уровнем шума на рабочих местах в установленные сроки и установление работы в шумных условиях.

      Сноска. Пункт 27 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

  Приложение
к Методическим указаниям по определению классификации
производственных помещений тепловых
электростанций по допустимым
уровням шума

      Допустимые уровни звукового давления в октавных полосах частот, уровни звука и эквивалентные уровни звука и звукового давления на рабочих местах производственных помещений.

Помещения, рабочие места

Уровни звукового давления (дБ) в октавных полосах со среднегеометрическими частотами, Гц

Уровни звука и эквивалентные уровни звука, дБА

63

125

250

500

1000

2000

4000

8000

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1. Вспомогательные помещения

1.1. Помещения лабораторий для теоретических работ и обработки экспериментальных данных, конструкторских бюро, для расчетчиков и программистов вычислительных машин, административно-управленческого персонала, приема больных в здравпунктах

71

61

54

49

45

42

40

38

50

1.2. Помещения для инженерно-технического персонала цехов и служб

79

70

68

58

55

52

50

49

60

1.3. Помещения лабораторий: химической, электротехнической, автоматики и измерений без собственных источников шума, машинописного бюро

83

74

68

63

60

57

55

54

65

1.4. Помещения для размещения шумного оборудования лабораторий и вычислительных машин

94

87

82

78

75

73

71

70

80

1.5. Мастерские механические и по ремонту оборудования с собственными источниками шума

99

92

86

83

80

78

76

74

85

1.6. Комнаты мастеров механической мастерской, мастеров по ремонту оборудования; кабины для переговоров по телефону

83

74

68

63

60

57

55

54

65

1.7. Компрессорные, насосные по перекачке различных жидкостей (воды, мазута)

103

96

91

88

85

83

81

80

90

1.8. Рабочее место машиниста компрессорной, насосной

94

87

82

78

75

73

71

70

80

1.9. Помещение АТС

90

83

78

73

70

68

65

64

75

1.10. Рабочее место дежурного монтера связи, дежурного монтера АТС

83

74

68

63

60

57

55

54

65

2. Тепловые электростанции

2.1. Площадка обслуживания турбогенераторов и другого турбинного оборудования на отметке 8 - 11 м (без постоянного рабочего места)

103

96

91

88

85

83

81

83

90

2.2. Площадки обслуживания котлов на отметках 8 - 11 м и выше; площадки по ремонту турбинного, котельного и другого оборудования на отметке 0 - 11 м; зоны расположения деаэраторов, дымососов, дутьевых вентиляторов, электрофильтров

99

92

86

83

80

78

76

74

86

2.3. Зоны расположения РОУ (БРОУ), питательных и других насосов, мельниц по размолу топлива (без постоянного рабочего места)

103

96

91

88

85

83

81

80

90

2.4. Рабочие места машинистов турбин и котлов, расположенные в турбинном и котельных отделениях (с регулированием режима работы агрегатов)

94

87

82

78

75

73

71

70

80

2.5. Блочные и тепловые щиты управления, щиты управления топливоподачи и водоподготовительной установки, помещения для начальников смен цехов

83

74

68

63

60

57

55

54

55

2.6. Главный щит управления

79

70

68

58

55

52

50

49

60

2.7. Береговые насосные, багерные насосные

103

96

91

88

85

83

81

80

90

2.8. Рабочее место машиниста береговой насосной, багерной насосной

94

87

82

78

75

73

71

70

80

2.9. Дробильное отделение топливоподачи (без постоянного рабочего места)

103

96

91

88

85

83

81

80

90

2.10. Приводные и натяжные станции, галереи, конвейеры, узлы пересыпки топлива

99

92

86

83

80

78

76

74

85

2.11. Помещение вагоноопрокидывателя и закрытое разгрузочное устройство (без вагоноопрокидывателя)

99

92

86

83

80

78

76

74

85

2.12. Кабина машиниста вагоноопрокидывателя

94

87

82

78

75

73

71

70

80

2.13. Водоподготовительная установка без собственных источников шума

83

74

68

63

60

57

55

54

65

2.14. Водоподготовительная установка с расположенными в ней насосами (на расстоянии 2 м от зоны насосов)

99

92

86

83

80

78

76

74

85

2.15. Рабочее место аппаратчика водоподготовительной установки

94

87

82

78

75

73

71

70

80

3. Гидравлические электростанции

3.1. Машинный зал, турбинное отделение (полуэтаж)

99

92

86

83

80

78

76

74

85

3.2. Шахта турбины, насосы технического водоснабжения, маслонасосы, компрессорная

103

96

91

88

85

83

81

80

90

3.3. Центральный пульт управления

79

70

68

58

55

52

50

49

60

4. Электрические сети

4.1. Диспетчерский пункт управления

79

70

68

58

55

52

50

49

60

4.2. Центральные щиты управления подстанцией

83

74

68

63

60

57

55

54

65

4.3. Площадки обслуживания и машинный зал синхронных компенсаторов

99

92

86

83

80

78

76

74

85

4.4. Рабочее место для анализа газовой смеси в системе охлаждения синхронных компенсаторов

83

74

68

63

60

57

55

54

65

4.5. Площадки обслуживания силовых трансформаторов (приборов контроля, устройств для регулирования напряжения), закрытые и открытые распредустройства (без учета выхлопа воздушных выключателей)

99

92

86

83

80

78

76

74

85

4.6. Базовое помещение для персонала оперативно-выездной бригады

83

74

68

63

60

57

55

54

65

5. Тепловые сети

5.1. Площадки обслуживания котлов и деаэраторов, бойлерные с насосными отделениями (на расстоянии 2 м от зоны насосов)

94

87

82

78

75

73

71

70

80

5.2. Насосные отделения в котельных, бойлерных

103

96

91

88

85

83

81

80

90

5.3. Котельные, бойлерные без насосов

99

92

96

83

80

78

76

74

85

5.4. Диспетчерские щиты управления

79

70

68

58

55

52

50

49

60

      *1. Для помещения, указанного в пункте 1.9 допустимые уровни шума приняты исходя из наличия в их спектре импульсного шума, в остальных пунктах - исходя из постоянного широкополосного шума.

      *2. Приведенные в пунктах 1.7; 2.1; 2.7; 2.9; 3.2 и 5.2 допустимые уровни шума следует принимать допустимый уровень звука 85 дБА и соответствующие его значениям допустимые уровни звукового давления.

      *3. В пункте 4.5 установлены допустимые уровни шума только для площадки обслуживания силовых трансформаторов, а допустимые уровни звука самих трансформаторов, не включающих системы их охлаждения, регламентированы СТ РК IEC 60076-10-1-2012 Трансформаторы силовые. Часть 10-1. Определение уровней шума. Руководство по применению.

  Приложение 8
к приказу Министра энергетики
Республики Казахстан
от 6 января 2017 года
  № 2

Методические указания по эксплуатации гидротехнических сооружений систем технического водоснабжения тепловых электростанций

Глава 1. Общие положения

      1. Настоящие Методические указания по эксплуатации гидротехнических сооружений систем технического водоснабжения тепловых электростанций (далее – Методические указания) разработаны в соответствии с подпунктом 70-14) статьи 5 Закона Республики Казахстан "Об электроэнергетике".

      Сноска. Пункт 1 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      2. Методические указания рекомендуются для следующих гидротехнических сооружений технического водоснабжения на тепловых электростанциях (далее – ТЭС):

      1) речные и водохранилищные водозаборы;

      2) строительную часть насосных станций;

      3) безнапорные и напорные водные тракты (каналы, трубопроводы) и сооружения на них, подводящие воду к конденсаторам турбин;

      4) напорные и безнапорные водные тракты (трубопроводы, каналы) и их сооружения (сифонные колодцы, акведуки, дюкеры, перепады, быстротоки и водовыпускные сооружения), отводящие воду от конденсаторов турбин;

      5) водохранилища-охладители;

      6) напорные грунтовые плотины и дамбы;

      7) водосбросные сооружения;

      8) сооружения для подвода теплой воды с целью обогрева водозабора и регулирования температуры циркуляционной воды в зимний период;

      9) сооружения, обеспечивающие подпитку водохранилища-охладителя из близлежащих источников.

      3. В настоящих Методических указаниях применяются следующие основные понятия и определения:

      1) система технического водоснабжения - комплекс сооружений и оборудования, предназначенные для обеспечения забора и подачи большого количества холодной воды для охлаждения конденсаторов турбин;

      2) речные и водохранилищные водозаборы - сооружения для забора воды из источника, состоящие из ряда основных инженерных объектов, таких как водозаборного устройства со станцией первого подъема (погружных насосов), водоподготовки, насосной станции второго подъема (для поддержания давления и подачи воды потребителю в требуемом объеме) или водонапорной башни (альтернатива насосной станции второго подъема), станции пожаротушения (пожарные насосы), пожарного запаса воды (пожарный резервуар), дренажной системы выполняющей отвод вод при аварийном переполнении резервуаров, подтоплении водозаборных сооружений, контрольно-измерительных приборов и автоматики слежение за работоспособностью оборудования, регуляторов расхода воды, узлов учета воды и расходомеров;

      3) напорные и безнапорные водные тракты - трубопроводы, каналы и сооружения на них (акведуки, дюкеры, перепады, быстротоки, водовыпускные сооружения), отводящие воду от конденсаторов турбин;

      4) водохранилище-охладитель – искусственный водоем, образованный, водоподпорными сооружениями для накопления и хранения воды в целях ее использования в системах технического водоснабжения ТЭС.

Глава 2. Область применения

      4. Основной задачей эксплуатации гидротехнических сооружений (далее – ГТС) тепловых электростанций является обеспечение их надежной работы, бесперебойное и экономичное использование технологического оборудования при соблюдении требований безопасности обслуживающего персонала и охраны окружающей среды.

      5. Эксплуатация ГТС согласно нормативным правовым актам в сфере электроэнергетики возлагается на производственные подразделения в соответствии с принятой на каждой ТЭС организационно-производственной структурой – цех, участок.

      6. Все ГТС распределяются внутри цеха (участка) между мастерами и другим персоналом, обеспечивающим их эксплуатацию; распределение утверждается техническим руководителем.

      В составе цеха (участка) создается группа наблюдений или назначаются специалисты для систематического контроля за состоянием ГТС.

      Деятельность цехов (участков) и групп наблюдений (специалистов - смотрителей) регламентируется должностными функциями.

      7. Цех (участок) обеспечивает работу ГТС, для чего осуществляется:

      1) контроль за состоянием ГТС, регулярная проверка соответствия контролируемых параметров действующему технологическому регламенту;

      2) своевременный ремонт ГТС и ликвидацию аварийного состояния;

      3) разработку и выполнение мероприятий по улучшению состояния ГТС и повышению эффективности водного хозяйства ТЭС.

      8. На каждой ТЭС формируется техническая документация по ГТС в объеме согласно Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей, утвержденных приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 30 марта 2015 года № 247 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 11066) (далее – Правила).

      9. В состав технической документации входят:

      1) проектная документация (с чертежами и пояснительной запиской);

      2) исполнительные чертежи (в том числе по размещению контрольно-измерительной аппаратуры);

      3) акты приемки скрытых работ на ГТС;

      4) технические паспорта оборудования;

      5) журналы наблюдений, осуществляемых по контрольно-измерительной аппаратуре, и визуальных наблюдений за ГТС;

      6) технологический регламент по эксплуатации ГТС.

      10 На каждой ТЭС разрабатывается технологический регламент по эксплуатации ГТС, содержащий конкретные требования по эксплуатации, характерные для ГТС системы технического водоснабжения данной ТЭС.

      11. Технологический регламент содержит:

      1) краткую характеристику ГТС, их назначение и эксплуатационные функции;

      2) краткую гидрологическую характеристику используемого водотока и системы технического водоснабжения ТЭС;

      3) указания по режиму работы ГТС с учетом требований проекта, руководства изготовителей оборудования, результатов специальных исследований, испытаний и опыта эксплуатации;

      4) предельно допустимые показатели работы для каждой ГТС;

      5) порядок эксплуатации ГТС в нормальных условиях, в зимний и паводковый периоды, в аварийных условиях;

      6) порядок контроля состояния ГТС;

      7) порядок подготовки и проведения ремонта ГТС;

      8) требования техники безопасности при эксплуатации ГТС.

      12. К технологическому регламенту прилагаются следующие документы:

      1) вертикальная и плановая схемы ГТС;

      2) схема размещения контрольно-измерительной аппаратуры и ведомость контрольно-измерительной аппаратуры;

      3) перечень всех зданий насосных станций, водозаборных, регулирующих сооружений и т.д. с указанием их отметок и допустимых нагрузок;

      4) тарировочные графики (или таблицы) водопропускных отверстий, схемы маневрирования затворами, графики зависимостей объемов и площадей водохранилищ-охладителей от уровня воды.

      13. Материалы по эксплуатации и наблюдениям за ГТС ежегодно обобщаются с оценкой их состояния.

      14. Технический регламент корректируется по мере изменения условий эксплуатации и выпуска новых руководящих документов Министерства энергетики Республики Казахстан и контролирующих органов.

Глава 3. Меры безопасности

      15. Эксплуатация и ремонт ГТС тепловых электростанций выполняются в соответствии с требованиями Главы 4, Правил.

      16. При эксплуатации ГТС:

      1) все проемы в полах насосных станций закрываются рифлеными стальными крышками;

      2) отверстия в перекрытиях, лазы в дюкеры и выходные оголовки закрытых каналов перекрываются люками или крышками, ограждены перилами высотой 1 м, ограждаются переходы через трубопроводы;

      3) наблюдения и ремонт, связанные с выходом на откосы каналов, выполняются не менее чем 2 работниками, из которых один остается на гребне или берме и страхует второго на откосе;

      4) укладка камня и бетонных плит при ремонте откосов ведется снизу вверх, не рекомендуется одновременно работать в двух или нескольких ярусах по одной вертикали откоса, при выходе на откос круче в соотношении 1:3 применяются лестницы с перильными ограждениями;

      5) движение по льду или работы на нем рекомендуется после обследования состояния ледового покрова, определения его толщины и прочности, ограждения опасных мест вехами, знаками. Толщина льда в зависимости от нагрузки определяется Правилами.

      6) надежность ледовой дороги проверяется через каждые 5 суток, при этом вблизи полыней не рекомендуется подходить к кромке льда ближе, чем на 4 метра (далее – м);

      7) взрывы для ликвидации ледовых заторов или образовавшихся при оползнях перемычек в каналах производить в исключительных случаях и с соблюдением Правил;

      8) леса, подмости, и другие приспособления для выполнения ремонтных работ на высоте удовлетворяют требованиям СН РК 1.03-05 "Охрана труда и техника безопасности в строительстве";

      9) При очистке открытых поверхностных канав и кюветов от наносного ила или мусора, скалывании льда, очистке от снега рабочие находятся друг от друга на расстоянии не менее 3 м;

      10) бетонная смесь уплотняется электровибраторами с рабочим напряжением 36 вольт (далее – В). Корпус электровибратора заземляется до начала работ в соответствии со СТ РК 12.1.013 "Государственный стандарт в строительстве. Система стандартов безопасности труда. Строительство. Электробезопасность. Общие требования";

      11) при использовании химических веществ соблюдаются правила обращения с ними, указанные в руководствах изготовителей;

      12) лодка имеет на борту надписи, указывающие допустимое число пассажиров и грузоподъемность. Работы на воде выполняются не менее чем двумя рабочими под руководством инженерно-технического работника, снабженными индивидуальными спасательными средствами;

      13) на площадках обслуживания подъемных механизмов и вблизи них при работе с гидромеханическим оборудованием находится только персонал, выполняющий эти работы;

      14) электрическая часть оборудования ГТС и линии электропередачи эксплуатируются в соответствии с Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей, утвержденными приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 19 марта 2015 года № 222 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 10889);

      15) лица, допускаемые к обслуживанию электроустановок, имеют III квалификационную группу по технике безопасности;

      16) спасательные средства располагаются (подвешиваются) так, чтобы их быстро и легко снять;

      17) акватория непосредственно у подпорного водосбросного сооружения является запретной зоной. Границы запретной зоны фиксируются хорошо видимыми в светлое и темное время суток плавучими и береговыми знаками. Заход в запретную зону плавучих средств рекомендуется только для обследования и ремонта сооружений;

      18) в закрытый канал опускаются не менее 2 работников, 2 работника находятся наверху и являются наблюдателями по наряду допуску;

      19) перед спуском в колодец, закрытый канал или трубопровод проверяется воздух на загазованность с помощью газоанализатора. До полного удаления газа спуск в каналы, трубопроводы и колодцы не рекомендуется. Для освещения в трубопроводах и колодцах применяются переносные лампы с аккумуляторами напряжением 12 В;

      20) ограждается зона работ по приготовлению торкрет-массы и торкретированию ГТС. Находиться в этой зоне посторонним лицам не рекомендуется. Рабочие-торкретчики обеспечиваются спецодеждой и масками-шлемами. Торкрет-аппарат работает только при давлении до 0,35 мегапаскаль (далее – МПа) включительно; при повышении давления сверх 0,35 МПа отключается подача воздуха к торкрет-аппарату;

      21) пескоструйный аппарат загружается сухим песком после отключения воздуховода и при отсутствии давления в аппарате;

      22) ремонтные работы на ГТС производятся по наряд-допуску;

      23) проведение испытаний на оборудовании рекомендуется начальником смены по программам, утвержденным техническим руководителем ТЭС;

      24) эксплуатационный персонал обучается приемам оказания первой помощи, и в том числе утопающим, при поражении электрическим током и травмах;

      25) начальники цехов (участков), в ведении которых находятся ГТС, обеспечивают выполнение организационных и технических мероприятий по обеспечению безопасных условий труда эксплуатационного персонала;

      26) обо всех нарушениях мер безопасности, о неисправностях оборудования, механизмов и приспособлений, представляющих опасность для людей и оборудования, эксплуатационный персонал сообщает вышестоящему руководителю.

      При несчастном случае эксплуатационный или ремонтный персонал оказывает пострадавшему первую помощь и сообщает о случившемся начальнику цеха к начальнику смены электростанции.

      Сноска. Пункт 16 с изменениями, внесенными приказом Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

Глава 4. Подготовка к работе

      17. Готовность ГТС к работе при первичном пуске устанавливается рабочей комиссией в процессе приемки их в эксплуатацию.

      18. До заполнения ГТС водой соблюдаются условия:

      1) в зоне выхода фильтрационных вод из каналов допустимый градиент напора соответствует проектному или пункту 64 настоящих Методических указаний;

      2) уровень грунтовых вод под брызгальными бассейнами с бетонной облицовкой находится ниже дна с целью предохранения днища от разрушения противодавлением;

      3) выполняется гидроизоляция и засыпка пазух насосных станций и других бетонных сооружений;

      4) проверяются размеры и другие характеристики затворов водоприемников насосных станций, оголовков сливных водоводов, пазов затворов сооружений;

      5) устанавливаются в рабочее положение сороочистительные решетки водоприемников насосных станций, водозаборных и водосбросных сооружений, рыбозащитное оборудование и системы транспортирования рыбы.

      19. В случае нарушения двух первых указанных условий обеспечивается глубинное водопонижение, выполняется разгрузочный дренаж в креплении или другие мероприятия.

      20. Наполнение водохранилищ, каналов и бассейнов производится постепенно, со скоростью, исключающей оползание откосов, размывы дна и креплений. Допустимые скорости наполнения принимаются по проекту. При отсутствии таких данных скорость наполнения для сооружений с железобетонным креплением откосов принимается равной 1 метр в сутки (далее - м/сут), для грунтовых откосов - не более 0,5 м/сут. Допустимые не размывающие скорости принимаются в зависимости от грунтов, облицовки каналов и глубины наполнения.

      21. Водоприемные отверстия насосных станций и сливные отверстия каналов и водоводов открываются, а их затворы устанавливаются в затворохранилище или в пазы.

      22. Объем и сроки забора воды для наполнения водохранилищ, системы технического водоснабжения ТЭС, и последующей их подпитки соответствуют статье 40 Водного кодекса Республики Казахстан, которые выдаются каждому энергопредприятию.

      Сноска. Пункт 22 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      23. При первичном заполнении ГТС водой целесообразно произвести предварительное или одновременное испытание на водозащищенность подводных частей зданий насосных станций, брызгальных бассейнов и других емкостных сооружений по разработанной программе.

      24. Брызгальные бассейны, водоприемники насосных станций, закрытые железобетонные каналы и другие емкости сначала наполняются на 1 м, выдерживается в течение 3 суток и определяется размер утечки воды, которая, рекомендуется не более 3 л/м2 смоченной поверхности днища, откосов и железобетонных стен.

      В случае обнаружения дефектов устранить их, наполнить водой сооружение до проектного уровня и постоянно контролировать степень фильтрации воды через подводные части сооружения.

      25. Временные строительные перемычки на каналах полностью разбираются после выравнивания уровней воды до и после перемычек.

      26. Водохранилище-охладитель к моменту включения в работу системы технического водоснабжения заполняется до уровня воды не ниже минимально допустимого с созданием площади зеркала, обеспечивающей охлаждение циркуляционной воды вводимой мощности ТЭС до расчетных температур.

      27. До начала морозного периода подготавливается к работе имеющиеся на ТЭС системы подачи теплой воды для обогрева каналов и водозаборов, воздухообдувных установок и электрообогрев затворов.

Глава 5. Эксплуатационные режимы гидротехнических сооружений

      28. Эксплуатационный режим ГТС тепловых электростанций определяется комплексом постоянно выполняемых мероприятий, направленных на поддержание заданных параметров технологических режимов работы системы технического водоснабжения ТЭС.

      29. Основные требования к эксплуатационному режиму:

      1) бесперебойная подача воды в систему технического водоснабжения ТЭС и другим потребителям по заданному графику ТЭС в межсезонный, зимний и паводковый периоды, в аварийных условиях, при ремонте гидросооружений;

      2) обеспечение безопасности работы ГТС.

      Подача воды регламентируется проектными показателями: пропускной способностью водоподводящих трактов (подводящие каналы, ковши водозаборов, шлюзы-регуляторы), уровнем воды водотока (реки, озера, водохранилища).

      Для водозаборов ТЭС вероятность годового превышения расчетного расхода воды установлена на уровне не ниже 95%, а минимальный уровень воды – 97%.

      30. При эксплуатации гидротехнических сооружений подводящего тракта соблюдаются требования:

      1) уровень воды в подводящем тракте не ниже минимально допустимого по проекту;

      2) пропускная способность подводящих каналов контролируются путем проведения регулярных гидрометрических работ (промеры глубин, измерение скоростей);

      3) при заилении производится очистка каналов земснарядом или другими механизированными способами;

      4) показателем снижения пропускной способности водозаборов является перепад уровней, который соответствует расчетному значению и постоянно контролируются путем измерения уровней воды в подводящем тракте и в аванкамерах. При увеличении перепада производится очистка решеток отверстий аванкамер и оголовков.

      31. В теплый период года вода в систему технического водоснабжения поступает с более низкой температурой, чем на поверхности воды у заборного устройства. Это требование относится в основном к приплотинным водозаборам, где забор воды с нижних слоев осуществляется за счет поддержания уровня воды в верхнем бьефе в пределах нормального подпорного уровня.

      32. В зону водозабора и подводящего канала не рекомендуется поступление засоряющих веществ, бревен (сор). Для задержания мусора в начале (голове) канала устанавливается запань. Запань устанавливается таким образом, чтобы задерживаемый сор относился течением ниже иди в пролет водосбросных сооружений. Если на участке запани скорость потока, идущего в канал (ковш), превышает 0,25-0,30 м/с, запань снабжается козырьком. Древесный сор, задержанный запанью, во избежание намокания и прохода под запанью регулярно извлекается из воды. При значительной протяженности подводящих каналов рекомендуется устанавливать дополнительную запань у водозаборных сооружений (насосных станций).

      33. Зарастание откосов земляных каналов рекомендуется в том случае, если это не ведет к уменьшению пропускной способности канала или ухудшению качества воды.

      34. В предледоставный период во время сильных ветров, сопровождающихся резким понижением температуры воздуха или снегопадом, подготавливается к возможному появлению в подводящем канале шуги, которая может частично или полностью перекрыть сороочистное и рыбозащитное оборудование, для чего:

      1) включить подачу теплой воды на обогрев водозаборных ковшей насосных станций или подводящих каналов при понижении температуры воды в водоприемнике насосной станции до +(3÷5)°С;

      2) в длинных подводящих каналах для обеспечения быстрого образования ледяного покрова путем уменьшения водопотребления ТЭС и соответственно скорости воды в канале, устанавливаются запани в голове каналов;

      3) при понижении температуры воды до +0,1°С или ранних признаках появления в потоке шуги включается (при наличии) электрообогрев решеток;

      4) для определения начала появления шуги при понижении температуры воздуха ниже 0°С и одновременном охлаждении воды в зоне аванкамеры насосной станции до +1,0°С организуется контроль за появлением льда в соответствии с пунктом 112 настоящих Методических указаний;

      5) запани, не рассчитанные на давление льда, снимаются с рабочего положения, открепив канат от одной из опор, или отводятся на предусмотренное место стоянки или разбираются.

      35. Для подводящих каналов, эксплуатируемых в зимний период в режиме сработки уровня воды, по опыту эксплуатации определяются возможные повреждения от примерзшего льда, принимаются в соответствии с пунктом 136 настоящих Методических указаний.

      36. Вода на обогрев водозаборов, кроме периода шугообразования, подается в зимний период при переохлаждении конденсата в конденсаторах турбин.

      37. Сороудерживающие решетки водоприемника насосной станции устанавливаются на полную высоту воды. При перепаде уровней воды на решетке более 100 миллиметров (далее – мм) очистить ее с помощью решеткоочистной машины иди (при ее отсутствии) вручную (граблями).

      38. Водоочистные вращающиеся сетки работают в автоматическом режиме с включением через установленные промежутки времени или по достижении перепада уровня воды на сетках 100 мм.

      39. Рекомендуется одновременное опорожнение водоприемных камер:

      1) одного циркуляционного насоса на насосной станции с 3-6 циркуляционными насосами;

      2) двух несмежных насосов на насосных станциях с большим числом циркуляционных насосов.

      40. Во избежание аварий из-за неправильной установки затвора его секции нумеруются. При установке и подъеме секций затворов подвешивание их в пазах производится с помощью двутавровой балки.

      41. Затворы, решетки, пазы водоприемника содержатся в исправном состоянии, обеспечивая:

      1) прочность и устойчивость конструкции в целом и ее отдельных узлов;

      2) водонепроницаемость затворов и мест сопряжений его с частями сооружений;

      3) возможность свободного маневрирования в стоячей или текучей воде (в зависимости от назначения затвора), обеспечивается отсутствием искривлений пазов.

      Допустимые значения указанных параметров для затворов принимаются в соответствии со СН РК 3.04-01 "Гидротехнические сооружения".

      Перекрытия, балконы и другие строительные конструкции насосной станции рассчитаны на определенные равномерные или сосредоточенные нагрузки, поэтому не рекомендуется нагружать их оборудованием, материалами с неизвестной массой иди с массой, превышающей нормативную нагрузку.

      Дополнительные нагрузки на строительные конструкции рекомендуются после получения расчетных обоснований или после усиления этих конструкций.

      Сноска. Пункт 41 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      42. Рекомендуется эксплуатация с устранением дефектов:

      1) элементов конструкций, пересеченных сквозными трещинами;

      2) конструкций с ослаблением их элементов коррозией более чем на 15%;

      3) конструкций и сооружений, имеющих отклонение от вертикали или продольные изгибы, угрожающе их устойчивости;

      4) железобетонных перекрытий, несущие элементы которых получили продольные трещины в пролете или в зоне опор.

      43. Деформационные швы в подземной части насосных станций водонепроницаемы.

      44. Оценивается состояние участков стен, подверженных коррозии. Коррозия бетона подводной части насосных станций происходит в местах недостаточной его плотности и строительных швов под воздействием агрессивной к бетону воды. Характерные признаки коррозии – фильтрация, образование белых потеков, хлопьев или сталактитов на внутренней поверхности стен сооружений. В сильно фильтрующем бетоне плотность его в результате коррозии резко снижается, следовательно, снижается и прочность бетона. Восстановление бетонных конструкций производится методом уплотнения бетона цементацией, инъекцией полимерных композиций. Технология и способы ремонта определяются в зависимости от характера повреждения и объема.

      45. При вибрации строительных конструкций в пределах санитарных норм динамическое воздействие на них не представляет опасности. Если колебания превышают допустимые санитарными нормами пределы, разрабатываются мероприятия по снижению уровня вибрации.

      46. При эксплуатации циркуляционных водоводов:

      1) поддерживаются в исправном состоянии аэрационные устройства (для выпуска и впуска воздуха) напорных водоводов; неисправность этих устройств может привести к возникновению вакуума при остановах циркуляционных насосов и смятию водовода;

      2) обеспечивается надежная работа компенсационных устройств;

      3) металлические водоводы защищаются от коррозии, водоводы, проложенные открыто над поверхностью земли, имеют антикоррозионное покрытие;

      4) обеспечивается нормальная работа и состояние опор трубопроводов;

      5) защищаются от промерзания надземные участки водоводов с холодной водой (диаметром менее 600 мм);

      6) не рекомендуется образование в железобетонных водоводах сплошных раковин и сквозных отверстий, трещин и значительной фильтрации через стены и стыки железобетонных элементов;

      7) контролируется овальность стальных водоводов, не превышающая 1% от диаметра водовода;

      8) осуществляется контроль полного открытия задвижек напорных и сливных водоводов (при наличии таковых) во время работы;

      9) не рекомендуется сужение рабочего сечения каналов в случае хранения отключающих затворов в пазах, оголовков сливных водоводов.

      47. При коррозионной активности циркуляционной воды относительно металла:

      1) периодически осматриваются стальные водоводы в соответствии с подпунктом 16) пункта 16 настоящих Методических указаний;

      2) производятся химические анализы отложений на стенках водоводов;

      3) оценивается коррозионная стабильность воды путем определения индекса насыщения воды карбонатом кальция согласно СНиП РК 4.01-02-2009 "Водоснабжение. Наружные сети и сооружения".

      48. Не рекомендуется движение транспорта по трассе водоводов с весом выше расчетного, складирование материалов и грунта, вскрытия работающих водоводов. Расчетная нагрузка на трубопроводы от транспортных средств согласно СНиП РК 4.01-02-2009 "Водоснабжение. Наружные сети и сооружения", составляет:

      1) 18 т - (масса единичного автомобиля) в колонне автомобилей;

      2) 60 т - для гусеничного трактора.

      49. Брызгальные бассейны работают в режиме, обеспечивающем установленную проектом температуру охлажденной воды (но не выше 33°С). Температура охлажденной воды в брызгальном бассейне зависит от плотности орошения, тепловой нагрузки, метеорологических факторов и напора воды в разбрызгивающих устройствах.

      50. В зимний период температура охлажденной воды в брызгальных бассейнах не ниже 3-5°С для предотвращения образования шуги, поэтому вода в бассейны подается по линиям рециркуляции, минуя разбрызгивающие устройства.

      51. Сопла, находящиеся в неудовлетворительном состояния, заменяются новыми или ремонтируются. Признаком засорения сопел является искажение формы и размеров водяной струи.

      52. В теплый период года сопла очищают при пониженном напоре воды с помощью проволочных крюков. При низких температурах воздуха сопла снимаются для очистки. Периодичность удаления накипи определяется следующим условием: толщина слоя ее не превышает 11 мм.

      53. Не рекомендуется скопление большого количества ила в резервуаре бассейна, поскольку это приводит к загрязнению очистных сеток, теплообменных аппаратов, трубопроводов и сопел брызгальных установок.

      Очистка бассейна производится после промывки распределительных трубопроводов и сопел не реже 1 раза в 2-4 года.

      54. При испытании брызгальных бассейнов определяются следующие основные эксплуатационные характеристики:

      1) температура охлажденной воды;

      2) недоохлаждение воды в брызгальном бассейне определяется путем сравнения фактического значения температуры охлажденной воды с расчетным (нормативным) значением, назначенным по тепловой характеристике брызгального бассейна; работа бассейна считается удовлетворительной, если недоохлаждение не превышает 1°С;

      3) расход воды на брызгальный бассейн, определяющий пропускную способность водораспределительной системы и сопел, отклонение фактического значения расхода воды от расчетного не рекомендуется превышать ±4%;

      4) капельный унос воды, не превышает 2% расхода воды.

      55. Отводящий тракт системы технического водоснабжения ТЭС составляют закрытые и открытые отводящие каналы, отключающие оголовки, каналы обогрева, водосбросы, концевые сопрягающие сооружения, сифонные сооружения и перепады.

      56. Нормальному режиму эксплуатации сооружений отводящего тракта соответствуют:

      1) пропуск расчетных расходов воды при расчетном наполнении или повышенных уровнях воды (повышение уровня воды по сравнению с расчетным связано с заилением, засорением сечения канала или с установкой затворов в оголовках, что приводит к снижению устойчивости сопрягающих и водопропускных сооружений и ухудшению экономических показателей работы системы технического водоснабжения);

      2) скорость воды в канале, не превышает скорость, при которой возможно размывание крепления откосов и дна или грунта неукрепленного канала;

      3) целостность конструкций, их оснований, грунтовых засыпок, понуров, гасителей и рисберм сопрягающих сооружений, оборудования.

      57. При значительной пропускной способности каналов отбор воды на обогрев и понижение уровня воды в пристанционном канале увязывается с допустимым уровнем заполнения сливных циркуляционных водоводов.

      58. При наличии на отводящем тракте шахтного водосброса режим его работы устанавливается, напорным или безнапорным, при неустановившемся режиме работы, сопровождающемся захватом и выбросом воздуха, происходят кавитационные разрушения конструкций водосброса.

      59. Подъем затворов в отключающем оголовке канала обогрева при отсутствии стационарного подъемника производится автокраном с грузоподъемностью не меньшей тягового усилия для подъема затвора с учетом давления воды и других нагрузок (устанавливается проектом).

      Высота открытия затворов, отключающего оголовка канала, обогрева водозабора устанавливается в зависимости от:

      1) значения требуемого расхода воды на обогрев, составляющего около 25% расхода циркуляционной воды;

      2) конструктивных особенностей затворов, расположения точек закрепления;

      3) минимально допустимых значений уровня воды в пристанционном отводящем канале.

      60. Не рекомендуется сброс в отводящие каналы, в водохранилища и реки:

      1) неочищенных сточных вод, отбросов или отходов производства;

      2) нефтепродуктов;

      3) сточных вод, содержащих радиоактивные вещества и возбудители заболеваний;

      4) ядовитых веществ, действующих прямо или косвенно на организм человека, рыбы и кормовую базу рыб.

      61. Эксплуатация сооружений водохранилищ-охладителей ведется с соблюдением:

      1) достаточного запаса прочности и устойчивости плотин, дамб, водосбросных сооружений, исходя из требований проекта, существующих нормативов и фактических осадок, перемещений, напряжений, деформаций и фильтрационных параметров;

      2) проектного превышения гребня плотины над нормально подпорным уровнем и максимально подпорным уровнем водохранилища;

      3) достаточной пропускной способности водосбросных сооружений, исходя из требований проекта и правил использования водных ресурсов, утвержденных для данной электростанции;

      4) прочности и отсутствия разрушений крепления верхового откоса и его основания;

      5) плотности зон сопряжения бетонных и земляных сооружений, исправности уплотнений деформационных швов;

      6) исправности механического оборудования;

      7) исправности дренажных систем.

      62. Рытье шурфов и котлованов в теле напорных земляных сооружений или в непосредственной близости к ним без утвержденного проекта не рекомендуется.

      63. Дренажные насосные станции плотин работают в автоматическом режиме в зависимости от уровня воды в дренажном канале.

      64. Допустимое значение местного критического градиента напора JК в зоне выхода фильтрационного потока в нижний бьеф для суффозных грунтов в соответствии с нормативом, указанного в СН РК 3.04-01 "Гидротехнические сооружения" и СН РК 3.04-03 "Основания гидротехнических сооружений", определяется путем исследования на моделях в полевых условиях. Для несуффозных грунтов JК рекомендуется принимать равным не более 0,3, а при наличии дренажа – 0,6.

      Усредняющий критический напор:

     

;

      фильтрационного потока для нескальных грунтов оснований ГТС в соответствии со СН РК 3.04-01 "Гидротехнические сооружения" и СН РК 3.04-03 "Основания гидротехнических сооружений", составляет:

      1) для глин – 1,2;

      2) суглинков – 0,65;

      3) песка крупного – 0,45;

      4) песка мелкого – 0,29.

      Сноска. Пункт 64 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      65. В период пропуска половодий и паводков на речных водохранилищах-охладителях на электростанции создается (не позже чем за месяц до начала половодья, паводка) комиссия из представителей службы эксплуатации.

      66. На основе прогноза метеослужбы об ожидаемом притоке, расходе и сроках паводка или половодья комиссия разрабатывает план мероприятий по пропуску воды, предусматривающий:

      1) освидетельствование состояния плотины и паводкового водосброса;

      2) обследование состояния льда в водохранилище, возможности его воздействия на паводковый водосброс или затворы;

      3) завершение плановых ремонтов водосбросных сооружений;

      4) опробование затворов паводкового водосброса (основных и ремонтных), подъемных механизмов и решеток;

      5) пополнение аварийного запаса инструментов, механизмов, транспортных и плавучих средств;

      6) заготовку запасов строительных материалов (щебня, камня, песка);

      7) составление графика дежурств ответственных лиц, ремонтного персонала и транспортных средств;

      8) определение режима работы паводкового водосброса и наполнения водохранилища;

      9) определение объема наблюдений по пьезометрам плотины (из условия не реже одного раза в сутки);

      10) определение продолжительности промывки водохранилища;

      11) организацию оперативкой связи.

      67. Весной перед паводком:

      1) проводится общий осмотр ГТС электростанций, устраняются выявленные недостатки;

      2) очищается водобой и рисберму паводкового водосброса от льда и наледей для обеспечения нормального гидравлического режима и сопряжения;

      3) заканчиваются подготовительные работы не позднее чем за 15 дней до наступления паводка.

      68. Высота, последовательность и количество открытых затворов во время пропуска воды соответствует требованиям проекта или определяется с учетом опыта эксплуатации. При этом исключается вибрация оборудования, неравномерные гидродинамические нагрузки на рисберму сооружения. Максимальное открытие затворов для сброса воды истечением из-под затвора ограничивается по условиям вибрации.

      При подъеме воды в водохранилище выше нормально подпорного уровня затворы всех водосбросных и водопропускных сооружений открываются полностью.

      69. Промывы водохранилищ производятся в период весенних половодий с требованиями законодательства Республики Казахстан в области водных ресурсов.

      70. В период паводка обеспечивается (при возможности) наполнение водохранилища до отметки нормально подпорного уровня.

      71. После прохождения половодья (или паводка) осматриваются ГТС, выявленные повреждения устраняются.

Глава 6. Эксплуатационный контроль за состоянием и работой гидротехнических сооружений

      72. Эксплуатационный контроль за состоянием и работой ГТС представляет комплекс технических мероприятий, направленных на оценку характера физических процессов, происходящих в ГТС и в их отдельных элементах.

      Эксплуатационный контроль обеспечивается:

      1) систематическое получение достоверных данных о состоянии и условиях работы ГТС;

      2) своевременное принятие мер для предотвращения возможных аварий или отказов;

      3) получение технических данных для своевременного определения номенклатуры, объемов ремонта и выбора оптимальной технологии ремонтных работ;

      4) контроль за эффективностью ремонтных работ.

      73. Требования о проведении контроля за состоянием ГТС установлено в соответствии с Правилами.

      74. Натурные наблюдения за состоянием ГТС организовываются с начала их возведения и продолжаются в течение всего периода эксплуатации. Номенклатура и размещение контрольно-измерительной аппаратуры, состав, методика и периодичность натурных наблюдений устанавливаются проектной организацией.

      75. При сдаче ГТС в эксплуатацию строительная организация передает дирекции ТЭС контрольно-измерительную аппаратуру и все данные измерений по ней, а проектная организация – результаты анализа измерений.

      76. Проектная организация разрабатывает для каждого напорного ГТС предельно допустимые показатели состояния и работы сооружения.

      77. К основным показателям состояния и работы ГТС относятся:

      1) осадки и горизонтальные смещения ГТС и их оснований;

      2) деформации температурно-осадочных и межблочных швов;

      3) поровое давление и интенсивность его рассеивания в водоупорных элементах грунтовых плотин и оснований;

      4) напряжения в материалах ГТС и основании (бетон, арматура, скала, гранит и др.);

      5) контактные напряжения в подошвах, на вертикальных и наклонных плоскостях бетонных сооружений;

      6) фильтрационные деформации грунтовых плотин и их оснований;

      7) фильтрационное давление на подошвы бетонных сооружений;

      8) пьезометрические градиенты фильтрации;

      9) отметки депрессионной поверхности фильтрационного потока;

      10) фильтрационной расход воды, поступающей в дренажные устройства или выходящие на дневную поверхность;

      11) размыв русла в нижнем бьефе;

      12) отложение наносов в водохранилище;

      13) воздействие льда на сооружения и их обледенение.

      78. Состав контролируемых натурными наблюдениями показателей состояния ГТС определяется при проектировании в зависимости от класса сооружения, вида конструкции, особенностей основания, условий работы.

      79. Периодичность контроля основных показателей состояния ГТС тепловых электростанций принимается в соответствии со СН РК 3.04-01 "Гидротехнические сооружения".

      Сноска. Пункт 79 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      80. В зависимости от состояния ГТС и характера происходящих в них процессов, периодичность эксплуатационного контроля изменяется по решению энергопредприятия.

      81. Первичная обработка материалов натурных наблюдений производится эксплуатационным персоналом.

      82. Обобщенные материалы выдаются в форме таблиц, графиков, эпюр, позволяющих наглядно оценить динамику процесса (фильтрационного режима, осадки сооружений, напряженного состояния). На основе натурных наблюдений и первичной обработки этих материалов с анализом их соответствия проектным данным и предельно допустимым показателям служба эксплуатации ежегодно составляет отчет с заключением о состоянии сооружений.

      83. Для выполнения особо сложных и ответственных работ по оценке состояния ГТС, для разработки мероприятий по повышению безопасности и надежности этих сооружений привлекаются на договорных началах проектные, специализированные наладочные и научно-исследовательские организации.

      84. Объем работ по наблюдению за осадками и горизонтальными смешениями бетонных и железобетонных ГТС определяется типом и размером сооружения, характером грунтов и пород, слагающих его основание и борта примыканий.

      85. Основным методом определения осадок ГТС является геометрическое нивелирование.

      86. Наблюдения за осадками (нивелировку) проводится в одно и то же время года, когда на длительное время устанавливается одинаковая температура воздуха и устойчиво поддерживается уровень воды в бьефах. Наблюдения за осадками проводятся не реже:

      1) на сооружениях на скальных основаниях в первые три года эксплуатации - 1 раза в год, в дальнейшем - 1 раза в два года;

      2) на сооружениях на нескальных основаниях в первые три года эксплуатации - 2 раза в год, в дальнейшем - 1 раза в два года.

      В ряде случаев возможна активизация осадок и периодичность наблюдений устанавливается с учетом фиксирования начала повторного активного этапа. Результаты наблюдений заносятся в журнал регистрации осадок и перемещений, по форме согласно приложению 1 к настоящим Методическим указаниям.

      87. Горизонтальные перемещения гребня бетонных плотин являются одной из важнейших характеристик для контроля за их работой и состоянием. Контроль осуществляется путем сравнения измеренных во время эксплуатации горизонтальных перемещений с прогнозируемым экстремальным перемещениями. Прогнозирование экстремальных перемещений выполняется специализированной научно-исследовательской организацией на основе результатов натурных наблюдений в начальный период эксплуатации.

      88. Для наблюдения за раскрытием деформационных и строительных швов и трещин в бетоне используются щелемеры. При измерении раскрытия швов измеряется температура окружающей среды.

      89. Осадки грунтовых плотин измеряются нивелированием III класса. При наблюдениях за осадками плотин с негрунтовыми экранами и диафрагмами, при значительной длине плотин применяется более высокий класс нивелирования. Наблюдения за осадками основания плотин проводятся с помощью глубинных марок. Периодичность наблюдений за осадками и горизонтальным смещениями плотин назначается при составлении проекта натурных наблюдений, индивидуально для каждой плотины с учетом ее конструктивных особенностей.

      90. Для плотин I и II классов периодичность наблюдений составляет (не реже):

      1) за осадкой основания плотины - от 1 раза в месяц до 1 раза в квартал до окончания строительства плотины и наполнения водохранилища, затем в первый год после сдачи в эксплуатацию - 3 раза, во второй год - 2 раза, далее 1-2 раза в год;

      2) за осадкой гребня и берм - 1 раз в месяц в течение первого года наблюдений, затем 1 раз в квартал в течение второго года наблюдений, далее 1-2 раза в год. В одни и те же сроки проводятся наблюдения за горизонтальным смещениями марок на гребне и бермах, за высотным положением и горизонтальным смещением внутри тела плотины.

      При обнаружении в процессе эксплуатации плотины каких-либо неблагоприятных явлений (повышения уровня грунтовых вод, фильтрационных расходов, оползней, просадок) наблюдения проводятся более часто.

      91. Фильтрационный расход воды измеряется одновременно с наблюдениями за положением депрессионной поверхности. Измеренное значение фильтрации сравнивается с проектным и с данными предыдущих наблюдений.

      92. Периодичность фильтрационных наблюдений устанавливается в зависимости от конструкции и материала плотины, свойств основания, значимости плотины и для плотин I и II классов составляет (не реже):

      1) за положением депрессионной поверхности - 1 раз в 5-10 дней;

      2) за поровым давлением - в начальный период (строительство плотины, заполнение водохранилища) 1 раз в 10-20 дней, по мере стабилизации показаний приборов интервал между измерениями увеличивается и после стабилизации (после окончательной консолидации грунта) наблюдения за поровым давлением прекращаются.

      93. При измерении фильтрационного расхода периодически (не реже 1 раза в 3 месяца) отбираются пробы для определения количества взвешенных частиц (мутности) и химического состава воды. При обнаружении твердых частиц или растворенного в воде материала, выносимых из тела плотины или ее основания, организовываются регулярные наблюдения, по результатам которых рекомендуются инженерные мероприятия по устранению выноса.

      94. Особое внимание уделяется местам сосредоточенного выхода фильтрационной воды на откос плотины. Обнаруженные выходы воды каптируются, организовываются наблюдения за расходом воды с отбором проб для контроля за мутностью и химическим составом, за температурой фильтрующейся воды. Измерения сначала проводятся ежедневно, а затем - с периодичностью, учитывающей развитие или стабилизацию процессов. Измерения продолжаются до устранения выхода фильтрационной воды.

      95. При контроле фильтрационного режима плотины определяется и регистрируется в журнале:

      1) уровень воды в водохранилище;

      2) уровень воды в дренажной канаве;

      3) положение депрессионной поверхности фильтрационного потока в теле плотины;

      4) температуру воды в водохранилище и дренажном канале;

      5) мутность воды;

      6) фильтрационный расход.

      96. Положение депрессионной поверхности фильтрационного потока устанавливают путем измерения уровней воды в пьезометрических скважинах.

      Для измерения уровня воды в безнапорных пьезометрах применяют лоты с мерным тросом (лот-свисток, лот-хлопушку, лот с электрической сигнальной лампочкой), измеритель уровня воды конструкции НИС Гидропроекта, акустический уровнемер, струнный пьезодинамометр без дистанционной передачи показаний или в комплекте с прибором ПЦП и др. Точность измерений с помощью лотов - +20 мм, других приборов - +100 мм.

      97. Отметка устья пьезометра определяется перед началом заполнения водохранилища; в дальнейшем – один раз в год или в случае повреждения пьезометра.

      Сноска. Пункт 96 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      98. Уровень воды в каждом пьезометре определяется дважды. В случае расхождения результатов более чем на 20 мм измерения повторяются.

      Последовательно измеряются уровни воды во всех пьезометрах одного створа, а затем переходить к следующему створу.

      Результаты измерений регистрируются в журнале регистрации пьезометрических уровней по форме, согласно приложению 2 к настоящим Методическим указаниям.

      Сноска. Пункт 97 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      99. Общий фильтрационный расход через плотину определяют по глубине заполнения каналов, лотков в тарировочных створах. При этом выявляются участки плотин с наибольшей фильтрацией. При наличии насосной станции возврата фильтрационных вод в водохранилище измеряется фильтрационный расход с помощью расходомеров, установленных на напорных трубопроводах.

      Сноска. Пункт 98 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      100. По результатам измерений проводятся анализ фильтрационного режима плотины или другого подпорного сооружения с построением следующих графиков:

      1) зависимости фильтрационных расходов от напора;

      2) фильтрационных расходов в течение года;

      3) совмещенный график колебаний уровней верхнего и нижнего бьефов в течение года.

      На графиках исключаются периоды осадков, для чего измерения производить через 1-2 суток после выпадения осадков.

      Сноска. Пункт 99 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      101. Повышение уровней выше расчетной депрессионной поверхности свидетельствует о возможности разуплотнения монолитного крепления верхового откоса или неудовлетворительной работе дренажных устройств.

      Сноска. Пункт 100 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      102. Один раз в год проверяется исправность (чувствительность) пьезометров. Исправность пьезометров проверяется откачкой или заливкой воды с последующим измерением уровня и продолжительности его восстановления. Если первоначальный уровень воды в пьезометре не восстанавливается вообще или позже расчетного времени, пьезометр считается неисправным.

      Сноска. Пункт 101 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      103. Уровень воды в водозаборе и в подводящих каналах контролируется ежедневно. Уровень воды в водохранилищах измеряется при контроле за состоянием плотин.

      На каналах и водохранилищах для измерения уровня оборудуются водомерные посты, где устанавливаются водомерные рейки или уровнемеры. Точность измерений уровня воды + 10 мм.

      Сноска. Пункт 102 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      104. Уровень воды в отводящих каналах измеряется при наличии в них сифонных и сопрягающих сооружений в периоды осмотра последних.

      Сноска. Пункт 103 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      105. Периодически (1 раз в полгода) с помощью нивелирования проверяются отметки свай (основания уровне мерных реек).

      Нивелирования водомерных постов производится во всех случаях повреждения и ремонта свай или реек поста.

      Сноска. Пункт 104 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      106. Водопотребление тепловых электростанций измеряется в напорных водоводах с помощью измерительных сужающих устройств в комплекте со вторичными регистрирующими приборами, по методике в соответствии СТ РК 2.36 "Государственная система обеспечения единства измерений Республики Казахстан. Расход воды в напорных трубопроводах. Методика выполнения измерений методом Площадь-скорость".

      Непосредственно в открытых каналах расход воды измеряется с помощью гидрометрических вертушек.

      Сноска. Пункт 105 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      107. Постоянный контроль за температурой охлажденной воды на охладителях (водохранилищах, брызгальных бассейнах) осуществляется непосредственно в месте поступления ее на теплообменное оборудование в машинном зале.

      На ГТС температура воды измеряются:

      1) в подводящих каналах или водозаборах в предледоставный период и в жаркую декаду;

      2) в водохранилище, в его нижнем бьефе или очагах фильтрации при контроле за состоянием плотины.

      Сноска. Пункт 106 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      108. Для измерения температуры воды применяются ртутные стеклянные термометры или другие термометры с ценой деления 0,5°С.

      Сноска. Пункт 107 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      109. Наблюдения за размывами подводных частей крепления дна и откосов в отводящем канале водосбросов осуществляются путем промеров глубин на постоянных поперечниках для возможности сопоставления результатов измерений. Промеры проводятся в межень, их точность составляет 5-10 сантиметров. Наблюдения ведутся по линии зуба водобоя или жесткой рисбермы, по всей площади гибкой рисбермы и участков, закрепленных каменной наброской и мощением, в ковше и за ковшом рисбермы. Участки бетонного крепления в зонах сбойного течения и водоворотов ежегодно осматриваются водолазами. На участках сильных размывов промеры производятся в дополнительных точках с таким расчетом, чтобы зафиксировать границы и местоположение максимальных глубин размывов.

      Сноска. Пункт 108 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      110. Наблюдения за деформацией берегов водохранилища под воздействием ветровых волн, особенно интенсивной в первые годы его эксплуатации, производится нивелировкой и промерами надводной и подводной частей берега.

      Сноска. Пункт 109 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      111. После штормов проверяется состояние крепления откосов земляных сооружений, наличие вымыва уплотнения из швов крепления, из-под плит крепления, просадки их. Наличие пустот под плитами определяется простукиванием.

      Сноска. Пункт 110 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      112. Если наносы создают затруднения в работе ТЭС (заиление водохранилища-охладителя и аванкамеры, износ насосов, трубопроводов), ведутся наблюдения за режимом твердого стока по специально разработанной программе. Наблюдения за заилением проводятся при осенней межени на постоянных поперечниках. Фиксируется гранулометрический состав отложений путем промеров и взятия проб на поперечниках.

      Сноска. Пункт 111 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      113. Объем зимних наблюдений зависит от местных условий и определяется местной инструкцией по эксплуатации.

      В зимний период проводятся наблюдения за характерными явлениями на сооружениях данной ТЭС:

      1) началом и особенностями ледостава;

      2) появлением шуги;

      3) началом таяния ледяного покрова и его особенностями;

      4) особенностью ледохода через плотины;

      5) обледенением ГТС;

      6) температурой окружающего воздуха и воды.

      Цель наблюдений – накопление данных для прогнозирования ледовых явлений и опыта успешной борьбы с зимними затруднениями.

      Сноска. Пункт 112 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      114. При визуальном контроле за ГТС маршрут обхода сооружений обеспечивается полный их осмотр и строго соблюдается.

      Сноска. Пункт 113 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      115. При обходе плотины и каналов проверяется:

      1) состояние откосов, гребня и берм сооружений (отсутствие размывов, оползней и осыпания грунта);

      2) состояние щебеночного и каменного крепления;

      3) состояние железобетонного крепления и конструкций (отсутствие разрушения бетона);

      4) отсутствие выхода фильтрационных вод на низовой откос плотины;

      5) состояние берегов водохранилища (отсутствие разрушения и зарастания мелководий);

      6) работу дренажной системы (отвод или откачку фильтрационных вод, отсутствие засорений);

      7) состояние контрольно-измерительной аппаратуры (осадочных марок и пьезометров);

      8) результаты визуальных наблюдений регистрируются на картах-развертках, и в журнале визуальных наблюдений описываются повреждения ГТС;

      9) размеры повреждений земляных сооружений и деформационных швов;

      10) площадь и глубину повреждений железобетонных креплений;

      11) характер фильтрации (капельная, струйчатая, мокрые пятна);

      12) площадь и глубину коррозии механического оборудования.

      На картах-развертках дефекты ГТС обозначаются в соответствии со СН РК 3.04-01 "Гидротехнические сооружения".

      Сноска. Пункт 114 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      116. При осмотрах особое внимание обращается на состояние конструкций, работающих под напором воды, в зоне переменного уровня, и железобетонных перекрытий (плотина, паводковый водосброс, насосные станции).

      Сноска. Пункт 115 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      117. При визуальных наблюдениях и технических осмотрах железобетонных конструкций ГТС выявляется:

      1) состояние защитных покрытий (облицовочных, лакокрасочных штукатурных, теплоизоляционных);

      2) наличие в конструкции протечек и увлажненных участков, выщелачивания;

      3) состояние плотности защитного слоя (видимые дефекты: раковины, пористость);

      4) наличие трещин и отколов защитного слоя, их протяженность, глубину, месторасположение;

      5) нарушение сцепления арматуры с бетоном; наличие коррозии арматуры (путем контрольных сколов защитного слоя).

      Сноска. Пункт 116 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      118. В процессе осмотра выявляются и регистрируются следующие виды трещин:

      1) в колоннах – вертикальные, вблизи ребер или на гранях;

      2) горизонтальные, совпадающие с расположением хомутов;

      3) в балках – наклонные, у опорных концов, вертикальные и наклонные в пролетных участках;

      4) в плитах – в средней части плит, с раскрытием на нижней (потолочной) поверхности.

      Сноска. Пункт 117 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      119. Обследование видимых деформаций сопровождается измерениями всех повреждений, дефектов и отклонений от проекта (прогибов, сдвигов, искривлений, осадок, раскрытия и протяженности трещин с зондированием их глубин, изменения геометрических размеров).

      Сноска. Пункт 118 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      120. Очередные весенние и осенние технические осмотры ГТС электростанций проводятся постоянно действующей комиссией. Состав комиссии назначается техническим руководителем или директором ТЭС.

      Сноска. Пункт 119 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      121. Весенний технический осмотр проводится с целью освидетельствования технического состояния сооружений после таяния снега или зимних дождей.

      При весеннем осмотре уточняются:

      объемы работ по текущему ремонту, намеченному к выполнению в летний период, и выявляются объемы работ по капитальному ремонту для включения их в план следующего года или в перспективный план ремонтных работ (на 3 – 5 лет).

      Сноска. Пункт 120 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      122. Осенний технический осмотр сооружений проводится ежегодно за 1,5 месяца до наступления морозов. К этому времени заканчиваются все летние работы по текущему и капитальному ремонтам, обеспечивающие нормальную эксплуатацию зданий и сооружений в зимний период.

      Проверяется:

      1) достаточность засыпки и утепления водоводов;

      2) утепление камер задвижек и контрольно-измерительных приборов;

      3) отсутствие просадок грунта под бетонными плитами крепления каналов;

      4) исправность каналов обогрева и механического оборудования.

      Сноска. Пункт 121 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      123. Текущие технические осмотры проводятся в межсезонье по утвержденному графику.

      Результаты технических осмотров оформляются актом технического осмотра гидротехнических сооружений по форме, согласно приложению 3 к настоящим Методическим указаниям.

      Сноска. Пункт 122 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      124. Разовые инструментальные измерения производятся для оперативного получения информации о состоянии ГТС, обоснования вызова специализированной организации для проведения долговременных наблюдений, принятия срочных мер по устранению опасности аварийного разрушения или для контроля качества ремонтных или строительно-монтажных работ, выполненных различными организациями.

      Сноска. Пункт 123 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      125. Разовые инструментальные измерения производятся для выявления:

      1) отклонения размеров конструкций, глубин каналов, размеров водопропускных отверстий и пазов водоприемников от проектных значений;

      2) протяженности, ширины раскрытия и глубины трещин;

      3) отклонения от вертикали отдельных строительных конструкций или сооружений;

      4) искривлений, выгибов и прогибов отдельных элементов;

      5) прочности бетона, раствора в конструкциях;

      6) нарушений требований технических условий производства ремонтных и строительно-монтажных работ;

      7) уровня вибрации фундаментов оборудования, перекрытий, балок, ригелей, колонн.

      Сноска. Пункт 124 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      126. Для обеспечения проведения разовых измерений с достаточной точностью используются следующие средства измерений:

      1) для измерений фактических геометрических размеров элементов сооружений или конструкций – метр, рулетку измерительную в соответствии с ГОСТ 7502-98 "Рулетки измерительные металлические. Технические условия. Межгосударственный стандарт";

      2) для измерений искривлений, выгибов, прогибов отдельных элементов конструкций небольшой длины – как вспомогательные приспособления стальную проволоку, капроновую леску с натяжным устройством (динамометр, груз), линейку поверочную в соответствии с ГОСТ 8026-92 "Линейки поверочные. Технические условия";

      3) для измерения отклонений от вертикали (крена) зданий насосных станций – отвесы на стальной проволоке, капроновой леске и стальную мерительную линейку, для более точных измерений – теодолит в соответствии с ГОСТ 10529-96 "Межгосударственный стандарт. Теодолиты. Общие технические условия";

      4) для измерения видимых трещин (ширины раскрытия и глубины) микрометры, мерную лупу с масштабными делениями, микроскоп, микрометрический глубиномер;

      5) для определения прочности бетона, раствора – эталонный молоток Кашкарова или пружинный пистолет Борового, молоток ГМ или ультразвуковой прибор УК-10П;

      6) для измерения вибрации и определения характера обнаруженных трещин в ригелях, колоннах, перекрытиях – вибродатчик с осциллографом;

      7) для измерения глубин каналов, водозаборов с целью определения степени заиления - эхолот с самописцем, ручной лот, при небольших глубинах – шест с дециметровым делениями, гидрометрическая лебедка.

      Сноска. Пункт 125 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      127. Границы распространения трещин или раскрытия деформационного шва отмечается краской, измеряется их длина.

      Сноска. Пункт 126 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      128. Наблюдения за трещинообразованием в напорных и несущих конструкциях ГТС проводится при ширине (раскрытии) трещин 0,3 мм и более. Если с помощью маяка будет выявлено, что раскрытие трещины продолжается, проводится систематическое наблюдение с помощью щелемеров. В течение 20 дней после возникновения трещин и установки маяков осмотр их проводится ежедневно, а в дальнейшем - еженедельно до полной стабилизации деформаций. Щелемерные наблюдения проводятся с точностью +0,1 мм.

      Сноска. Пункт 127 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      129. Определение прочности бетона с помощью вышеперечисленных механических средств производятся в соответствии с ГОСТ 17624 "Бетоны. Ультразвуковой метод определения прочности".

      Сноска. Пункт 128 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      130. Определение прочности бетона в эксплуатируемых конструкциях ГТС с помощью ультразвуковых приборов производятся, согласно ГОСТ 23009 "Конструкции и изделия бетонные и железобетонные сборные. Условные обозначения (марки)".

      Сноска. Пункт 129 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      131. Лабораторное определение прочности бетона конструкций путем испытания заготовленных в период строительства образцов или отобранных из конструкций кернов производятся в соответствии с ГОСТ 23009 "Конструкции и изделия бетонные и железобетонные сборные. Условные обозначения (марки)".

      Сноска. Пункт 130 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

Глава 7. Техническое обслуживание и ремонт

      132. Техническое обслуживание ГТС производится для поддержания их первоначальных эксплуатационных характеристик.

      Техническое обслуживание установленного на ГТС оборудования производится в соответствии с требованиями инструкций изготовителей.

      Сноска. Пункт 131 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      133. При обнаружении промоин, оползней, просадок, выпучивания грунта и вымыва его в дренажи, каверн и трещин в теле сооружения, разрушения ливнеотводящих устройств определяются и устраняются причины их появления.

      Сноска. Пункт 132 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      134. Обнаруженные в теле сооружений ходы землеройных животных надо ликвидировать. Для борьбы с землеройными животными привлекаются специализированные организации.

      Сноска. Пункт 133 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      135. При обнаружении застоя воды на гребне или берегах земляных сооружений организовывается отвод воды.

      Сноска. Пункт 134 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      136 Откосы земляных плотин содержатся в исправном состоянии с соблюдением проектных данных, толщина крепления соответствует фактическим волновым и ледовым нагрузкам. Верховые откосы плотин, имеющие экраны, зону дренажных устройств очищаются от деревьев и кустарников.

      Сноска. Пункт 135 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      137. В случае возможных деформаций или повреждений бетонных креплений откосов или других частей ГТС в результате покрытия их льдом производится защита бетона путем установки бревен, запаней или скалывания льда.

      Сноска. Пункт 136 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      138. Для защиты ГТС от обрастания моллюсками дрейсены рекомендуется применять антиобрастающее покрытие краской ХВ-53.

      Сноска. Пункт 137 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      139. Для повышения эффективности работы водохранилища-охладителя рекомендуется проводить следующие мероприятия:

      1) уничтожать при значительном зарастании водную растительность механическими камышекосилками или биологическим методом – разведением растительноядных рыб в водохранилище-охладителе;

      2) всплывший торф отбуксировать катером в мелководные застойные зоны с последующим ограждением сваями или выемкой на береговую зону в отведенные участки;

      3) проводить дноуглубительные работы на заиленных участках ложа;

      4) ликвидировать застойные зоны при их значительной площади путем устройства струенаправляющих дамб, указанное мероприятие выполняется совместно со специализированной организацией.

      Сноска. Пункт 138 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      140. Ловушки для дрейсены на подводящем канале (при наличии таких) очищаются своевременно, не рекомендуется заполнение их более чем на половину высоты.

      Сноска. Пункт 139 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      141. Сетчатые рыбозаградители при перепаде уровня воды на них 100 мм и более очищаются.

      Сноска. Пункт 140 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      142. Подъем и удаление плавающих бревен в районе водоприемников насосных станций производится с помощью подъемных кранов, оборудованных грейфером или многолепестковым ковшом типа "Полип", кошелеванием плавающего леса, отводом и закреплением в определенных местах.

      Сноска. Пункт 141 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      143. В соответствии с Правилами, указанными в пункте 8 настоящих Методических указаний и Правилами организации деятельности и осуществления функций заказчика (застройщика), утвержденными приказом Министра национальной экономики Республики Казахстан от 19 марта 2015 года № 229 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 10795), на электростанции регулярно производится текущий и капитальный ремонт ГТС.

      При капитальном ремонте ГТС производится замена изношенных конструкций и деталей, снижающих надежность и безопасность ГТС или ограничивающих их эксплуатационные показатели, на аналогичные или более прочные и экономичные, улучшающие эксплуатационные возможности ремонтируемых объектов.

      Сноска. Пункт 142 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      144. Капитальный ремонт ГТС в условиях постоянно действующей системы технического водоснабжения выполняется по проекту ремонта и проекту организации ремонтных работ. Проект капитального ремонта наиболее ответственных элементов ГТС выполняется проектными организациями. Проектная документация на выборочные капитальные ремонты выполняется проектно-конструкторскими подразделениями энергопредприятий. Для выполнения капитальных ремонтов могут привлекаться специализированные ремонтно-строительные и строительно-монтажные организации.

      Сноска. Пункт 143 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      145. При текущем ремонте ГТС восстанавливается работоспособность элементов ГТС путем устранения мелких повреждений. Текущий ремонт производится в течение года по плану, составленному энергопредприятием. План текущего ремонта разрабатывается на основании расценочных описей, составленных после проведения общих, частичных и внеочередных осмотров сооружений.

      Сноска. Пункт 144 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      146. Периодичность ремонтов для отдельных сооружений устанавливается в зависимости от их состояния на основании результатов технических осмотров и систематических наблюдений. Капитальный ремонт производится выборочно для сооружений ГТС, без создания помех в работе технического водоснабжения ТЭС.

      Примерная периодичность капитального ремонта:

      1) плотин, дамб, каналов, водозаборов, водосбросов – 15-25 лет;

      2) брызгальных бассейнов – 4 года;

      3) циркуляционных водоводов стальных – 15 лет.

      Сноска. Пункт 145 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      147. Приемку ГТС из капитального ремонта производит комиссия, назначенная руководством ТЭС.

      При приемке ремонтных работ проверяется выполнение их в соответствии с проектом и сметой, внешнее состояние ГТС. Не допускается приемка в эксплуатацию сооружений с недоделками, препятствующими их нормальной эксплуатации и ухудшающими гигиенические условия и безопасность труда персонала. Все работы, выполненные при капитальном ремонте ГТС, принимаются по акту. К акту приемки прилагается техническая документация по ремонту.

      Сноска. Пункт 146 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

Глава 8. Действия персонала при приближении к границам безопасной эксплуатации гидротехнических сооружений

      148. Для сооружений подводящего тракта граничным условием эксплуатации является сработка уровня воды ниже минимально допустимого, что ведет к ограничению или прекращению подачи воды на ТЭС насосными станциями. При понижении уровня воды в подводящем тракте до минимально допустимого производится подпитка водохранилища-охладителя или уменьшаются сбросы воды из него.

      Сноска. Пункт 147 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      149. В случае закупорки отверстий глубинного водозабора шугой для ее устранения применяются направленные взрывы.

      Сноска. Пункт 148 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      150. При повышении уровня воды в водохранилищах-охладителях выше максимального расчетного значения и заклинивании затворов водосбросных сооружений не допускается устраивать прораны в теле земляной плотины. Осуществляется подъем затворов с помощью более мощных грузоподъемных механизмов с привлечением водолазов.

      Сноска. Пункт 149 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      151. В случаях, когда один или несколько из контролируемых показателей на напорных ГТС достиг предельно допустимого значения, создается комиссия из представителей службы эксплуатации ТЭС, соответствующей проектной, научно-исследовательской организации. Комиссия выясняет причины и дает оценки возможных последствий нарушения нормального состояния сооружения. Если комиссией будет признана возможность возникновения аварийной ситуации, разрабатываются предложения по ее предупреждению.

      Сноска. Пункт 150 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      152. Для опорожнения насосной станции в случае ее аварийного затопления используются резервные переносные насосы типа "ГНОМ".

      Сноска. Пункт 151 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      153. При возникновении аварийной ситуации на ГТС действия персонала направляются на предотвращение аварии, а в случае невозможности предотвращения - на уменьшение ущерба от аварии.

      Сноска. Пункт 152 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      154. При возникновении любой аварийной ситуации обслуживающий персонал осуществляет:

      1) оповещение о ее возникновении директора, главного инженера, начальника смены и начальника цеха;

      2) немедленно приступает к ликвидации аварийной ситуации.

      Сноска. Пункт 153 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      155. При аварии на ГТС в случае угрозы для жизни и здоровья персоналом покидается опасная зона.

      Сноска. Пункт 154 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

  Приложение 1
к Методическим указаниям по эксплуатации
гидротехнических сооружений систем
технического водоснабжения
тепловых электростанций
  Форма

                              Журнал
                  регистрации осадок и перемещений

Сооружение _____________

Первоначальная (абсолютная

№ створа ________________

отметка марки), м__________

№ марки ________________

Критические значения осадок
или смещений, мм _________

Дата

Отметка уровня, м

Температура, 0С

Измеренная отметка марки, м

Значение осадки с момента предыдущего измерения, мм

Суммарное значение осадки, мм

ВБ

НБ

воды в водохранилище

наружного
воздуха








  Приложение 2
к Методическим указаниям по эксплуатации
гидротехнических сооружений систем
технического водоснабжения
тепловых электростанций
  Форма

                                    Журнал
                  регистрации пьезометрических уровней

Дата Номер створа Максимально допустимое значение уровня воды в скважине, м Высотная отметка устья (оголовка) пьезометра, м Глубина до уровня воды в скважине, м Отметка уровня воды в скважине, м Температура воздуха, 0С Примечание







  Приложение 3
к Методическим указаниям
по эксплуатации гидротехнических сооружений
систем технического водоснабжения
тепловых электростанций
  Форма

                                    АКТ
            технического осмотра гидротехнических сооружений
                  _____________________________
                  наименование электростанции
      Комиссия в составе:_____________________________________________
                        фамилия, инициалы, должность
________________________________________________________________________________
утвержденная приказом организации ________________________________________________
                                          наименование электростанции
____________________________________________ от "____"___________________20_____г.
      фамилия, инициалы
№__________в период с ________________по ____________________20___г.
произвела общий технический осмотр следующих сооружений
___________________________________________________________________
и отметила по состоянию на "___"__________________20____года следующее:

      1. Результаты осмотра сооружений

№ п.п.

Гидротехническое сооружение

Техническое состояние (повреждение бетона, нарушение фильтрационного режима, снижения прочности материала, наличие трещин)

Предположительные причины повреждения, износа, деформации

Решение комиссии, вид ремонта, год выполнения работ






      2. Результаты осмотра оборудования ГТС (указать техническое состояние каждой
единицы механического и подъемного оборудования)
________________________________________________________________________________
________________________________________________________________________________
      На основании результатов осмотра и испытаний комиссия считает:
      2.1. Сооружения находятся в _______________________________________ состоянии.
                              (удовлетворительном/не удовлетворительном)
      Текущий ремонт требуется выполнить_________________________________________
                                          наименование ГТС
В капитальный ремонт выполнить __________________________________________________
      Установлены объекты ГТС находящиеся в аварийном состоянии требующие
немедленного восстановления _____________________________________________________
________________________________________________________________________________
      2.2.      Для дополнительного освидетельствования состояния сооружения
_________________________ обратиться в специализированную организацию
      наименование
________________________________________________________________________________
                        наименование видов освидетельствования
Председатель комиссии             _____________________________
                                          подпись
Члены комиссии:                  _____________________________
                                          подпись
                              _____________________________
                              _____________________________

  Приложение 9
к приказу Министра энергетики
Республики Казахстан
от 6 января 2017 года
№ 2

Методические указания по расследованию причин повреждений металла лопаточного аппарата, дисков и роторов паровых турбин тепловых электростанций

Глава 1. Общие положения

      1. Настоящие Методические указания по расследованию причин повреждений металла лопаточного аппарата, дисков и роторов паровых турбин тепловых электростанций (далее – Методические указания) разработаны в соответствии с подпунктом 70-14) статьи 5 Закона Республики Казахстан "Об электроэнергетике".

      Сноска. Пункт 1 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      2. В настоящих Методических указаниях применяются следующие основные понятия и определения:

      1) питтинговая коррозия – коррозия металлов, ведущая к образованию питтингов, то есть язв, полостей в металле, начинающихся с его поверхности;

      2) вибрация турбоагрегата – вынужденные колебания, которые вызваны одновременным действием нескольких возмущающих сил разной частоты и носят полигармонический характер;

      3) усадочная рыхлость – скопление несплошностей неправильной формы;

      4) флокены – внутренние транскристаллитные трещины, возникающие в металле с повышенным содержанием водорода;

      5) трещины – несплошности в металле (разрывы), произвольно ориентированные к поверхности разрушения (термические трещины) или вытянутые по направлению деформации (деформационные трещины);

      6) полосчатость – чередование крупных и мелких зерен или входящих в структуру разных фазовых составляющих;

      7) усталостные бороздки – повторяющиеся вытянутые углубления и выступы (выпуклые или вогнутые), ориентированные перпендикулярно локальному направлению развития трещины.

Глава 2. Область применения

      3. В процессе эксплуатации появляются случаи, когда происходят технологические нарушения подлежащие контролю, как со стороны государства, так и со стороны предприятий.

      4. Общие требования к организации и оформлению актов расследования, классификации аварий и отказов в работе установлены, согласно Правил проведения расследования и учета технологических нарушений в работе единой электроэнергетической системы, электростанций, районных котельных, электрических и тепловых сетей, утвержденных приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 20 февраля 2015 года № 121 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 10558) (далее – Правила).

      5. В состав комиссии по расследованию причин повреждений, назначенной в установленном порядке, согласно Правилам, включаются специалисты по эксплуатации турбоустановки, металловедению, расчетам на прочность и представители изготовителя. В зависимости от характера повреждения (разрушения) в нее входят специалисты по вибрации, водно-химическому режиму, коррозии, эрозии, устройствам тепловой защиты, автоматике.

      6. Причины повреждения металла деталей анализируются и устанавливаются по результатам обследования.

      Когда для принятия окончательного решения требуется проведение более глубоких лабораторных исследований, составляется единая программа с участием специалистов. Комиссия подготавливает предварительное заключение и устанавливает срок выдачи окончательного заключения о причинах повреждения.

      7. Комиссия получает от изготовителя техническую документацию: технические условия на поставку поврежденной детали (деталей), паспортные данные, чертежи, расчеты на прочность.

      8. Руководитель электростанции до начала работы комиссии принимает меры по сохранению обстановки в месте повреждения, проводят опрос персонала, подготавливают доклад для комиссии о произошедшем нарушении работы турбины согласно Правилам и Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей, утвержденным приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 30 марта 2015 года №247 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 11066).

      В докладе в зависимости от характера повреждений представляется комиссии ниже перечисленная документация:

      1) оперативный журнал котлотурбинного цеха;

      2) суточную ведомость турбоустановки;

      3) график опробования защит, блокировок и сигнализации;

      4) формуляр турбины;

      5) журнал дефектов и ремонта оборудования;

      6) журнал регистрации вибрации;

      7) журнал химических анализов воды и пара;

      8) данные лаборатории металлов электростанции о дефектоскопии деталей и ранее проводимых исследованиях однотипных повреждений металла, в том числе выполненных на изготовителе или научными организациями отрасли;

      9) диаграммы самопишущих приборов, регистрирующих расход и параметры пара, величину осевого сдвига ротора, тепломеханические параметры турбоустановки, температурный режим системы маслоснабжения подшипников;

      10) данные о качестве пара, питательной и котловой воды, вибрации подшипников и валопровода, о давлении в конденсаторе, температуре выхлопа;

      11) графики пусков и остановов с привязкой показаний частоты вращения ротора и давления в конденсаторе.

      9. Все виды неразрушающего контроля, измерения деталей, определение механических свойств, расчеты на прочность поврежденных деталей проводят в соответствии с требованиями государственных стандартов, инструкций по эксплуатации оборудования изготовителей.

      10. Аппаратура при плановом контроле, проверяется на соответствие требованиям нормативных документов, конкретным видам контроля и прохождение ими проверки в установленные сроки.

Глава 3. Рассмотрение комиссией причин повреждений

      11. Анализ исходной технической документации начинается с определения причин повреждения, которые комиссия рассматривает в исходной документации. Особое внимание обращается на:

      1) данные о работе поврежденных деталей: места их расположения (цилиндр высокого давления, цилиндр среднего давления, часть низкого давления или цилиндр низкого давления (далее - ЦНД)), номера ступеней рабочих лопаток и дисков, находящихся в зоне фазового перехода, ступени около отборные, влажного пара, регулирующие, количество часов их работы с момента последней замены лопаток или дисков, ремонта деталей до повреждения, наличие и характер дефектов, мероприятия по восстановлению или замене поврежденных деталей, периодичность и результаты проводимого контроля;

      2) условия эксплуатации турбины: соблюдение нормативных параметров пара; частота сети, длительность возможной работы турбины с перегрузкой или увеличенным расходом пара в отбор, повышенным давлением в конденсаторе, изменение во времени давления пара в регулирующей ступени, режим пуска и останова, количество пусков и остановов турбины, уровень и особенности изменения вибрации и температурное состояние металла подшипников;

      3) методы консервации, способы и частоту промывок проточной части, данные о водно-химическом режиме блока;

      4) работу сбросных и охлаждающих устройств;

      5) сведения о повреждениях таких же ступеней на аналогичных турбинах.

      12. Предварительный осмотр поврежденных деталей, проводится комиссией для установления характера повреждения (усталостное, от статической нагрузки, коррозионное) очага разрушения. На основании выводов осмотра комиссия определяет содержание и направленность работы подкомиссий, при их наличии.

Параграф 1. Требования к осмотру повреждений

      13. Поврежденные детали тщательно осматриваются назначенными подкомиссиями, при их наличии. Осмотр включает в себя дефектацию проточной части для выявления вероятной причины повреждений отдельных элементов. Цель осмотра: определение объема повреждения, составление перечня вероятных причин его возникновения, сбор данных, подтверждающих или опровергающих эти причины.

      14. Места повреждений (очаг, общий вид) фотографируются до и после проведения очистки от отложений. Составляется схема их расположения. В качестве примера на рисунке 1 приложения 1 к настоящим Методическим указаниям приводится схема расположения поврежденных лопаток на ступени. Отбираются пробы с отложений для проведения химического анализа.

      15. После очистки более детально обследуется состояние металла поврежденной зоны и намечается план дальнейшего исследования, составляется схема разрезки на образцы для измерения твердости и испытания механических свойств, изучения микро- и макроструктуры.

      Образцы для испытаний свойств вырезаются из недеформированной части поврежденной детали, например, из хвостовой части, если деформировано перо лопатки. Вырезаются образцы как вблизи, так и вдали от места повреждения детали и рассматривается возможность проведения дефектоскопии детали.

      16. При осмотре поврежденного лопаточного аппарата подкомиссии, при их наличии:

      1) выявляются изменения, которые произошли за время эксплуатации, со времени предыдущего ремонта в соответствии с формами 1, 2, 3 приложения 2 к настоящим Методическим указаниям;

      2) механические повреждения;

      3) забоины, надрывы, натиры, деформации;

      4) обрывы лопаток по высоте, неплотная посадка их хвостовых частей, обрывы и трещины в лопатках, бандажах, связях, дисках;

      5) наличие и характер задевания лопаток в радиальном и аксиальном направлениях;

      6) степень и характер заноса солями, в особенности под бандажами, у отверстий под демпферную проволоку, износ от эрозии, коррозии;

      7) наличие остаточной пластической деформации лопаток (общее удлинение или образование шейки, разворот, наклон).

      17. Дополнительно при осмотре обращается внимание на:

      1) переход от профильной части лопаток к хвостовой или к цельно фрезерованному бандажу в верхней части пера;

      2) наличие в нижней части пера рисок-дефектов технологического характера, являющихся концентраторами местных напряжений;

      3) входные и выходные кромки по всей длине лопатки;

      4) зоны, примыкающие к шипу и вокруг отверстия под связь;

      5) бандажную ленту, особенно у головок шипов;

      6) места пайки бандажной проволоки, наличие в ней трещин, обрывов и характер излома;

      7) положение демпферной проволоки, ее соответствие требованиям сборочных чертежей, наличие в ней трещин и обрывов, следы натиров на проволоке;

      8) соответствие температурных зазоров и зазоров по цельно фрезерованному бандажу требованиям сборочных чертежей;

      9) стыки стеллитовых пластин и сдой, защищающий от эрозии, нанесенный электроискровым способом, трещины и потемнения металла вследствие подкалки;

      10) осевые и радиальные уплотнения на лопатках и бандажной ленте.

      18. Устанавливается характер излома по типу силового воздействия: ползучести, коррозионной усталости, коррозионного растрескивания под напряжением или от статической нагрузки, руководствуясь анализом изломов деталей согласно приложению 3 к настоящим Методическим указаниям.

      19. Проверяется чистота поверхности, отсутствие деформаций и механических повреждений на направляющих лопатках, состояние заделки лопаток в полотно и обод диафрагмы.

      20. При обнаружении излома хвостовика лопатки в пазу диска, в случае если типовые поломки лопаток ступени происходили неоднократно на данной турбине или других турбинах эксплуатируемых на других электростанциях, раззолачивается вся ступень и проводится осмотр лопаток в соответствии с приложением 3 к настоящим Методическим указаниям.

      21. При обнаружении повреждений одной лопатки контролируемой ступени или аналогичных ступеней многопоточных турбин проводится дефектоскопия всех лопаток ступени (100%) одним из неразрушающих методов контроля.

      22. Поврежденные рабочие лопатки и их связующие элементы подвергаются восстановительному ремонту, а при отсутствии их восстановлению производится замена.

      23. При осмотре дисков цельнокованых роторов и насадных дисков обращается внимание на возможные дефекты (трещины, язвины, эрозионный износ) в указанных зонах: на концевых частях валов, на гребнях, на ободе, на полотне, ступицы, отверстий разгрузочных и под заклепки, вокруг отверстий шпоночных пазов (на снятых дисках). Заполняется формой 1 приложения 2 к настоящим Методическим указаниям.

      24. При осмотре роторов обратить внимание на факторы:

      1) характер излома (усталостный, статический);

      2) очаг разрушения;

      3) наличие задевания частей ротора о статор;

      4) состояние тепловых канавок на соответствие чертежным размерам и на отсутствие наличия трещин;

      5) соответствие радиусов переходных галтелей чертежным размерам.

      25. На поврежденных дисках цельнокованых роторов осматривается обод, зоны заклепок, разгрузочных отверстий, полотна, ступицы, галтелей, лопаток.

      26. При повреждении ротора предоставляются сведения о пусках турбины по годам, зафиксированный на электростанции характер нарушений режимов во время эксплуатации (количество пусков, в том числе из холодного, неостывшего и горячего состояния, количество аварийных остановов, искривление вала, повышенная вибрация, повреждения подшипников, расхолаживание, попадание посторонних предметов, нарушение эксплуатационного режима, резкое отклонение температуры). Данные указываются в форме 1 приложения 2 к настоящим Методическим указаниям.

      27. Устанавливается место расположения дефекта и размеры обнаруженной трещины, для составления точной схемы разрезки ротора с целью исследования металла. Проводится дефектоскопия ротора, для указания зоны вблизи места повреждения в связи с возможным наличием в ней дополнительных дефектов и трещин.

      28. Факторы, ответственные за коррозионное растрескивание деталей в зоне фазового перехода, определяются совокупностью условий:

      1) конструкцией турбин и деталей (лопаток, дисков, роторов);

      2) условиями эксплуатации турбин;

      3) состоянием водно-химического режима пара и питательной воды;

      4) состоянием металла (способом выплавки, механическими свойствами, химическим составом, структурой).

      29. При осмотре поврежденных деталей обращается внимание на наличие питтинговой коррозии, трещин, определяется количество и характер отложений. Внешне питтинг проявляется в виде появления углублений на поверхности металла. Питтинги возникают главным образом в защитном слое (нанесенном или образовавшемся естественным образом) по местам различных дефектов (трещин от внутренних напряжений, пор, микровключений, выхода на поверхность границ зерен, дислокаций). Прокатная окалина или ее остатки на стальных поверхностях – одна из причин язвенной коррозии.

      30. Солевые отложения для химического анализа отбираются до проведения очистки деталей.

      31. При детальном осмотре лопаток:

      1) описывается количество коррозионных повреждений, освобожденных от отложений и специально зачищенных деталей;

      2) фиксируется состояние поверхности с выпуклой и вогнутой сторон пера в прикорневом сечении, в середине и на периферии пера;

      3) оценивается диаметр максимальных питтингов и их плотность;

      4) делается качественное описание распределения коррозионных повреждений по перу лопатки или диска;

      5) отдельно описывается состояние входных и выходных кромок лопаток.

      32. Трещины на выходных кромках рабочих лопаток, в зоне осевых шпоночных пазов дисков обнаруживаются методом ультразвуковой дефектоскопии. Места расположения трещин и питтингов на поверхности лопаток и дисков и их размеры указываются на эскизе, который прикладывается к материалам комиссии.

      33. В случае обнаружения коррозионного растрескивания, питтинговой коррозии с потерей профиля или общей коррозии на диске последний демонтируется для проведения дефектоскопии неразрушающими методами контроля и установления возможности дальнейшей его эксплуатации.

      34. Нормы контроля металла лопаток и дисков ступеней в зоне фазового перехода турбин разных изготовителей приведены в ГОСТ Р ISO 9934-2 "Контроль неразрушающий. Магнитопорошковый метод. Часть 2. Дефектоскопические материалы".

      Сноска. Пункт 34 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      35. Результаты осмотра поврежденных деталей оформляются протоколом комиссии. К нему прилагаются фотографии и эскизы поврежденных частей лопаток и дисков с описанием характера изломов, состояния поверхностей и очагов разрушения.

      36. По результатам осмотра поврежденных деталей ротора и в зависимости от характера повреждения заполняются формы приложения 2 к настоящим Методическим указаниям:

      1) форма 1 – Повреждение и изменение состояния деталей ротора в процессе эксплуатации и ремонта;

      2) форма 2 – Эрозионный износ лопаток и дисков;

      3) форма 3 – Коррозионный износ лопаток и дисков;

      4) форма 4 – Анализ химического состава и механических свойств металла поврежденных деталей;

      5) форма 5 – Анализ микроструктуры металла поврежденных деталей;

      6) форма 6 – Результаты испытаний на вибрацию лопаток;

      7) форма 7 – Состав отложений в проточной части турбины;

      8) форма 8 – Данные вибрации опор подшипников.

Параграф 2. Анализ изломов и качества металла

      37. Описывается строение излома поврежденной детали: расположение очага (очагов) разрушения, направление распространения трещины. Излом классифицируется по характеру разрушающей нагрузки, если возможно оценивается разрушающая нагрузка, определяется возможный вариант о причине разрушения. Намечается план дальнейшего исследования: составляется схема разрезки излома для подробного микрофрактографического исследования и заключения о его классификации. Виды изломов указаны в приложении 3 к настоящим Методическим указаниям.

      38. Для определения качества металла поврежденных деталей:

      1) устанавливается методом стилоскопирования или химического анализа соответствие химического состава металла поврежденных лопаток, дисков и роторов нормам технических требований, при этом о лопатках, дисках и роторах, получаются сертификатные данные изготовителя оборудования;

      2) определяются механические свойства стали или сплава поврежденной детали;

      3) проводится металлографический анализ металла лопаток, дисков и роторов для определения микроструктурного состояния, наличия микротрещин, питтингов или микропиттингов, характера их расположения и развития по глубине металла.

      39. Нормативные данные о химическом составе и механических свойствах материалов лопаточного аппарата, дисков и роторов приведены в приложении 4 к настоящим Методическим указаниям. В приложении 5 к настоящим Методическим указаниям даны указания для изготовления образцов и предварительной оценки прочности металла.

      40. Химический анализ, исследования механических характеристик и микроструктуры металла лопаток, дисков и роторов проводятся специализированной лабораторией, имеющей право на производство работ по разрушающему и не разрушающему контролю металла. Для анализа берется металл как поврежденных, так и неповрежденных лопаток, а у дисков и роторов – вблизи и вдали от места повреждения данной детали. В местах задеваний дисков и роторов измеряется твердость металла. Ее значение сравнивается с таковым вдали от места задеваний. По возможности подкаленный слой удаляется зачисткой. После его удаления проводится контрольное измерение твердости металла.

      Результаты анализа состояния металла представляются в виде форм 4 и 5 приложения 3 к настоящим Методическим указаниям.

      41. В приложении 6 к настоящим Методическим указаниям приведены примеры металлургических дефектов и отклонений в режимах при термообработки сталей и технологии изготовления, приводящих к повреждению лопаток.

      42. Для оценки прочности лопаток используются данные их расчета, включающие сведения о статических напряжениях парового изгиба и от действия центробежных сил.

      Если поломка лопатки произошла по конструктивному концентратору напряжений (например, переходные галтели, радиусы кромок), определяется соответствие фактически выполненных радиусов требованиям изготовителя оборудования.

      43. Для установления соответствия профиля лопаток заводским чертежам обмеряется профиль поврежденных и неповрежденных лопаток по наибольшему сечению профиля а, хорде лопатки в, толщине выходной кромки б в соответствии с рисунком 2 приложения 1 к настоящим Методическим указаниям.

      44. Для проверки правильности установки лопаток проверяется соответствие радиальных и аксиальных навалов согласно требованиям изготовителя оборудования.

      45. Для оценки вибрационной надежности ступени используются данные изготовителя оборудования и станционные данные о частотных характеристиках, о вибрационной отстройке поврежденной ступени. Частотные характеристики включают спектр собственных частот колебаний от минимальных до зоны рабочих частот:

      n * ZH,                                                                        (1)

      где n – рабочая частота вращения,

      ZH – количество направляющих лопаток поврежденной ступени.

      46. Если для установления причины повреждения требуется определить фактическое вибрационное состояние лопаточного аппарата, проводятся подробные вибрационные испытания поврежденной ступени со снятием всего спектра собственных частот колебаний лопаток для осуществления норм контроля для данной ступени на электростанции.

      47. По результатам испытаний делается оценка вибрационной отстройки ступени согласно форме колебаний лопаток, подлежащих отстройке в приложений 7 к настоящим Методическим указаниям.

      Помимо отстраиваемых форм колебаний учитывается и не отстраиваемые высокочастотные формы, при которых в определенных условиях в проточной части турбины происходит поломка лопаток.

      Устанавливается возможное изменение расположения бандажных связей, пакетирования лопаток, других реконструкций лопаток, которые привели к повреждению ступени, не согласованных с изготовителем оборудования.

      48. Все данные о вибрационных характеристиках лопаточного аппарата представляются в соответствии с формой 6 приложения 2 к настоящим Методическим указаниям.

      49. Для оценки общей вибрации турбоустановки собираются сведения о вибрации опор подшипников, согласно с формой 8 приложения 2 к настоящим Методическим указаниям. Период, за который собираются указанные сведения, определяется характером повреждений. В особых случаях собираются данные как стационарной, так и переносной аппаратурой, на имеющиеся спектры вибрации опор турбоустановки.

      Рекомендации по анализу вибрационного состояния турбоагрегата для выяснения причин повреждения лопаточного аппарата даны в приложении 8 к настоящим Методическим указаниям.

Параграф 3. Анализ водно-химического режима проводится во всех случаях выявления механизмов коррозионного повреждения деталей проточной части турбины

      50. Для анализа водно-химического режима собираются:

      1) методы и частота проведения пароводокислородной очистки пароводяных трактов;

      2) методы и частота реагентных и безреагентных промывок проточной части;

      3) методы консервации турбины в период ее остановов;

      4) режимы работы блочной обессоливающей установки;

      5) величина пропуска конденсата помимо блочной обессоливающей установки;

      6) частота и способы регенерации фильтров смешанного действия (для блоков сверхкритического давления);

      7) случаи и источники попадания масла в тракт турбины;

      8) присутствие потенциально кислых органических соединений;

      9) качество пара, питательной, котловой и обессоленной воды;

      10) качество конденсата турбины;

      11) данные количественной и качественной оценок отложений, образовавшихся на проточной части турбины. Сведения заносятся в формой 7 приложения 2 к настоящим Методическим указаниям;

      12) сведения автоматического контроля, за солесодержанием концентрированных проб и результаты контроля за первичным конденсатом.

      51. Качество свежего пара перед турбиной рекомендуется соблюдать в соответствии с ГОСТ Р ISO 9934-2 "Контроль неразрушающий. Магнитопорошковый метод. Часть 2. Дефектоскопические материалы".

      Сноска. Пункт 51 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

Глава 4. Анализ материалов расследования и принятые решения комиссией

      52. На основании Правил и всего комплекса проводимых работ, комиссия составляет Акт расследования, в котором приведены характеристика и уровень технического состояния оборудования на момент обследования.

      53. Комиссия при расследовании выявляет и описывает все причины возникновения и развития нарушения, причинно-следственные связи между ними. Комиссия имеет право по результатам анализа всех представленных материалов по восстановлению оборудования дать рекомендации:

      1) по допуску к эксплуатации поврежденных лопаток, связей, дисков, роторов к работе после проведения их ремонта и контроля;

      2) по принятию решения о частичной или полной замене лопаток и связей на колесе, насадных дисков;

      3) о выведении оборудование из эксплуатации;

      4) о вводе в эксплуатацию на ограниченный срок и назначить контроль за металлом деталей ротора в объеме и на срок.

      5) о назначении дополнительных исследований в случае не выявленной причины повреждения.

      54. Рекомендации комиссии сопровождаются техническими документами, обосновывающими принятое решение. Копии Акта технического расследования со всеми приложениями представляются членам комиссии в соответствии с Правилами.

  Приложение 1
к Методическим указаниям по расследованию
причин повреждений металла лопаточного
аппарата, дисков и роторов паровых турбин
тепловых электростанций

     


      1-4… – номера лопаток;

     

– обрывы проволочного      бандажа;

      х – отпайка проволочного      бандажа;

     

– трещины в лопатках;

     

– коррозия;

     

– эрозия.

      Рисунок 1. Схема повреждений рабочих лопаток на ступени

     


      Рисунок 2. Профиль рабочей лопатки

  Приложение 2
к Методическим указаниям
по расследованию причин повреждений металла
лопаточного аппарата, дисков и роторов паровых турбин
тепловых электростанций
  Форма 1

                        Типы формуляров о поврежденных деталях

      Электростанция__________________ Дата____________________

            Повреждение и изменения состояния деталей ротора в процессе
      эксплуатации и ремонта в связи с технологическим нарушением
            произошедшим______________________20__г.

      Тип турбин____, №___, зав.№____. Изготовитель_______. Пущена в эксплуатацию в _____году. Ступень №___

Дата

Причина останова

Наработка на момент останова, тыс.ч

Количество пусков

Нарушения за период эксплуатации

Повреждения в межремонтный период или по годам

Цельнокованые роторы

Насадные Диски

Лопатки

Связи

Причина повреждения

Выполненные работы

Организация проводившая ремонт

Результаты

Результаты

Результаты

Результаты

Осмотра

Контроля

Осмотра

Контроля

Осмотра

Контроля

Осмотра

контроля


















      Краткая характеристика поврежденной детали ________________________________________
Основные размеры _______________________________________________________________
Взаимное расположение на роторе мест повреждений (схема) ___________________________
Вид излома (описание, фото или эскиз) ______________________________________________
Формуляр составлен комиссией (подкомиссией) ______________________________________

  Форма 2

      Электростанция__________                                           Дата_________
                              Эрозионный износ лопаток

      Тип турбины
Станционный №
Ступень №
Изготовитель
Наработка, тыс.часов

      Дата ввода в эксплуатацию
Количество пусков
Частота вращения, об/мин

      Длина лопаток, мм
Скрепляющие связи

      Описание эрозионного износа (фото или эскиз)
Наименьшая площадь поперечного сечения
лопатки в зоне эрозионного износа

      Формуляр составлен комиссией (подкомиссией) ______________________________________
                                          ______________________________________

  Форма 3

      Электростанция__________                                           Дата_________

                        Коррозионный износ лопаток и дисков

      Тип турбины                  Изготовитель                  Станционный
Ступень №                  Наработка, тыс.часов
Количество пусков
Частота вращения, об/мин.
Описание коррозионного износа (место расположения, плотность, размер и глубина
питтингов; фото или эскиз)
Формуляр составлен комиссией (подкомиссией) ______________________________________
                                          _______________________________________

  Форма 4

      Электростанция__________                                           Дата_________

                  Анализ химического состава и механических свойств
                        металлаповрежденных деталей

      Тип турбины            Станционный №            Ступень №            Наработка, тыс.ч

Результаты химического анализа, %

Механические свойства

Примечание

Предел

Относительное

Ударная вязкость, кДж/м2

Твердость, МПа

Текучести, МПа

Прочности, МПа

Удлинение

%

Сужение, %

      Формуляр составлен комиссией (подкомиссией)             _______________________
                                                      _______________________

  Форма 5

      Электростанция__________                         Дата_________

      Анализ микроструктуры металла поврежденных деталей

      Тип турбины                  Станционный №                  Ступень №

Название поврежденной детали

Результаты исследования микроструктуры металла

Примечание

вдали от места повреждения

вблизи места повреждения

      Формуляр составлен комиссией (подкомиссией) _______________________
                                          _______________________

  Форма 6

                  Результаты испытаний лопаток на вибрацию

      Закреплено на диске            ступени

      Тип турбины       Станционный №            Частота вращения, об/мин

      Испытание проведено ______________________________________________
                        (дата, во время капитального ремонта,
_________________________________________________________________
                        аварийного останова, вскрытия)

      Способ определения частот_________________________________________
1. Основные сведения о лопатках
      Профиль лопатки №_________      Конструкция связи __________
      Профиль хвоста №_____________
      Количество направляющих лопаток ступени _______________________
      Количество часов работы лопаток после перелопачивания _______тыс.ч
      Дата последнего перелопачивания ______________
      Определение виброхарактеристик проведено до (после) ремонта
2. Испытание пакета лопаток

Показатели

Номера пакетов

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

      1. Количество лопаток в пакете _________
2. Форма колебаний __________________
      Формуляр составлен комиссией (подкомиссией) _________________
                                          _______________________

  Форма 7

            Электростанция__________                               Дата_________

                        Состав отложений в проточной части турбины

      Тип турбины
Станционный №
Ступень №
Частота вращения, об/мин
Описание количественного и качественного составов отложений
Характер их распределения по профилю и высоте лопаток
Формуляр составлен комиссией (подкомиссией) _______________________
                                          _______________________

  Форма 8

      Электростанция__________                   Дата_________
Вибрация опор подшипников
Тип турбины
Станционный №

Дата

Время,
ч, мин

Нагрузка

Вибрация подшипника № …

Вибрация подшипника №...


 
Na, МВт
 

Np, МВт


вертикальная

поперечная

осевая

вертикальная

поперечная

осевая






Vе 2A1 F

Vе 2A1 F

Vе 2A1
F

Vе 2A1 F

Vе 2A1 F

Vе 2A1
F













      Примечание. Данные о вибрации дать вертикальным столбцом, указав по порядку
среднеквадратическую виброскорость Vе размах виброперемещения (1-я гармоника) 2А1 и
фазу (1-я гармоника) F.
Формуляр составлен комиссией (подкомиссией) _______________________
                                          _______________________

  Приложение 3
к Методическим указаниям по
расследованию причин повреждений металла
лопаточного аппарата, дисков и роторов паровых турбин
тепловых электростанций

Анализ изломов деталей (лопатки, диски и роторы)

      Исследование изломов деталей турбин является составной частью работ по расследованию причин их повреждений.

      Расследование рекомендуется начинать с выявления очага разрушения. Классификация и подробный анализ основных видов поверхностей разрушения указанных деталей приведены в издании Всесоюзного теплотехнического института, Москва, 1993. "Исследование изломов: Методические рекомендации и атлас повреждений деталей проточной части турбин". Различают изломы, связанные с металлургическими дефектами в деформированном металле, к которому относятся рассматриваемые детали (лопатки, диски, роторы, бандажи). Усадочная рыхлость как скопление несплошностей неправильной формы. Отдельные участки имеют пористое ноздреватое строение без явных признаков пластической деформации.

      Древовидный излом, при котором поверхность разрушения имеет грубоволокнистое строение, вызванное многочисленными микрорасслоениями металла, обусловлен грубо дендритным строением металла ориентированными включениями значительного размера.

      Флокены имеют гладкую серебристую кристаллическую поверхность стенок. Особенно присущи легированной конструкционной среднеуглеродистой стали. В лопатках выглядят в виде расслоений металла вдоль оси.

      Опасно наличие обезуглероженных зон на поверхности деталей. В микроструктуре они выглядят как белые нетравящиеся участки. Хотя встречаются они довольно редко, так как поверхности деталей подлежат механической обработке с удалением обезуглероженного слоя. В отдельных случаях остаются технологические трещины с краями из обезуглероженного металла.

      Термические трещины вызваны структурными и термическими напряжениями, связанными с неодновременным протеканием фазовых превращений в поверхностных и центральных слоях стального изделия и большим градиентом температур по его сечению при термической обработке. Обычно эти дефекты выявляются на стадии изготовления в заводских условиях.

      Деформационные трещины возникают при неблагоприятных условиях деформации при повышенных степенях обжатий, отклонениях от оптимальных температур деформации, наличии внутренних концентраторов напряжений в виде шлаковых включений, рыхлот, плен оксидов и др. и характерны для металла пониженной пластичности. Края трещин, как правило, имеют обезуглероженный слой металла, а в поперечных изломах – паукообразный или крестообразный вид.

      Основными типами макроизломов деталей являются изломы под воздействием статической нагрузки и от циклического нагружения (усталостные). Последние характерны для рабочих лопаток и дисков в зоне ободьев, работающих в условиях вибрационного нагружения. Изломы, возникающие под воздействием статической нагрузки (силовые изломы), присущи всем рассматриваемым деталям. В дисках и роторах возникают изломы в результате длительного воздействия статических напряжений и коррозионной среды (коррозия под напряжением). В лопатках оба механизма разрушения проявляются одновременно.

      Изломы под воздействием статической нагрузки бывают кратковременного нагружения при напряжениях, больше условного предела текучести, или длительного – при напряжениях, меньше условного предела текучести, К последним относятся изломы ползучести в результате длительного статического нагружения при температуре, равной 0,4Тпл, где Тпл – температура плавления.

      Для "силового" излома характерно однородное волокнистое строение со следами пластической деформации для вязкого материала или однородное крупнокристаллическое – для хрупкого. В последнем случае излом происходит в результате мгновенного обрыва и его поверхность направлена перпендикулярно продольной оси лопатки, ротора, бандажной проволоки. В дисках мгновенный обрыв происходит под разными углами к оси, обрывается часть сегмента или сектора. В вязком материале разрушение происходит путем среза, которому предшествует пластическая деформация под действием нормальной растягивающей нагрузки; при этом обычно образуются одна или несколько поверхностей обрыва, направленных под острым углом к продольной оси лопатки, ротора, бандажной связи.

      Усталостные изломы начинаются, вблизи поверхности от концентраторов: утонений, эродированных канавок, забоин. Для них характерна отличительная микроструктура или отдельные ее фрагменты, например, полосчатость. Возникают они под действием нагрузки, периодически и многократно изменяющейся. Скорость распространения трещины различна на разных стадиях разрушения. В изломе видны две зоны: одна притертая (разной степени), усталостная, другая – кристаллическая, статического (силового) долома.

      Различают многоцикловые усталостные изломы при упругом деформировании, малоцикловые – при упругопластическом деформировании, коррозионно-усталостные – при воздействии коррозионной среды, термоусталостные – образующиеся под действием переменных напряжений, возникающих при термоциклах.

      В типичном усталостном изломе видны усталостные бороздки. Расстояние между бороздками и их направленность коррелируют со скоростью развития трещины и условиями нагружения. Плоскость усталостного нагружения перпендикулярна оси действия напряжений на деталь.

      Степень сглаженности зоны развития усталостной трещины зависит от количества циклов знакопеременной нагрузки, действующей до разрушения сечения детали, и от статической нагрузки (зона долома). При большом количестве циклов, когда напряжения превышают предел выносливости металла (конструктивный предел выносливости детали) незначительно, излом имеет фарфоровидное строение, а при дальнейшем увеличении количества циклов – блестящий шлифованный вид. При напряжениях, значительно превышающих предел выносливости, усталостная трещина развивается быстро на небольшой площади сечения детали, остальную площадь занимает долом. В результате поверхность развития трещины менее пришлифованная, со следами грубых усталостных бороздок.

      Очагов усталостных разрушений бывает несколько, в особенности у роторов или дисков.

      По характеру расположения линий фронта усталости (бороздок) определяется преобладающее направление колебаний (например, лопаток), приведших к поломке.

      При колебаниях в аксиальном направлении линии фронта усталости металла расположены перпендикулярно хорде лопатки, а при колебаниях в тангенциальном направлении – параллельно хорде.

  Приложение 4
к Методическим указаниям по расследованию
причин повреждений металла лопаточного
аппарата, дисков и роторов паровых
турбин тепловых электростанций

Нормативные данные о химическом составе и механических свойствах материалов лопаточного аппарата, дисков и роторов

      Для лопаток турбин применяются коррозионно-стойкие (нержавеющие) жаропрочные стали, способные работать в нагруженном состоянии при высоких температурах (до 550 °С) в течение определенного времени и обладающие при этом хорошей жаростойкостью.

      В зависимости от структуры применяют мартенситно-ферритные, где содержится не менее 10 % феррита и мартенситные стали из 100 % мартенсита после закалки.

      Для рабочих лопаток применяются в основном марки стали:

      12Х13-Ш (КП-45), 20Х13-Ш, (КП-50, КП-60), 15Х11МФ-Ш (КП-60, КП-70), 18Х11МНФБ-Ш (КП-60, КП-65, КП-70), 13X11Н2В2МФ-Ш (КП-70), 20Х12ВНМФ-Ш (КП-60, КП-70).

      Допускается использование марок стали ограниченного применения 12X13 (КП-55), 13X11Н2В2МФ-Ш (КП-75), 15Х12ВНМФ-Ш (КП-60, КП-70).

      В качестве материала лопаток, работающих во влажном паре, по согласованию с изготовителями турбин допускается использовать титановые сплавы ВТ6, ТС5, ВТ20, ВТЗ-1.

      Требования к химическому составу и механическим свойствам лопаточных сталей и титановых сплавов приведены в таблицах 1-5.

      Для роторов и насадных дисков применяют стали перлитного класса хромомолибденованадиевые или хромоникельмолибденованадиевые.

      Требования к химическому составу и механическим свойствам их приведены в таблицах 6, 7.

      Таблица 1 – Требования к химическому составу лопаточных сталей

Класс стали

Марка стали

Содержание химических элементов, %

С

Si

Mn

Cr

Ni

W

Mo

Nb

V

S

P

Мартенситноферритный

12Х13-Ш

0,09-0.15

0,8

0,8

12-14

-

-

-

-

-

0,025

0,030

15Х12ВНМФШ (ЭИ 802)

0,12-0,18

0,4

0,9

11,0-13,0

0,4-0,8

0,7-1,1

0,5-0,7

-

0,15-0,30

0,025

0,030

Мартенситный

20Х12ВНМФШ (ЭП428)

0,17-0,23

0,6

0,5- 0,9

10,5-12,5

0,5-0,9

0,7-1,1

0,5-0,7

-

0,15-0,30

0,025

0,030

13X11Н2В2МФШ (ЭИ961)

0,10-0,16

0,6

0,6

10,5-12,0

1,5-1,8

1,6-2,0

0,35-0,50

-

0,18-0,30

0,025

0,030

20Х13-Ш

0,16-0,25

0,8

0,8

12,0-14,0

-

-

-

-

-

0,025

0,030

15Х11МФ-Ш

0,12-0,19

0,5

0,7

10,0-11.5

0,6

-

0,6-0,8

-

.0,25-0,40

0,025

0,030

18Х11МНФБ-Ш

0,15-0,21

0.6

0,6-1,0

10,0-11,5

0,5-1,0

-

0,8-1,1

0,20-0,45

0,2-0,4

0,025

0,030

08Х16Н13М2Б

0,6-0,12

0,8

15,0-17,0

5,0-17,0

12,5-14,5

-

2,0-2,5

0,9-1,3

-

0,02

0,035
 

*Массовая доля элементов максимальная, если не указаны пределы. Содержание меди ограничено 0,3 %. Основу сталей составляет железо.

      Таблица 2 – Требования к химическому составу титановых сплавов для лопаток

Марка сплава

Содержание химических элементов, %

Al

Sn

Mo

Zn

V

Cr

Si

Fe

C

N2

H2

O2

Сумма прочих примесей

ТС5

4,5-6,0

2,5-4,0

-

1,5-3,5

1,5-2,5

-

0,15

0,3

0,1

0,05

0,015

0,12

0,30

ВТ20

5,5-7,0

-

0,5-2,0

1,5-2,5

0,8-2,5

-

0,15

0,25

0,1

0,05

0,015

0,15

0,30

Примечание
1. Основу сплава составляет титан
2. Массовая доля элементов максимальная, если не приведены пределы.

      Таблица 3 – Требования к механическим свойствам металла заготовок стальных лопаток

Категория прочности

Марка стали

Механические свойства на продольных образцах

предел

Относительное удлинение

, %

Относительное сужение , %

Ударная вязкость КСU при 20 0С, кДж/м2, (кг•м/см2)

Твердость по Бринеллю, НВ

Диаметр отпечатка, мм, соответствующий данной твердости

Текучести

0,2, МПа (кгс/мм2)

Прочности

в МПа (кгс/мм2)

Не менее

КП-45

12Х13-Ш

441-637 (45-65)

617,4 (63)

20

60

784(8)

192-229

4,35-4,0

КП-50

20Х13-Ш

490-657 (50-67)

666,4 (68)

18

50

686(7)

207-241

4,2-3,9

КП-55

12Х13-Ш

539-686 (55-70)

686 (70)

15

50

588(6)

217-255

4,1-3,8

КП-60

20Х13-Ш
15Х11МФ-Ш
18Х11МНФБ-Ш

568,4-755 (60-77)

755 (77)

14

50

588(6)

248-293

3,85-3,55

20Х12ВНМФ-Ш
15Х12ВНМФ-Ш

735 (75)

15

40

КП-65

18Х11МНФБ-Ш

617,4-764,4 (63-78)

764,4 (78)

14

45

490(5)

235-277

3,95-3,65

КП-70

15Х11МФ-Ш
18Х11МНФБ-Ш
20Х12ВНМФ-Ш
15Х12ВНМФ-Ш

666,4-813,4 (68-83)

784
(80)
835,4
(85)

13

40

392(4)

241-285

3,9-3,6

15Х11Н2В2МФ-Ш

617,4-764,4 (68-83

784
(80)

13

40

392(4)

241-285

3,9-3,6

833,4
(85)

15

40

588(6)

248-302

3,7-3,44

13Х11Н2В2МФШ

813,4
(68-83)

833,4
(85)

15

50

588(6)

241-285

3,9-3,6

КП-75

13Х11Н2В2МФ-Ш

705,6-852,6
(75-87)

862,4
(88)

15

50

588(6)

269-313

3,85-3,5

*Для заготовок лопаток из сталей с замковой частью толщиной более 60 мм допускается уменьшение механических свойств на замковой части: удлинения на 1%абсолютного значения, сужение на 5% абсолютных по сравнению с табличным значением и ударной вязкости на 98 кДж/м2 (1 кг•м/см2) при норме 686 кДж/м2 (7 кг•м/см2) и более.
В случае невозможности изготовить продольные образцы механические свойства определяются на поперечных образцах. Допускается при этом уменьшение значения удлинения на 3% абсолютных, сужения на 20% абсолютных и ударной вязкости на 196 кДж/м2 (2 кг•м/см2)
Для заготовок рабочих лопаток с рабочей частью длиной более 1400 мм и КП-70 устанавливается предел текучести

0,2 от 637 до 813,4 Мпа (от 65 до 83 кгс/мм2), твердость – от 235-285 НВ, диаметр отпечатка – от 3,6 до 3,95мм. При значении предела текучести выше 784 МПа (80 кгс/мм2) обязательным является контроль вязкой составляющей в изломе ударных образцов, она составляет не менее 20%)
Испытание на ударную вязкость заготовок лопаток сечением менее 13мм не проводится, при этом дополнительной сдаточной характеристикой является твердость.
Для заготовок лопаток длиной более 600мм из стали 13Х11Н2В2МФ-Ш (ЭИ961-Ш) КП-75 ударная вязкость составляет не менее 490 кДж/м2 (5 кг•м/см2).
Разница в значениях твердости для заготовок рабочей части лопатки длиной менее 1200мм и хордой не более 280мм не превышает 20 НВ, а для заготовки рабочей лопатки более 1200 мм- 30НВ (т.е. 0,2 и 0,3 мм по диаметру отпечатка соответственно).

      Таблица 4 – Требования к механическим свойствам металла заготовок лопаток из титанового сплава ВТ20

Категория прочности

Механические свойства продольных образцов штамповки лопаток из ВТ20 при 20 °С

предел

относительное

Ударная вязкость КСU при 20 0С, кДж/ м2, (кг•м/с м2

Твердость по Бринеллю, НВ

Диаметр отпечатка, мм, соответствующий данной твердости

Текучести

0,2, МПа (кгс/м м2)

Прочности

в, МПа (кгс/м м2)

Удлинение

, %

Сужение

, %

не менее

КП-80-85

850
(86,7)

930
(94,9)

17

30

705
(7,2)
764
(7,8)

332

3,35

      Таблица 5 – Требования к механическим свойствам металла заготовок лопаток из титанового сплава ТС5

Длина лопатки, мм

Механические свойства продольных образцов штамповки лопаток из ТС 5 при 20 °С

предел

относительное

Ударная вязкость КСU при 20 0С, кДж/м2, (кг•м/см2

Твердость по Бринеллю, НВ

Диаметр отпечатка, мм, соответствующий данной твердости

Текучести

0,2, МПа (кгс/мм2)

Прочности

в, МПа (кгс/мм2)

Удлинение

, %

Сужение

, %

не менее

<1300

720-790
(72-79)

830
(83)

8

20

0,45
(4,5)

255-341

3,3-3,8

>1300

750-900
(75-90)

830
1 (83)

8

20

0,4
(4,0)

269-341

3,3-3,8

      Таблица 6 – Химический состав марок сталей для роторов и насадных дисков паровых турбин

Марка стали, ТУ

Массовая доля химических элементов, %

С

Si

Мп

Сг

Ni

Мо

W

V

Си

S

Р

Р2МА (25Х1М1ФА), ТУ 108.1029

0,21-0,29

≤0,37

0,3-0,6

1,5-1,8

0,4

0,9-1,05

-

0,22-0,32

0,2

0,022

0,025

ЭИ415 (20ХЗМВФА), ТУ 108.1029

0,17-0,24

≤0,4

0,25-0,60

2,4-3,3

≤0,5

0,35-0,55

0,3-0,5

0,65-0,85

0,2

0,022

0,025

34ХН1МА,
ТУ 108.1028

0,3-0,4

0,37

0,5-0,8

1,3-1,7

1.3-1,7

0,2-0,3

-

-

0,25

0,022

0,025

34XH3MA, ТУ 108.1028

0,3-0,4

0,37

0,5-0,8

1,1-1,3

2,75-3,25

0,25-0,40

-

-

0,25

0,022

0,025

35ХНЗМФА, ТУ 108.1028

0,32-0,40

0,37

0,5-0,8

1,3-1,7

3,0-3,5

0,4-0,6

-

0,1-0.2

0,25

0,022

0,025

ЗОХНЗМ2ФА, ТУ 108.1028

0,26-0,32

0,37

0,2-0,5

1,2-1,7

3,0-3,5

0,4-0,65

-

0,1-0,2

0,25

0,022

0,025

26ХНЗМ2ФА (УВРВ),
ТУ 108.11.847

0,25-0,30

≤0,04

0,3-0,6
 

1,3-1,7

3,4-3,8

0,5-0,7

-

0,12-0,18

0,20

0,012

0,01

      Примечание – Массовая доля элементов максимальная, если не приведены пределы.

      Таблица 7 – Требования к механическим свойствам металла заготовок роторов и насадных дисков

Марка стали

НТД, категория прочности

Механические свойства на продольных образцах

предел

относительное

Ударная вязкость КСU при 20 0С, кДж/м2, (кг•м/см2)

Твердость, НВ

Угол изгиба, град

Текучести

0,2, МПа (кгс/мм2)

Прочности

в МПа (кгс/мм2)

Удлинение

, %

сужение

, %

Не менее

Р2МА

(25Х1М1ФА)

ТУ 108.1029, Ша

490-667

(50-68)

618

(63)

16

40

400

(4,1)

-

180

ЭИ415

(20Х3МВФА)

ТУ 108.1029,

V

589-736

(60-75)

736

(75)

13

40

500

(5.1)

-

150

34ХН1МА

34ХН3МА

35ХН3МФА

27ХН3М2ФА

30ХН3М2ФА

ТУ 108.1028,

V

664-833

(68-85

815

(83)

12

40

600

(6,1)

-

120

35ХН1М2ФА

ТУ 108.1028,

V

680-850

(69-87)

830

(85)

12

40

500

(5.1)

-

120

      Заготовки роторов и насадок дисков из стали нового поколения 26ХН3М2А (УВРВ) на ОАО "Турбоатом" и ОАО "Ленинградский машиностроительный завод" производятся в соответствии с индивидуально разработанными ими техническими требованиями на поставку (таблицы 7а, 7б).

      Таблица 7 а. – Требования ОАО "Турбоатом" к механическим свойствам металла заготовок роторов и насадных дисков из стали 26ХНЗМА

НТД, категория прочности

Механические свойства при 200С

предел

относительное

Ударная вязкость КСU при 20 0С, кДж/м2, (кг•м/см2)

Твердость, НВ

Угол изгиба, град

Текучести

0,2, МПа (кгс/мм2)

Прочности

в МПа(кгс/мм2)

Удлинение

, %

сужение

, %

ТУ 108.11.847,

III

840-960

(86-98)

900

(92)

13

44

540-550 (5,51-5,61)

2410-2850

120

      Таблица 7 б. – Требования ОАО "Ленинградский машиностроительный завод" к механическим свойствам заготовок роторов (валов) и насадных дисков из стали 26ХНЗМА

Наименование детали

НТД, категория прочности

Механические свойства на продольных образцах

предел

относительное

Ударная вязкость КСU при 20 0С, кДж/м2, (кг•м/см2)

Угол изгиба образцов, град

Текучести

0,2, МПа (кгс/мм2)

Прочности

в ,МПа (кгс/мм2)

Удлинение

, %

сужение

, %

Продольных

тангенциальных

Не менее

Валы роторов

ТУ 302.02.155

590-760
(60-77)

710
(72)

15

40

780
(8)

150

120

Насадные диски

740-800
(75-90)

780
(80)

14

40

580
(6)

-

120

  Приложение 5
к Методическим указаниям
по расследованию причин повреждений
металла лопаточного аппарата,
дисков и роторов паровых турбин
тепловых электростанций

Указания по изготовлению образцов и предварительной
оценке прочности металла

      Для оценки состояния металла или обнаружения подкалки его при операциях, связанных с нагревом лопаточного аппарата (пайка бандажных связей, стеллитовых пластин, электроискровая обработка стеллитом или другим материалом и пр.), исследовать образец, вырезанный в непосредственной близости и вдали от места разрушения.

      Если для малогабаритных лопаток не удается вырезать заготовку, достаточную для стандартного образца, допускается изготовление микрообразцов.

      Предварительное значение временного сопротивления разрыву

вр, МПа (кгс/мм2), можно определить по формуле

вр = 0,35 НВ + 0,2.

  Приложение 6
к Методическим указаниям по расследованию
причин повреждений металла
лопаточного аппарата, дисков и
роторов паровых турбин
тепловых электростанций

Примеры металлургических дефектов и отклонений в режимах термообработки сталей и технологии изготовления, приводящих к повреждению лопаток

      1. Металлургические дефекты и отклонения структуры от оптимальной снижают прочность лопаток из хромистой стали 12X13 и 20X13:

      1) Наличие в металле волосовин, уменьшающих прочность и пластичность.

      2) Ферритно-карбидная смесь различной степени коагуляции карбидной составляющей (неоптимальная микроструктура), образующаяся вследствие температурно-временных отклонений в режимах термической обработки лопаток после штамповки, приводит к снижению твердости (прочности) металла. Оптимальная структура для хромистых сталей - сорбитообразный перлит с возможным наличием в нем до 15 % разрозненных включений избыточного дельта-феррита.

      Грубая карбидная или ферритная сетка (более 15 % дельта-феррита), расположенная по границам первичных зерен, приводит в значительному снижению демпфирующей способности хромистых сталей.

      2. Отступления от режима термической обработки лопаток вызывающие явления:

      1) Значительную остаточную пластическую деформацию перовой или хвостовой части лопатки, если расчетные напряжения превышают предел текучести материала при рабочей температуре до 500 °С;

      2) Преждевременное разрушение лопатки в результате исчерпания металлом запаса длительной прочности при рабочей температуре выше 500 °С.

      Наиболее сильно сказываются отступления от режимов термообработки на механической прочности металла лопаток из более легированных мартенситных хромистых сталей, таких как ЭП291 -Ш, ЭИ961 -Ш, и титановых сплавов. В процессе изготовления рабочих лопаток последних ступеней ЦНД при пайке стеллитовых пластин в случае перегрева металла возможно образование микротрещин на входных кромках. В таких случаях признаком перегрева являются пятна повышенной травимости металла на внутреннем профиле лопатки в зоне припайки пластины.

  Приложение 7
к Методическим указаниям по расследованию
причин повреждений металла
лопаточного аппарата, дисков
и роторов паровых турбин
тепловых электростанций

Формы колебаний лопаток, подлежащих отстройке

      В диапазоне до 300 Гц для турбин с частотой вращения 50с-1 и в диапазоне до 150 Гц для турбин с частотой вращения 25с-1 подлежат отстройке:

      1) лопатки без связей и пакеты по всем формам колебаний;

      2) лопатки с кольцевыми или шахматными связями, система дисклопатки - по всем формам колебаний с узловыми диаметрами.

      Отстройка выполняется и при частоте кромочных импульсов направляющего аппарата, близкой к динамическим частотам:

      1) первого, второго и третьего тонов изгибных колебаний, первого и второго тонов крутильных колебаний - для лопаток, устанавливаемых без связей;

      2) первого и второго тонов тангенциальных колебаний, первого тона внутрипакетных изгибных колебаний, первого тона внутрипакетных крутильных колебаний - для пакетов лопаток;

      3) первого тона тангенциальных колебаний - для пакета лопаток парциальных ступеней.

      При малом значении пакетного множителя отстройку пакетов по первому и второму тонам тангенциальных колебаний разрешается не проводить.

  Приложение 8
к Методическим указаниям по расследованию
причин повреждений металла лопаточного
аппарата, дисков и роторов паровых турбин
тепловых электростанций

Рекомендации по анализу вибрационного состояния
турбоагрегата для выяснения причин повреждений
лопаточного аппарата

      1. Ознакомиться с возможностями:

      1) штатной системы вибрационного контроля, установленной на турбоагрегате;

      2) системы вибрационной диагностики, если она имеется на турбоагрегате.

      Эта система обслуживается специалистом по вибрации турбинного оборудования.

      С привлечением специалистов по вибрации электростанции энергоремонтного предприятия выяснить:

      1) объем информации, которую получают о вибрационном состоянии турбоагрегата от вибродиагностического комплекса;

      2) уровень остаточной неуравновешенности на водопроводе турбоагрегата.

      2. Для чего ознакомиться с:

      1) вибрационным состоянием турбоагрегата на холостом ходу и под нагрузкой;

      2) имеющимися амплитуде - и фазочастотными характеристиками подшипников и валопровода при пусках и остановах турбоагрегата;

      3) происходившими нарушениями нормального вибрационного состояния турбоагрегата и условиями их протекания;

      4) тепломеханическими характеристиками турбоагрегата;

      5) отклонениями характеристик расширений турбоагрегата от нормативных значений;

      6) особенностями проводимых виброналадочных работ и поведением турбоагрегата при виброналадке;

      7) прочими имеющимися вибрационными характеристиками валопровода и опор;

      8) температурным состоянием подшипниковых опор.

      3. Дополнительно ознакомиться с вибрационными характеристиками турбоагрегата по данным, полученным от службы виброналадки электростанции или от обслуживающего турбоагрегат ремонтного предприятия.

  Приложение 10
к приказу Министра энергетики
Республики Казахстан
от 6 января 2017 года
№ 2

Методические указания по оптимизации оборотной системы водоснабжения электростанций с градирнями

Глава 1. Общие положения

      1. Настоящие Методические указания по оптимизации оборотной системы водоснабжения электростанций с градирнями (далее – Методические указания) разработаны в соответствии с подпунктом 70-14) статьи 5 Закона Республики Казахстан "Об электроэнергетике".

      Сноска. Пункт 1 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      2. Настоящие Методические указания составлены на основании опыта эксплуатации, наладки и испытаний башенных градирен единичной площадью орошения до 10 тысяча кубических метров (далее – тыс. м2) и направлены на повышение надежности и эффективности работы таких градирен. Приведенные в Методических указаниях технические решения по модернизации отдельных элементов башенных градирен приемлемы и для вентиляторных градирен.

      3. В настоящих Методических указаниях применяются следующие основные понятия и определения:

      1) оборотная система водоснабжения (циркуляционная) - система водоснабжения, при которой охлаждающая вода используется многократно;

      2) оборотная вода (циркуляционная) – вода, циркулирующая в оборотной системе водоснабжения;

      3) гидроохладитель – теплообменное сооружение для охлаждения циркуляционной воды;

      4) градирня – гидроохладитель, в котором используется тяга воздуха для эффективного снижения температуры охлаждаемой воды;

      5) башенная градирня – градирня, в которой тяга создается с помощью вытяжной башни;

      6) вентиляторная градирня – градирня, в которой тяга создается с помощью вентиляторов;

      7) гидравлическая нагрузка гидроохладителя (градирни) – давление воды, поступающей на охладитель.

      Иные понятия и определения, используемые в настоящих Методических указаниях, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области электроэнергетики.

Глава 2. Область применения

      4. В системах оборотного водоснабжения электростанций распространены преимущественно башенные градирни с естественной тягой охлаждающего воздуха. Вентиляторные градирни имеют незначительное распространение и используются в основном в южных районах страны.

      5. Эксплуатируемая градирня в системе оборотного водоснабжения электростанции является технологическим агрегатом, от конструктивного выполнения и эксплуатационного состояния которого значительно зависят экономические показатели работы основного оборудования. При повышении температуры охлаждения воды в градирне летом на 1°С приводит к увеличению удельного расхода условного топлива на выработку электроэнергии на 1,2-2,0 г/(кВт∙ч) в зависимости от типа паровой турбины и начальных параметров свежего пара. Поддержание в хорошем эксплуатационном состоянии конструкций градирен требует постоянного контроля.

Глава 3. Классификация градирен, общие сведения об их состоянии

      6. На электростанциях эксплуатируются четыре типа башенных градирен:

      1) пленочные;

      2) капельные;

      3) капельно-пленочные;

      4) брызгальные.

      Перечисленные типы градирен разделяются по признаку создания поверхности охлаждения: путем разбрызгивания воды соплами – брызгальные, оросительными устройствами – пленочные, капельные и капельно-пленочные.

      7. В оросительных устройствах пленочного типа теплоотдача происходит с поверхности водяной пленки, образующейся на элементах оросителя, а в оросителях капельного типа – с поверхности капель воды.

      8. Наибольшее распространение на энергопредприятиях получили градирни с пленочным оросителем, где плотность орошения достигает 10 м3/(м2∙ч), в капельных градирнях – 3-4 м3/(м2∙ч).

      9. Брызгальные градирни применяются на отдельных электростанциях с малой конденсационной нагрузкой или в качестве дополнительного охладителя при пиковых режимах из-за их низкой эффективности.

      10. Оросители градирен, блочные изготовленные из деревянных реек и брусков, или плоских асбестоцементных листов.

      11. На отдельных градирнях в опытном порядке устанавливаются пластмассовые оросители различной конструкции.

      12. Распределение воды по площади оросителя осуществляется с помощью самотечных лотков или напорных труб с разбрызгивающими соплами, установленными над оросителем.

      13. Наиболее эффективной является напорная система водораспределения, так как при этом достигается равномерность поступления воды по площади орошения, что способствует повышению эффективности охлаждения.

      14. При эксплуатации градирен наиболее уязвимой конструкцией является деревянный ороситель, требующий ввиду гниения древесины замены через 10-12 лет, а иногда и раньше, в то время как срок службы асбестоцементного оросителя превышает 30 лет.

      15. Вытяжные башни градирен выполняются железобетонными или обшивными конструкциями на металлическом каркасе. В качестве обшивки применяются деревянные щиты, асбестоцементные и алюминиевые листы волнистого профиля. Срок службы указанных обшивок составляет 20-25 лет, при пропитке антисептиком деревянных обшивок процессы разрушения замедляются, и сроки службы увеличиваются в 1,5 раза.

      16. Наиболее долговечными являются железобетонные вытяжные башни градирен, но их применение ограничено территорией с температурой наиболее холодной пятидневки не ниже минус 28°С. Возведение этих конструкций в переставной опалубке приводит к образованию большого количества неплотных швов, через которые проникает конденсат, разрушающий бетон при замерзании. Данное явление имеет место практически на всех градирнях, что рекомендует их ремонт каждые 5 лет с длительным отключением.

      17. В значительной степени разрушению железобетонных вытяжных башен градирен способствует отсутствие либо несовершенная конструкция противообмерзающих устройств, в основном в районах с суровым климатом.

Глава 4. Технические решения при оптимизации градирен

      18. Оптимизация градирен выполняется в целях совершенствования их конструкции для повышения эффективности охлаждения, увеличения надежности и сроков службы.

      19. При оптимизации учитываются фактические и перспективные конденсационные нагрузки обслуживаемых градирней турбоагрегатов, а также режимы их работы с учетом метеофакторов, выполняется технико-экономическое обоснование выбора схемы модернизации.

      20. Опыт эксплуатации градирен показал, что в основном их оптимизация осуществляется при переводе водораспределительной системы с лотковой на трубчатую, замены оросителя в результате обрушения, износа либо частичного разрушения, замены несущего каркаса оросителя более долговечной конструкцией, а также выполнения мероприятий по предотвращению обмерзания. Перевод градирни на напорное водораспределение производится без изменения отметки подачи воды на градирни за счет установки трубопроводов водораспределения с разбрызгивающими соплами примерно на 2 метра (далее – м) ниже горизонта воды в лотках и создания статического напора, равного 1,2-1,5 м (с учетом гидравлических потерь), для оптимального разбрызгивания.

      21. Автономная работа центральной и периферийной зон водораспределительной системы дает возможность регулировать их плотность орошения независимо друг от друга с учетом фактических технологических режимов.

      22. На ряде градирен водораспределительная система совмещается с несущим каркасом оросителя, при этом не требуется сооружения специальных опорных устройств для оросительных блоков.

      23. При оптимизации оросителя применяются наиболее совершенные конструкции асбестоцементных листов или из деревянных антисептированных деталей, что позволяет увеличить эффективность охлаждения.

      24. При оптимизации капельных градирен, имеющих развитую подшатровую часть, существующая площадь орошения уменьшается, приравнивая конструктивно ороситель к противоточному типу.

      25. Площадь орошения модернизированного оросителя в таких градирнях принимается равной 60% от первоначальной. Это позволяет значительно снизить затраты на ремонт и одновременно повысить их эффективность. Плотность орошения для модернизированного оросителя принимается равной 6,5-7,0 м3/(м2·ч) при ширине зоны охлаждения 8-9°С и заданной по проекту удельной смачиваемой поверхности двухъярусного асбестоцементного оросителя, равной примерно 14-16 м2/(м3∙ч).

      26. При снижении конденсационной нагрузки турбин или переводе на противодавление градирни могут быть модернизированы с переводом на брызгальные.

      27. Наиболее простым и надежным в эксплуатации конструктивным решением брызгальной башенной градирни является выполнение брызгального устройства с применением эвольвентных разбрызгивающих сопл. Выходные отверстия разбрызгивающих сопл в этом случае направляют под углом 45° к центру водосборного бассейна градирни. Расчетная удельная тепловая нагрузка на такую брызгальную градирню принимается на 30-35% меньше, чем для типовой пленочной градирни такой же площади на отметке установки водораспределения.

      28. Учитывая повышенный вынос воды, брызгальные градирни выполняются с водоуловителем.

      29. При небольшой ширине зоны охлаждения (около 4°С) и удачном конструктивном решении брызгальные градирни не требуют повышения напора циркуляционных насосов для достижения требуемого охладительного эффекта.

      30. Наличие в системе оборотного водоснабжения теплоэлектроцентраль (далее – ТЭЦ) брызгальной башенной градирни согласно рисунку 1 приложения к настоящим Методическим указаниям, позволяет существенно сократить срок ввода в эксплуатацию такой градирни, избежать трудностей, возникающих зимой при вводе и освоении в эксплуатации первой турбины типов Т или ПТ, повысить гибкость технологической схемы оборотного водоснабжения при дальнейшей эксплуатации брызгальной градирни параллельно с типовыми пленочными градирнями и обеспечить устойчивость экономических показателей работы основного оборудования ТЭЦ со стороны оборотного водоснабжения. При номинальной конденсационной нагрузке в летнее время года недоохлаждение воды в брызгальной градирне достигает 5-6°С по сравнению с пленочной. При переводе градирен на брызгальные выполняется экономическое обоснование.

      31. При модернизации вентиляторных градирен применяются те же основные технические решения по водораспределительным и оросительным устройствам, что и для башенных градирен. Обязательным элементом при модернизации вентиляторной градирни является устройство двухрядного жалюзийного водоуловителя над водораспределительной системой, а также замена вентиляторов 1ВГ-47 или ВГ-70 соответственно модифицированными вентиляторами 1ВГ-50 или 1ВГ-70 с тихоходным электродвигателем серии ВАСВ с безредукторными приводами.

      32. Осуществление модернизации башенных и вентиляторных градирен с применением описанных выше технических решений позволяет снизить температуру охлаждающей воды в системах оборотного водоснабжения электростанций в среднем на 2,5-3,0°С за период между ремонтами и сократить расходы на их ремонты.

      33. Блочная схема подачи охлаждаемой воды в высокопроизводительных башенных градирнях (один насос - одна половина оросителя) является ненадежной в эксплуатации: при выводе в ремонт или аварийном останове одного из двух насосов подачи воды на градирню происходит резкое повышение температуры охлажденной воды из-за срыва тяги. В зимнее время при аварийном останове одного из двух насосов подачи воды на градирню из-за отсутствия по проекту вертикальных секционирующих перегородок происходит интенсивное обледенение оросителя на границе между работающей и отключенной его частями и возникает опасность обрушения асбестоцементных блоков оросителя в этой зоне.

      34. В настоящих Методических указаниях приведены технические решения по устранению отмеченных недостатков современных башенных градирен, а также по модернизации их конструктивных элементов.

      35. Использование приведенных в настоящих Методических указаниях технических решений, наряду с внедрением новых, более эффективных по тепломассоотдаче оросителей (в том числе из полимерных материалов), будет способствовать повышению надежности и эффективности работы как эксплуатируемых, так и сооружаемых градирен.

Параграф 1. Водораспределительная система

      36. Модернизация водораспределительной системы выполняется для улучшения равномерности распределения воды по площади оросителя. При модернизации, безнапорная система водораспределения заменяется напорной. Практически это заключается в демонтаже лотков и их замене трубопроводами, оборудованными разбрызгивающими соплами различной конструкции.

      37. Для пленочных градирен водораспределительную систему рекомендуется выполнить из стальных или асбестоцементных труб с разбрызгивающими соплами эвольвентного либо отражательного типа с диаметром выходного отверстия от 25 до 40 миллиметров (далее - мм).

      38. В настоящее время наиболее надежными в эксплуатации являются чугунные эвольвентные сопла, они могут быть рекомендованы для применения при модернизации башенных градирен любой конструкции.

      39. В числе имеющихся типов пластмассовых сопл для модернизации градирен можно применить сопла с тремя держателями. Другие сопла данного типа (с двумя держателями или разъемной конструкции) оказались ненадежными в эксплуатации из-за подверженности поломке и деформации.

      40. Наиболее эффективное разбрызгивание может быть достигнуто с помощью нового типа отражательного сопла - перфорированного.

      41. Чашечный отражатель такого сопла крепится к патрубку тремя держателями, расположенными в плане через 120° по окружности (рисунок 2 приложения к настоящим Методическим указаниям). Выполнение чашечного отражательного сопла перфорированным значительно сокращает неорошаемую площадь в радиусе разбрызгивания воды соплом, а крепление чашечного отражателя к патрубку сопла тремя держателями повышает жесткость конструкции.

      42. Сопло имеет перфорированный отражатель и выходное отверстие патрубка диаметром 28 мм. Оптимальное давление воды перед соплом 0,15 кгс/см2 (15 кПа).

      43. При систематическом загрязнении оборотной системы водораспределения иловыми и другими взвешенными наносами применяются для напорного водораспределения градирен низконапорные центробежные сопла рисунок 3 приложения к настоящим Методическим указаниям.

      44. В случае модернизации градирен, ввиду их неудовлетворительного состояния, рекомендуется устройство водопроводящего каркаса с самонесущей водораспределительной системой с заменой деревянного или железобетонного каркасов оросительного устройства.

      45. В качестве опорных конструкций оросителя используются трубопроводы водораспределительной системы, что дает возможность отказаться от установки самостоятельных опорных конструкций.

      46. Разбрызгивающие устройства располагаются над оросительными блоками.

      47. Эффективность таких технических решений достигается за счет упрощения изготовления и монтажа оросительного устройства градирни, сокращения сроков его возведения, уменьшения стоимости и трудозатрат, особенно при реконструкции градирен.

      48. Описанная выше конструкция наиболее приемлема при установке деревянного оросителя. В этом случае для градирни площадью орошения 1520 м2 потребуется около 60 тонн металлических трубопроводов, включая устройство водопроводящего каркаса и водораспределительной системы.

      49. При установке оросителя из асбестоцементных листов нагрузка на водопроводящий каркас увеличивается в 2,0-2,5 раза и соответственно при этом возрастает расход металлических труб.

      50. Антикоррозионная защита трубопроводов водопроводящего каркаса требует восстановления каждые 5-10 лет в зависимости от степени агрессивного воздействия циркуляционной воды.

      51. В случае сохранения железобетонных конструкций оросительного устройства, для перевода градирни с лоткового на напорное водораспределение, выполняется бессопловое разбрызгивание воды, через разбрызгивающие насадки и распределительные щиты - перетекатели.

      52. Распределение воды происходит через штуцеры со сливными насадками, имеющими скос, обращенный вниз. Штуцеры располагаются перпендикулярно распределительным щитам. Вода, попадая на щит, образует водяную пленку шириной около 1 м. Для обеспечения равномерного распределения воды по площади щита предусмотрено устройство перетекателей из досок 50x10 мм, которые прибиваются к бруску под углом 30° к горизонтальной плоскости.

      53. Для фиксации насадков относительно водоотбойных щитов в последних по месту (после установки насадков) сверлятся отверстия для соединения насадка со щитом.

      54. Бессопловая конструкция водораспределения проверена на испытательном стенде и показала высокую эффективность.

      55. Применение перетекателей вместо сопл обеспечивает равномерное распределение воды по площади оросителя, уменьшает ее вынос.

      56. При модернизации отдельных устаревших типов градирен, водораспределительная система которых выполнена из железобетонных лотков, можно используется система с переводом ее на напорную, путем установки в рабочих лотках сопловых трубок с разбрызгивающими насадками, направленными выходным отверстием вниз. Разбрызгивающий насадок представляет собой типовое отражательное пластмассовое сопло с присоединенным к нему специальным разбрызгивателем. Разбрызгиватель выполняется круглой формы с отогнутой кромкой под углом 30-40° и крепится к чашечному отражателю тремя болтами диаметром 3 мм.

      57. При блочной схеме подачи охлаждаемой воды на ороситель высокопроизводительной градирни (один насос – одна половина оросителя) целесообразно выполнять перемычку между напорными водоводами такой градирни с установкой запорной арматуры для возможности подачи воды в теплое время года одним насосом на всю площадь оросителя, а также выполнять внутри градирни вертикальную секционирующую перегородку для возможности эксплуатации градирни зимой с отключенной одной половиной оросителя.

Параграф 2. Оросительные устройства

      58. При модернизации применяются новые прогрессивные технические решения, улучшающие эффективность охлаждения и повыпавшие срок службы охлаждающих устройств. Высоту и тип оросителя принимается на основании технико-экономических расчетов с учетом фактической и перспективной конденсационной нагрузки обслуживаемого градирней турбоагрегата.

      59. Оросители изготовляются из асбестоцементных листов, деревянных щитов и пластмассы.

      60. Наиболее долговечными являются оросители, изготовленные из асбестоцементных плоских листов толщиной 6 мм, а также оросители из пластмассы.

      61. Перед установкой в градирню листы собираются в блоки. Расстояние между листами принимается от 25 до 40 мм, что обосновывается расчетом.

      62. Общую высоту оросителя при номинальной конденсационной нагрузке турбины принимают 2400 мм.

      63. Если градирня, подлежащая модернизации, имеет железобетонный каркас, рассчитанный на нагрузку только от деревянного оросителя (который при одинаковой высоте с асбестоцементным легче в 2,5 раза), рекомендуется выполнить блочный ороситель из асбестоцементных полос шириной 300-500 мм путем нарезки из соответствующих стандартных листов толщиной 8 мм. При сборке блока полосы устанавливаются по высоте с интервалом, равным высоте полосы согласно рисунку 4 приложения к настоящим Методическим указаниям.

      64. Деревянные оросительные блоки собираются с помощью оцинкованных гвоздей или металлических шпилек (безгвоздевая конструкция).

      65. Из деревянных гвоздевых конструкций блоков оросителя наиболее эффективной является конструкция типа капельно-пленочная с расположением пленки в шахматном порядке (далее – КПШ), которая собирается из пленки 100x10 мм с помощью оцинкованных гвоздей диаметром 2,5x3 мм. Расстояние между пленками по высоте таких блоков принимается равным 200 мм и в ряду 48 мм согласно рисунку 5 приложения к настоящим Методическим указаниям.

      66. Деревянные блоки, собранные с помощью шпилек, более надежны в эксплуатации.

      67. При выборе конструкции деревянных блоков предпочтение при модернизации градирен отдается шпилечному блоку, с расположением пленки аналогично блоку типа КПШ, но при этом узлы соединений элементов более совершенны и надежны. Применение таких блоков рекомендуется при номинальной конденсационной нагрузке, обслуживаемой градирней турбины. По сравнению с типовой конструкцией при равной высоте оросителя расход пиломатериалов для шпилечного блока снижается в среднем на 25%.

      68. При конденсационной нагрузке турбин (менее 50% номинальной) в наиболее жаркое время года выполняется деревянный ороситель соответствующей градирни из блоков с ромбовидным расположением рабочей пленки безгвоздевой шпилечной конструкции. Срок службы блоков этого типа равен 12-15 лет, расход пиломатериалов на его изготовление снижен на 50% по сравнению с типовой гвоздевой конструкцией. Деревянные элементы блоков пропитывают минеральным антисептиком.

      69. Согласно зарубежному опыту, оптимальной является конструкция оросителя из полимерных материалов, позволяющая обеспечить большую смачиваемую поверхность охлаждаемой воды в единице объема, чем деревянные и асбестоцементные оросители, и при одинаковой высоте и прочих равных условиях позволяет снизить температуру воды на выходе из градирни.

      70. В отечественной практике оросители из полимерных материалов нашли применение в основном при строительстве вентиляторных градирен. При модернизации градирен эти материалы использованы только в опытном порядке. Конструкция опытного блока состоит из сочетания гофрированных и плоских листов из вспененной наполненной полиэтиленовой композиции.

      71. Гофрированные полиэтиленовые листы собираются в готовые блоки высотой 0,5 м. Общая высота оросителя 2 м.

      72. Для обеспечения продольной жесткости блока применяются плоские полиэтиленовые листы.

      73. Фиксация расстояния между листами оросителя осуществляется с помощью дистанционных полиэтиленовых втулок.

      74. Сборка блоков осуществляется путем последовательного соединения его элементов согласно рисунку 6 приложения к настоящим Методическим указаниям, до получения нужного размера с их последующей стяжкой.

      75. При разработке проектов новых и реконструкции существующих градирен выбор типа оросителя в каждом конкретном случае производится на основании технико-экономических расчетов с учетом требований технологии производства, тепловой и аэродинамической характеристик оросителя, наличия материалов для его изготовления и минимальной материалоемкости конструкции, а также качества оборотной воды.

Параграф 3. Предотвращение обмерзания

      76. Очагами обмерзания градирен, эксплуатирующихся в зимнее время, являются воздуховходные окна, периферийная зона оросителя и верхняя часть вытяжной башни.

      77. Для предотвращения обмерзания воздуховходных окон башенных градирен площадью орошения до 4200 м2 рекомендуется применять комбинированное противообледенительное устройство согласно рисунку 7 приложения к настоящим Методическим указаниям. Устройство состоит из тамбура с поворотными щитами, примыкающего к обшивке оросителя градирни, и кольцевого обогревающего трубопровода, располагаемого в створе воздуховходных окон под обшивкой оросителя и оборудованного эвольвентными или щелевыми разбрызгивающими соплами. Кольцевой трубопровод подключают к напорным водоводам подачи воды на градирню. Для эффективной работы устройства рекомендуется обеспечить плотность обшивки башни в пределах высоты оросителя с тем, чтобы стекающая с обшивки вода попадала непосредственно на кольцевой обогревающий трубопровод. При отрицательной температуре атмосферного воздуха включают в работу кольцевой обогревающий трубопровод, а поворотные щиты тамбура частично закрывают до обеспечения температуры в тамбуре 5-10°С.

      78. В порядке усовершенствования конструкция дополняется вертикальным воздухозаборным каналом, повышая ее эффективность.

      79. При отрицательной температуре наружного воздуха и наличии воздухозаборного канала включают в работу кольцевой обогревающий трубопровод, открывают щиты вертикального канала, а поворотные щиты тамбура закрываются. В этом случае охлаждающий воздух поступает в градирню по вертикальному воздухозаборному каналу.

      80. При положительной температуре наружного воздуха вертикальный канал должен быть перекрыт щитами, щиты тамбура зафиксированы в горизонтальном положении, кольцевой трубопровод отключен.

      81. Конструкция противообледенительного устройства с вертикальным воздухозаборным каналом наиболее эффективная.

      82. При выполнении комбинированного противообледенительного устройства тщательно уплотняют обшивку оросителя, чтобы стекающая с обшивки вода попадала непосредственно на кольцевой обогревающий трубопровод.

      83. Верхние поворотные щиты тамбура в зимний период держат постоянно закрытыми, а средними и нижними щитами периодически регулировать подачу воздуха в градирню в таком количестве, чтобы избежать обледенения оросителя.

      84. Наряду с применением комбинированного противообледенительного устройства осуществляют перераспределение гидравлической нагрузки на градирню по зонам оросителя; уменьшать расход воды на центральную часть оросителя и увеличивать - на периферийную. Плотность орошения в периферийной зоне градирни с противоточным оросителем рекомендуется поддерживать на уровне не менее 6 м3/(м2·ч), а в центральной 4,0 - 4,5 м3/(м2·ч). Температуру воды на выходе из градирни поддерживается на уровне не ниже 10°С во избежание обледенения оросителя, если схема водораспределения противоточной градирни не обеспечивает плотность орошения по всей площади оросителя не менее 6 м3/ (м2·ч).

      85. Оптимальная плотность орошения, а также минимально допустимая температура охлажденной воды в градирне зимой устанавливается опытным путем в зависимости от климатических особенностей района расположения градирни.

      86. При охлаждении зимой в градирне небольших расходов воды предусматриваются специальные решения, в частности, секционирование оросителя или надежную схему циркуляции охлаждающей воды через водосборный бассейн градирни, минуя ороситель; при этом плотно закрыть воздуховходные окна градирни.

      87. Для башенных градирен площадью орошения 4200 м2 и вше применяется противообледенительное устройство в виде тепловодной завесы согласно рисунку 8 приложения к настоящим Методическим указаниям.

      88. Устройство выполняется внутри вытяжной башни градирни над периферийной частью оросителя и состоит из поворотных щитов с рассекателями струйного потока воды, сплошной воздухоограничивающей стенки, трубопроводов со струенаправляющими насадками, обращенными выходными отверстиями в сторону нижней части щитов, и ограничителей поворота щитов. При работе такого устройства в зимнее время в периферийной зоне создается повышенная плотность орошения до 25-30 м3/(м2∙ч), а поворотные щиты, устанавливаемые в горизонтальное положение, и вертикальная воздухоограничивающая стенка препятствуют проходу холодного охлаждающего воздуха через ороситель в этой зоне. В результате в периферийной зоне создается тепловодяная завеса, препятствующая обледенению оросителя. В летнее время подачу воды в кольцевые трубопроводы прекращают, щиты устанавливаются вертикально, и охлаждающий воздух свободно проходит также через периферийную зону оросителя.

      89. При создании тепловодяной завесы путем прокладки по периметру оросителя только кольцевых обогревающих трубопроводов целесообразно устанавливать на них разбрызгивающие насадки. Применение разбрызгивающих насадков позволяет расширить орошаемую зону периферийной части оросителя и повысить эффективность работы устройства.

      90. При создании тепловодяной завесы по периметру оросителя устанавливают водоотбойные щиты для устранения попадания воды на оболочку (обшивку) вытяжной башни в пределах высоты оросителя и предотвращения обледенения воздуховходных окон градирни. При увеличении расхода охлаждающего воздуха зимой через ороситель градирни дополнительно открывают частично или полностью нижние щиты тамбура. При положительной температуре атмосферного воздуха кольцевой трубопровод отключают от напорных водоводов, а щиты тамбура устанавливают горизонтально и фиксируют их в таком положении.

      91. Обмерзание вытяжной башни градирни имеет место при ее эксплуатации в районах с температурой наиболее холодной пятидневки минус 30°С и ниже. При этом образовавшиеся в устье вытяжной башни глыбы льда при падении разрушают конструкции водораспределительного и оросительного устройств, что в весенний период требует значительного объема восстановительных работ.

      92. Выполнение ремонта связано в основном с отключением градирни, что приводит к временному ограничению располагаемой мощности.

      93. Для предотвращения обмерзания железобетонных оболочек и обшивных каркасных вытяжных башен градирен проводятся специальные мероприятия, заключающиеся в установке внутреннего экрана вытяжной башни с устройством естественного вентилируемого зазора между экраном и башней.

      94. Экран выполняется из плоских алюминиевых листов толщиной 0,5-0,6 мм и устанавливается по всей внутренней поверхности оболочки с переменным зазором от 200 мм (внизу) до 50 мм в верхней части. В зазоре образуется естественная вентиляция с противодавлением за счет поступающего наружного воздуха и его естественного подогрева.

      95. Для обеспечения газоплотности листы каждой последующей марки устанавливаются внахлест с листами предыдущей марки, а места стыков герметизируются.

      Длительный опыт эксплуатации железобетонных оболочек градирен с экранной защитой в течение 8 лет показал, что указанное мероприятие надежно защищает вытяжную башню от разрушения, значительно удлиняет межремонтный период и дает возможность широкого применения железобетонных оболочек в зонах с суровыми климатическими условиями.

      96. Экранная защита обшивных градирен исключает образование льда в устье вытяжной башни и ежегодного восстановления конструкций оросителя и водораспределения.

      Расход алюминиевых листов на устройство экрана для градирен площадью орошения 1600 м2 составляет 10-12 тонн.

Параграф 4. Водоулавливающие устройства

      97. Водоуловители применяются для снижения потерь воды, связанных с ее уносом в атмосферу через вытяжную башню. Значение этих потерь составляет в среднем 0,5% общего расхода воды, поступающей на градирню.

      98. Рекомендуется водоуловители устанавливать на вентиляторные и брызгальные градирни независимо от их конструкции и производительности, а также на башенные градирни пленочного типа площадью орошения более 2 тысяч квадратных метров.

      99. Из примененных видов водоуловителей наиболее простым и доступным является типовой деревянный водоуловитель жалюзийного типа, выполненный из двух рядов антисептированных досок. Угол наклона досок принимается равным 60-70° при расстоянии между ними 60-70 мм. Высота водоуловителей - 200 мм. Учитывая, что при эксплуатации данный тип водоуловителя подвержен деформации, что приводит к выпадению водоулавливающих элементов, рекомендуется его усиление стягивающими болтами рисунок 9 приложения к настоящим Методическим указаниям.

      100. Срок службы усиленного – водоуловителя 5-6 лет (типового – 3-4 года).

      101. Для увеличения надежности и долговечности водоулавливающих устройств целесообразно их изготовление из полимерных материалов волнистого и гладкого профиля рисунок 10 приложения к настоящим Методическим указаниям.

      Высота такого водоуловителя составляет 150-250 мм при расстоянии между листами 30-50 мм.

      Водоулавливающее устройство собирается из элементов специальной формы толщиной 2 мм. При этом применяется безрамная конструкция водоуловителя, использующая самонесущий эффект элементов водоуловителя.

      102. Элементы стеклопластикового водоуловителя укладываются непрерывными рядами с опиранием на существующий железобетонный каркас. Для сохранения дистанции между элементами водоуловителя применены крепящие элементы такого же профиля.

      Соединение элементов осуществляется по типу "шип-паз", для чего в концевых частях рабочих элементов выполняются сквозные пазы шириной 2 мм.

      103. С применением стеклопластикового водоуловителя обеспечивается наиболее эффективное перекрытие зоны водоулавливания при общем снижении аэродинамического сопротивления.

      104. При отсутствии других долговечных материалов для изготовления водоуловителя используются алюминиевые листы.

      Блок водоуловителя из алюминия представляет собой набор продольных полос толщиной 2 мм и высотой 130 мм с фиксированным расстоянием между ними, равным 30 мм.

      105. Установка водоуловителя в градирне обеспечивает снижение потерь воды с уносом до 0,02-0,05 % общего расхода воды на градирню.

      106. При выборе типа водоуловителя отдается предпочтение конструкции из полимерных материалов или алюминия, так как при равной эффективности с деревянными они значительно легче и не требуют установки тяжелых опорных конструкций.

  Приложение
К Методическим указаниям по оптимизации
технического водоснабжения
электростанций с градирнями

     


      Рисунок 1. Брызгальная градирня градирня

      1 – корпус, 2 - воздуховходные окна, 3 - водораспределительная система, 4- форсунки, 5 - водосбросной бассейн, 6 – вентилятор, 7,8 - конфузорная и диффузорная обечайки, 9 - водоуловительное устройство, 10 - каплезадерживающее устройство.

      Принцип работы брызагльной градирни.

      Брызгальная градирня содержит корпус 1 с воздуховходными окнами 2 в нижней части, водораспределительную систему 3 с форсунками 4, направленными выходными отверстиями вверх, и расположенную симметрично продольной оси вытяжной башни, водосборный бассейн 5, размещенный под корпусом 1, вытяжное устройство, расположенное над корпусом 1 и выполненное в виде вентилятора 6 с конфузорной и диффузорной обечайками 7 и 8 соответственно, водоуловительное устройство 9, установленное между водораспределительной системой 3 и конфузорной обечайкой 7. На расстоянии

0,1 h от верхней границы воздуховходных окон 2 размещено каплезадерживающее устройство (далее - КЗУ) 10. Высота КЗУ по отношению к высоте воздуховходного окна составляет не менее 0,01h.

      Брызгальная градирня работает следующим образом. Вентилятор 6 осуществляет подсос воздуха через воздуховходные окна 2. Попадая в область, занятую КЗУ 10, воздушный поток выравнивает свое скоростное поле и равномерно за КЗУ распределяется по всей полезной площади корпуса 1. Далее воздух направляется через водораспределительную систему 3, снабженную форсунками 4, водоуловительное устройство 9, конфузорную обечайку 7, вентилятор 6 и через диффузорную обечайку 8 выбрасывается в атмосферу.

      Через водораспределительную систему 3 осуществляют подачу горячей воды, которая разбрызгивается направленными выходными отверстиями вверх форсунками 4 в поток поступающего снизу холодного воздуха. При этом происходит охлаждение воды, которая в виде капельного потока поступает на КЗУ 10. Здесь происходит дополнительное разбрызгивание воды, падение капельного потока замедляется, увеличивая, тем самым, время пребывания водного капельного потока в воздушной среде.

      Отсюда основное предназначение КЗУ 10 заключается в задержке падающего в водосборный бассейн 5 капельного потока, дополнительного разбрызгивания капель, что в конечном счете увеличивает время пребывания капельного потока в потоке воздуха. Одновременно КЗУ 10 работает как дополнительное сопротивление воздуху, позволяющее выравнивать скоростное поле воздушного потока и, тем самым, повысить охлаждающую способность брызгальной градирни.

      Благодаря каплезадерживающему устройству, обладающему сравнительно малым аэродинамическим сопротивлением и имеющему ограниченную высоту, эффективность работы брызгальной градирни существенно увеличивается. КЗУ может успешно применяться не только для вентиляторных градирен, но и для брызгальных градирен башенного типа.


     


      Рисунок 2. Разбрызгивающее сопло с перфорированным чашечным отражателем для градирни:

      1 - перфорированный чашечный отражатель, 2 - патрубок сопла, 3 - держатель отражателя

     


      Рисунок 3. Центробежное разбрызгивающее сопло

     


      Рисунок 4. Ороситель из асбестоцементных полос

     


      Рисунок 5. Блок оросителя деревянный с гвоздевым соединением узлов типа КПШ:

     


      Рисунок 6. Блок оросителя из полимерных материалов

      1 - лист гофрированный, 2 – вертикальные гофры, 3 – плоские грани полиэтиленовая, 4 – остальные грани, 5 – глубина гофры, 6,7 – верхние, нижние участки зигзагообразных гофр, 8 – клипсы, 9 – плоские края, 10 – клипсы.

      Описание и принцип работы блока оросителя из полимерных материалов.

      Блок оросителя градирни содержит пакет из вертикально установленных соединенных между собой гофрированных листов 1 из полимерного материала с параллельными вертикальными гофрами 2. В собранном пакете гофры листов 1 образуют вертикальные каналы в виде шестигранных призм, причем две грани 3 призм, выполненные вдоль поперечного сечения листов 1 оросителя, плоские, а четыре остальные грани 4 расположены под углом 45° к плоским граням 3 и на этих гранях выполнены П-образные, синусоидальные или трапециевидные равные по ширине и глубине гофры 5, поверхность которых выполнена гладкой или с насечками, расположенные перпендикулярно вертикальным гофрам листов 1 блока оросителя.

      Ширина плоских граней 3 равна ширине П-образного гофра 5, а смежные гофрированные листы 1 оросителя скреплены между собой по плоским граням 3.

      Параллельные вертикальные гофры снабжены верхним 6 и нижним 7 участками зигзагообразных гофр с образованием последними зигзагообразных верхнего и нижнего каналов, сообщенных с вертикальными каналами 2.

      Плоские грани 3 выполнены с клипсами 8, выпуклыми поочередно в противоположные стороны по отношению к плоскости грани 3, причем клипсы 8 соседних гофрированных листов 1 при сборке их в пакет выполнены с возможностью фиксации друг относительно друга. В поперечном сечении клипсы 8 могут быть круглыми прямоугольными, квадратными или овальными.

      Гофрированные листы 1 снабжены по бокам плоскими краями 9, на которых выполнены поочередно выпуклые в противоположные стороны клипсы 10, причем эти клипсы 10 боковых краев 9 соседних гофрированных листов 1 при сборке их в пакет выполнены с возможностью фиксации друг относительно друга.

      Блок оросителя градирни работает следующим образом.

      Охлаждающий воздух поступает из нижней части градирни за счет естественной тяги в башенных градирнях и принудительного движения в вентиляторных градирнях. Охлаждаемую воду сверху от оросителя равномерно разбрызгивают по площади, образованной блоками гофрированных листов 1 оросителя. В оросителе тепломассообмен между движущимися в противотоке каплями воды и воздуха происходит на поверхности образованных гофрами 2, 7 и 8 каналов после контакта капель воды со стенками образованных гофрами 2 каналов на волнистой поверхности пленки воды, образованной стекающими каплями воды при обтекании выступов и впадин гофров 5 листов 1, причем в результате взаимодействия с выступами и впадинами поток воздуха турбулизуется. Основная масса воздуха движется в центральной части каналов градирни, а жидкость, в результате взаимодействия с потоком воздуха и стенками каналов, осаждается на стенках каналов и движется по стенкам каналов преимущественно в виде пленки.

      Данное изобретение позволяет решить задачу создания блока оросителя градирни, удобного для монтажа и транспортировки при одновременных упрощении и удешевлении монтажных и ремонтных работ в градирнях, и может быть использовано в устройствах для охлаждения воды в водооборотных системах промышленных предприятий при непосредственном контакте охлаждаемой воды и охлаждающего ее воздуха.

     


      Рисунок 7. Комбинированное противообледелительное устройство башенной градирни:

      а – разрез по оросителю, б – вид со стороны подвода воды на градирню;

      1 – тамбур, 2 – поворотный щит, 3 – кольцевой обогревающий трубопровод, 4 - эвольвентное разбрызгивающее сопло, 5 – ось поворота щитов, 6 – ось расположения разбрызгивающих сопл, 7 – обшивка оросителя, 8 – система напорного водораспределения градирни, 9 – оросители градирни, 10 – оцинкованное железо толщиной 1мм по периметру градирни в пределах оросителя, 11 – напорные подводящие водоводы, 12 – задвижки для отключения кольцевого трубопровода, 13 – вентиль для опорожнения вертикальных стояков.

     


      Рисунок 8. Схема обогрева водосборного бассейна градирни:

      1 – подводящий трубопровод охлаждаемой воды, 2 – отводы для сброса охлаждаемой воды в бассейн, 3 – разделительная перегородка бассейна, 4 – заборохлажденной воды из градирни, 5 – подводы охлаждаемой воды на градирню.

     


      Рисунок 9. Деревянное водоулавливающее устройство жалюзийного типа:

      1 – фиксирующая рейка, 2 – рабочие планки, 3 – стягивающая оцинкованная шпилька.

     


      Рисунок 10. Профили элементов пластмассовых водоуловителей:

      1 – решетчатый четырехслойный элемент ПР-50, 2 – решетчатый трехслойный элемент ПР-50.

  Приложение 11
к приказу Министра энергетики
Республики Казахстан
от 6 января 2017 года
№ 2

Методические указания по наладке системы технического водоснабжения тепловых электростанций

Глава 1. Основные положения

      1. Настоящие Методические указания по наладке системы технического водоснабжения тепловых электростанций (далее – Методические указания) разработаны в соответствии с подпунктом 70-14) статьи 5 Закона Республики Казахстан "Об электроэнергетике".

      Сноска. Пункт 1 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      2. В настоящих Методических указаниях приводятся существующие системы и схемы технического водоснабжения, типы охладителей и условия их эксплуатации, краткая характеристика оборудования и сооружений.

      3. Методическими указаниями рассматриваются вопросы эксплуатации сооружений и оборудования, способы устранения неполадок, вопросы определения характеристик трактов систем технического водоснабжения, обработки циркуляционной воды и борьбы с зарастанием водохранилищ, способы устранения повышенных сопротивлений трактов, увеличения действующей высоты сифона и контроля работы циркуляционных насосов.

      4. Методические указания рекомендуются для организаций, занятых эксплуатацией систем технического водоснабжения (далее – техводоснабжение), служб наладки энергетических управлений станций (далее – энергоуправлений) и специализированных наладочных организаций.

      5. В настоящих Методических указаниях применяются следующие основные понятия и определения:

      1) оборотная система водоснабжения (циркуляционная) – система водоснабжения, при которой охлаждающая вода используется многократно;

      2) оборотная вода (циркуляционная) – вода, циркулирующая в оборотной системе водоснабжения;

      3) прямоточная система технического водоснабжения – характеризуется забором охлаждающей воды с естественной температурой из реки, озера или моря, обеспечивающей потребность тепловой электростанции;

      4) комбинированная система – представляет собой сочетание прямоточной и оборотной систем (с водохранилищем-охладителем, градирнями или брызгальными устройствами) и применяется, когда в отдельные периоды года электростанция не обеспечивается достаточным количеством охлаждающей воды источником водоснабжения;

      5) расход оборотной воды – количество воды, поступающей в конденсаторы и другие теплообменники после охлаждения в градирнях или после другого использования;

      6) охлажденная вода – оборотная вода после охлаждения в градирнях;

      7) охлаждающая вода – оборотная вода на входе в конденсаторы и другие теплообменники;

      8) добавочная вода – вода, подаваемая в оборотную систему извне для компенсации убыли воды;

      9) циркуляционные водоводы – трубопроводы, тоннели или каналы для подачи отвода циркуляционной воды;

      10) подводящие водоводы – циркуляционные водоводы для подачи охлаждающей воды в конденсаторы и на вспомогательное оборудование;

      11) отводящие водоводы – циркуляционные водоводы для отвода нагретой воды от конденсаторов и вспомогательного оборудования;

      12) градирня – гидроохладитель, в котором для улучшения охлаждения используется тяга воздуха;

      13) башенная градирня – градирня, в которой тяга создается с помощью вытяжной башни;

      14) вентиляторная градирня – градирня, в которой тяга создается с помощью вентиляторов;

      15) испарительная градирня – градирня, в которой теплообмен осуществляется испарением и конвекцией;

      16) радиаторная (сухая) градирня – градирня, в которой теплообмен осуществляется только конвекцией;

      17) тепловая нагрузка гидроохладителя (градирни) – количество тепла, рассеиваемого охладителем в атмосфере;

      18) гидравлическая нагрузка гидроохладителя (градирни) – расход воды, поступающей на охладитель.

Глава 2. Область применения

      6. Для проведения наладочных работ в пусковой период вводимой системы технического водоснабжения проводятся мероприятия по ее наладке.

      7. Система технического водоснабжения тепловой электростанции представляет собой комплекс сооружений и оборудования, целью которых является бесперебойное удовлетворение запроса всех потребителей количества и качества воды.

      8. На тепловой электростанции, оборудованной паровыми турбинами, вода расходуется на выработку пара в котлах, для конденсации отработавшего пара, охлаждения масла и воздуха, транспортирования золы и шлака (при сжигании твердого топлива), очистки отводящих газов, хозяйственных, противопожарных и других нужд. Наибольшее количество воды затрачивается на конденсацию и охлаждение.

      9. Удельный расход охлаждающей воды на 1 кВт установленной мощности составляет на электростанциях, оборудованных конденсационными турбинами, 0,16 - 0,20 кубических метров/час (далее - м3/ч).

      10. Не соответствующее паспортным техническим характеристикам состояние систем технического водоснабжения является причиной ухудшения вакуума в конденсаторах турбин и перерасхода топлива на выработку электроэнергии, ограничения мощностей электростанции вследствие увеличения температурного напора в конденсаторах, вызванного уменьшением подачи циркуляционных насосов или повышением температуры охлаждающей воды.

      11. Обеспечение надежности и экономичности работы системы технического водоснабжения является постоянной задачей персонала согласно Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей, утвержденным приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 30 марта 2015 года № 247 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 11066).

      12. Температура оборотной воды рекомендуется не выше 28оС в летний, наиболее жаркий период при нагреве воды в охлаждаемом оборудовании на 8 – 10оС. Превышение температуры является причиной снижения выработки продукции и ухудшения ее качества.

Глава 3. Системы и схемы технического водоснабжения

      13. На тепловых электростанциях применяются прямоточные, оборотные и комбинированные системы водоснабжения и две основные схемы – блочная и с магистральными водоводами.

      14. Прямоточная система технического водоснабжения согласно рисунку 1а приложения к настоящим Методическим указаниям характеризуется забором охлаждающей воды с естественной температурой из реки, озера или моря, обеспечивающим потребность тепловой электростанции. Подогретая в теплообменных аппаратах вода сбрасывается через отводящую сеть ниже по течению, не возвращаясь к водозабору.

      15. Оборотная система технического водоснабжения согласно рисунку 1б приложения к настоящим Методическим указаниям характеризуется многократным использованием циркуляционной воды с охлаждением ее в гидроохладителях, с восполнением потерь воды в системе из источника водоснабжения. В качестве охладителей циркуляционной воды в оборотных системах водоснабжения применяются водохранилища-охладители, градирни, брызгальные устройства или их сочетания, водохранилища-охладители и градирни либо брызгальные устройства, градирни и брызгальные устройства.

      16. Для предотвращения загрязнения трактов и роста солесодержания циркуляционной воды проводится ее обработка, продувка.

      17. Дополнительные потери на испарение и унос мелких капель воды ветром из охладителей компенсируются за счет подпитки оборотной системы из источника водоснабжения.

      18. Комбинированная система представляет собой сочетание прямоточной и оборотной систем (с водохранилищем-охладителем, градирнями или брызгальными устройствами) и применяется, когда источник водоснабжения в отдельные периоды года не обеспечивает электростанцию достаточным количеством охлаждающей воды. Осуществляется полный или частичный переход на оборотную систему с включением в работу всех или части охладителей.

      19. Блочная схема согласно рисунку 2а приложения к настоящим Методическим указаниям, применяется при прямоточном водоснабжении и при использовании в качестве охладителей воды водохранилища-охладители. Схема оправдана при незначительном удалении береговой насосной от главного корпуса, так как требует отдельных водоводов на каждую турбоустановку. Данная схема имеет преимущество по надежности и простоте в эксплуатации.

      20. В схеме с магистральными водоводами согласно рисунку 2б приложения к настоящим Методическим указаниям насосы на береговой насосной станции работают параллельно на два и более магистральных водовода, по которым вода подается на все конденсаторы электростанции. Такая схема применяется при отдаленном расположении береговой насосной от главного корпуса станции, что является существенной экономией в затратах на водоводы по сравнению с блочной схемой.

      21. Схема с магистральными водоводами применяется при прямоточном водоснабжении, при оборотном водоснабжении с водохранилищами-охладителями или градирнями и при резкопеременной тепловой нагрузке конденсаторов, поскольку позволяет регулировать подачу воды в конденсаторы за счет изменения угла установки лопастей насоса и количества включенных в работу насосов. Рекомендуется изменение количества работающих градирен, не привязанных жестко к каждому работающему турбогенератору. Недостатком схемы является параллельная работа двух и более насосов на один водовод, что для осевых насосов представляет определенные проблемы.

      22. На тепловых электростанциях находят применение и другие схемы водоснабжения:

      1) схема при прямоточной системе с двумя подъемами воды насосами применяется при большой разнице в отметках расположения электростанции и уровня воды в источнике водоснабжения, превышающей максимально возможный напор выпускаемых заводами насосов. Устанавливаются две ступени насосов:

      на первой насосной станции с перекачкой воды в промежуточный водоем и на второй насосной станции, обеспечивающей подачу воды по основному тракту водоснабжения через конденсаторы турбин;

      2) схема при оборотном водоснабжении с градирнями, при которой первая группа насосов прокачивает воду через конденсаторы, а вторая группа насосов подает воду на градирни, согласно рисунку 3 приложения к настоящим Методическим указаниям. При большой разнице отметок в водосборном бассейне градирен и в приемной камере насосов, подающих воду на градирни, проток воды через конденсаторы обеспечивается за счет самотека, тогда первая группа насосов исключается согласно со СН РК 3.04-01 "Гидротехнические сооружения".

      Сноска. Пункт 22 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

Глава 4. Типы охладителей, условия их эксплуатации

      23. В системах оборотного водоснабжения применяются испарительные охладители. Благодаря интенсивной теплоотдаче при испарении этот тип охладителей наиболее эффективен и экономичен. При небольших давлениях пара в воздухе, что соответствует его малой относительной влажности, предел охлаждения воды значительно ниже температуры воздуха, что является преимуществом испарительных охладителей.

      24. В качестве испарительных охладителей применяются водохранилища-охладители, брызгальные устройства, башенные и вентиляторные градирни.

      25. В поверхностных охладителях радиаторные (сухие) градирни, в которых тепло окружающему воздуху отдается охлаждаемой водой через поверхность теплообменников (радиаторов). Пределом охлаждения поверхностных охладителей является температура воздуха, поэтому охлаждающая способность их ниже, чем у испарительных охладителей.

      26. Ниже приведены краткие характеристики применяемых охладителей в системах оборотного водоснабжения.

      27. Охлаждение воды в водохранилищах-охладителях происходит с поверхности зеркала воды, участвующей в теплообмене, являющейся активной зоной водохранилища. Водохранилища-охладители обеспечивают более низкие температуры охлажденной воды, чем градирни и брызгальные бассейны, при меньшем колебании температуры в течение суток благодаря их большой тепло-аккумулирующей способности. Для условий тепловых электростанций при перепаде температур в конденсаторах турбин 8 - 10°С и метеорологических условиях Казахстана гидравлическая нагрузка на 1 м2 активной зоны водохранилища составляет 0,04 м3. Коэффициент эффективности водохранилища колеблется в пределах 0,5 - 0,85 в зависимости от формы и схемы расположения водосбросных, струераспределительных, струенаправляющих и водозаборных сооружений. При применении водохранилищ-охладителей не требуется создание напора для разбрызгивания воды (за исключением фактов расположения плавающих брызгальных установок для улучшения охлаждения), что позволяет снизить мощность циркуляционных насосов и уменьшить расходы электроэнергии на собственные нужды. Водохранилища размещаются на больших площадях при капитальных затратах на их сооружение.

      28. Для максимального использования активных зон водохранилища по отводящим каналам обеспечивается оптимальное распределение сбрасываемой для охлаждения воды, не рекомендуется в зоне транзитного потока водохранилищ разрастание высшей водной растительности, расположение сооружений садкового рыбного хозяйства, других сооружений, уменьшающих площадь активной зоны.

      29. Охлаждение воды в брызгальных устройствах происходит с поверхности водяных капель, образующихся при разбрызгивании при помощи сопл. Брызгальные устройства состоят из системы трубопроводов, на которых устанавливаются разбрызгивающие сопла, и бассейна для сбора охлажденной воды. Гидравлическая нагрузка брызгального устройства составляет 0,8 - 1,0 кубических метров/(квадратных метров в час) (далее - м3/(м2ч)), эти сооружения обладают сравнительно низкой и неустойчивой охлаждающей способностью, зависящей от направления и скорости ветра. В районах с продолжительными штилями в летнее время, при расположении брызгальных устройств на территории, где свободный доступ воздуха преграждается строениями, их применение ограничено.

      30. На брызгальных устройствах напор воды принимается равным 5 – 8 метров водного столба (далее – м.вод.ст) и осуществляется при помощи разбрызгивающих тангенциальных сопл бутылочного типа, образующих высокий факел. На магистральных водоводах брызгальных устройств все задвижки держатся открытыми.

      31. При снижении гидравлической нагрузки отключаются распределительные трубопроводы через один или два на каждой секции с тем, чтобы была обеспечена равномерная плотность орошения во всех секциях.

      32. Температура охлажденной воды зимой в брызгальных устройствах поддерживается не ниже 10°С, а рабочий напор у сопел понижается до 1/3 расчетного для уменьшения выноса воды и предотвращения обледенения соседних сооружений, дорог и линий электропередач путем сброса части воды из магистральных труб в водосборный бассейн через холостые водовыпуски.

      33. Охлаждение воды в испарительных градирнях осуществляется за счет тяги воздуха, создаваемой вытяжными башнями (башенные градирни) или вентиляторами (вентиляторные градирни).

      34. Башенные градирни обладают более высокой и устойчивой охлаждающей способностью, чем брызгальные устройства, и требуют меньшей площади для их размещения. Наличие вытяжных башен, отводящих насыщенный парами воздух, позволяет размещать градирни непосредственно вблизи производственных зданий.

      35. Градирни состоят из основных элементов вытяжной башни, оросителя, подводящих напорных водоводов, трубопроводов водораспределения, водоуловителя, водосборного бассейна, противообледенительного устройства. Градирни с принудительной тягой оборудуются вентиляторами. Гидравлическая нагрузка на башенные градирни равна 7 - 10 м3/(м2ч).

      36. При брызгальном варианте, то есть отсутствии оросителя и охлаждении воды при помощи разбрызгивающих сопл, плотность орошения (гидравлическая нагрузка) принимается не более 5 м3/(м2ч).

      37. Вентиляторные градирни обеспечивают более глубокое охлаждение воды, чем охладители других типов. Они позволяют осуществить регулирование температуры охлажденной воды за счет отключения отдельных вентиляторов или изменения частоты их вращения. Применение вентиляторных градирен экономически целесообразно, когда стоимость дополнительно выработанной электростанцией энергии, связанной с более низкими температурами охлажденной воды, больше стоимости энергии, затрачиваемой вентиляторами.

      38. При применении башенных и вентиляторных градирен в районах северного Казахстана эксплуатация их затрудняется из-за обмерзания.

      39. Опыт применения брызгальных градирен вместо пленочных, с оросителем, показал, что при напоре у сопл 5 – 6 м.вод.ст. недоохлаждение воды составляет 3 – 4°С при всех прочих равных условиях. Имеет место большой вынос мелких капель воды вместе с выходящими из башен потоками воздуха. Последнее связано с установкой водоулавливающих устройств, срок службы деревянных водоуловителей ограничен и составляет 4 – 5 лет. Применение в градирнях брызгального оросителя рекомендуется при ограниченной конденсационной нагрузке и при наличии в системе водоснабжения на электростанции не менее двух градирен.

      Радиаторные градирни состоят из поверхностных теплообменников (радиаторов), по которым циркулирует охлаждаемая вода. Тяга воздуха через радиаторы осуществляется вентиляторами или вытяжными башнями. Для повышения интенсивности теплообмена радиаторы изготавливаются из хорошо проводящего тепло металла. Применение радиаторных градирен ограничивается фактами их установки в маловодных районах при высокой стоимости добавочной воды, согласно СН РК 3.04-01 "Гидротехнические сооружения" и СН РК 3.04-03 "Основания гидротехнических сооружений".

      Сноска. Пункт 39 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

Глава 5. Краткая характеристика и условия эксплуатации оборудования и сооружений

      40. Система технического водоснабжения, включает сооружения и оборудование:

      1) водозаборные и водоочистные сооружения;

      2) подводящие водоводы;

      3) водоочистное оборудование;

      4) насосные станции с установленными в них насосными агрегатами и вспомогательным оборудованием;

      5) напорные и сливные водоводы;

      6) водяной тракт конденсаторов турбин;

      7) отводящие каналы;

      8) сифонные и сопрягающие сооружения;

      9) охладители циркуляционной воды.

      41. Основным условием нормальной эксплуатации оборудования, сооружений и гидроохладителей является обеспечение надежности их работы и экономичности обслуживаемого ими основного оборудования электростанций.

      42. Конструктивные элементы систем технического водоснабжения выполняются по проекту и поддерживаются в процессе эксплуатации в надлежащем состоянии.

      43. В зависимости от требований, предъявляемых к воде, условий рельефа степени и характера загрязнений источника, водозабор бывает поверхностным или глубинным.

      44. Для предотвращения загрязнения системы выполняются фильтрующие дамбы на водозаборе либо порог с расположением приемных окон выше дна реки, водохранилища или углубления в подводящем канале.

      45. Подводящие водоводы применяются в виде каналов открытого и закрытого типа, трапецеидального и прямоугольного сечения. Рекомендуется использовать подводящие трубопроводы и тоннели.

      46. В качестве водоочистного оборудования используются:

      1) плавающая запань для задержания мусора, льда и шуги, плавающего на поверхности;

      2) сороудерживающие решетки для задержания плавающих предметов и растительности по всей глубине;

      3) сороочистные вращающиеся сетки с лобовым, внутренним или наружным подводом воды, предназначенные для более тонкой очистки воды от сора и рыб;

      4) конусные вращающиеся сетки.

      47. Сороудерживающие решетки очищаются от мусора, сороочистной машиной с помощью крана, сороочистные сетки смывными устройствами с ручным или автоматическим управлением при достижении заданного перепада воды на них либо периодически, через определенное время.

      48 Пропуск расчетного расхода воды из водоисточника обеспечивается водозаборными и водоочистными сооружениями, в том числе при неблагоприятных гидрологических условиях, с минимальными гидравлическими потерями.

      49. Углубления перед порогом водоприемных окон очищаются от иловых отложений. Зимой к водозаборным и водоочистным сооружениям осуществляется подвод теплой воды для борьбы с шугой и внутриводным льдом. Температура воды на водозаборе поддерживается не ниже 3 – 5°С.

      50. Бесперебойный забор воды насосами и механическая очистка воды обеспечиваются механическим оборудованием водоприемных сооружений насосных станций (запань, сороудерживающие решетки, вращающиеся сетки).

      51. Забор воды с минимальным количеством наносов (водной растительности, ила, плавающего сора, шуги) и предотвращение попадания рыбы в водоприемные сооружения обеспечиваются сооружениями насосной станции.

      52. В качестве циркуляционных насосов используются центробежные, осевые и диагональные насосы.

      53. Центробежные насосы в горизонтальном исполнении типа двухстороннего всасывания выпускаются на различную частоту вращения при разных диаметрах рабочего колеса. Применение насосов данного типа в качестве циркуляционных ограничено относительно небольшой подачей (производительность).

      54. Центробежные насосы в вертикальном исполнении с рабочим колесом одностороннего входа используются на тепловых электростанциях с оборотными системами водоснабжения с градирнями.

      55. Вертикальные циркуляционные насосы осевого типа с поворотными лопастями позволяют регулировать подачу в пределах до 70%. В зависимости от типа механизма поворота лопастей изменение угла их установки производится на установленном насосе вручную, на работающем с использованием гидравлического или электрического приводов механизма разворота.

      56. Циркуляционные насосы обеспечивают оптимальный расход охлаждающей воды на конденсаторы турбин и вспомогательное оборудование при напорах в пределах расчетной гидравлической характеристики системы. Рабочая точка насоса находится в рекомендуемой изготовителем зоне характеристики.

      57. Лопасти рабочего колеса устанавливаются на одинаковый угол (отклонение не превышает 0 градусов 30 минут).

      58. Зазор между лопастями и камерой рабочего колеса равен 0,1% диаметра рабочего колеса (Др.к.) или не превышать значения, рекомендуемого изготовителем насоса.

      59. Напорные и сливные водоводы предназначены для подачи воды на конденсаторы турбин, вспомогательные оборудования, градирни и брызгальные устройства и отвода из них.

      60. Для зарядки сифона сливные водоводы или сливные водяные камеры конденсаторов турбин подключаются к эжекторам циркуляционной системы или ее пусковым эжекторам

      61. Для поддержания действия сифона в циркуляционных трактах сливные водоводы сопряжены с открытым отводящим каналом посредством сифонного сопрягающего сооружения. Слив воды из водоводов выполняется в закрытые железобетонные каналы либо непосредственно в сифонные колодцы.

      62. Тракты системы технического водоснабжения плотные, исключающие появление течей и присосов воздуха на участках, работающих с разрежением.

      63. Не рекомендуется попадание в сливные водоводы воздуха вместе с водой от вспомогательного оборудования. При попадании воздуха вместе с водой от вспомогательного оборудования в сливные водоводы, воздух собирается в сливных циркуляционных трактах, образуя воздушные прослойки в верхней части трубопроводов, вследствие чего они работают с неполным сечением и повышенным гидравлическим сопротивлением. Для удаления воздуха на сливных водоводах ставятся воздушные краны.

      64. Сифонные и сопрягающие сооружения на отводящих каналах обеспечивают сопряжение уровней без вибрации, разрушения и размыва основания и крепления сооружений, поддержание проектной высоты сифона в циркуляционных трактах.

      65. В башенных и вентиляторных градирнях обеспечивается плотность обшивки оросителя и вытяжной башни, равномерность распределения воды по площади оросителя, перекрытие сплошными щитами проемов, не заполненных блоками оросителя, установка водоотбойных щитов по периметру башни на уровне водораспределительного устройства, предотвращение биологического обрастания, образования карбонатных отложений, обледенения оросителя и воздуховходных окон.

      66. Противообледенительные щиты тамбура плотно перекрывают воздуховходные окна для предотвращения обледенения зимой и фиксируются в горизонтальном положении летом.

      67. В состав брызгальных устройств входят насосная станция, напорные магистральные и распределительные трубопроводы, оборудованные разбрызгивающими соплами, открытый отводящий канал с концевыми сопрягающими сооружениями или водосборный бассейн. Распределительные трубопроводы с соплами рекомендуется располагать над водохранилищем охладителем.

      68. В водосборных бассейнах градирен и брызгальных устройств уровень воды поддерживается постоянным на 0,05 - 0,10 метра ниже отметки переливных труб для снижения высоты подачи воды насосами и уменьшения разрушений одежды бассейнов.

      69. Охладительный эффект гидроохладителей поддерживается на уровне нормативных характеристик или проектных показателей, согласно Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей, утвержденным приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 30 марта 2015 года № 247 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 11066).

      Сноска. Пункт 69 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 27.12.2021 № 411 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

Глава 6. Наладочные работы в пусковой период вновь вводимой системы технического водоснабжения

      70. В объем выполняемых работ входит:

      1) анализ проектных решений;

      2) анализ технической документации на объекте (изготовителя пусконаладочной, научно-исследовательской и изменений в проектной документации);

      3) подготовка персонала;

      4) контроль за качеством строительно-монтажных работ, составление пусковых программ и схем;

      5) подготовка сооружений и оборудования к пуску;

      6) поузловое опробование, пробный пуск и комплексное;

      7) опробование с разработкой мероприятий, по ликвидации выявленных неисправностей;

      8) приемочные испытания и наладка охладителей;

      9) разработка рекомендаций, по режимам эксплуатации;

      10) составление, проверка и корректировка технической документации (руководства по эксплуатации, оперативных схем).

      71. Анализ проектных решений осуществляется в целях устранения упущений и ошибок, контроля за правильностью принимаемых технических решений, включая соответствие оборудования параметрам данной системы, компоновку гидротехнических сооружений, основного и вспомогательного оборудования, выбор типа и параметров охладителей циркуляционной воды, мероприятий по предотвращению загрязнении поверхностей нагрева и обрастания трактов охлаждающей воды.

      72. По результатам анализа составляется заключение с предложением по совершенствованию проектных решений, которое направляется дирекции электростанции и проектной организации. После обсуждения предложений составляется протокол, который подписывается представителями заказчика, проектной и наладочной организации.

      73. В протоколе указываются предложения наладочной организации, принимаемые для внесения в проект. По непринятым к внедрению предложениям дается мотивированное обоснование.

      74. В процессе анализа рассматриваются:

      1) схемы компоновки и конструкции гидротехнических сооружений с точки зрения улучшения их работы, повышения охлаждающей эффективности и надежности эксплуатации, наличия контрольно-измерительной аппаратуры, снижения капиталовложений без ущерба для показателей работы системы;

      2) конструкции подводящих и отводящих каналов, скорости воды в них, минимальные глубины, тип и крепление откосов, фильтрация ограждающих дамб, безопасность гидротехнических сооружений;

      3) достаточность уплотнений при установке грубых решеток и вращающихся сеток на стороне всасывания циркуляционных насосов, соответствие решеткоочистной машины габаритным размерам решеток;

      4) технология пусков и отключений систем, компоновка оборудования насосных станций, напорных и сливных водоводов, отсутствие помех при обслуживании арматуры, открытии люков, наличие поблизости других систем, аппаратов, строительных конструкций, ремонтно-пригодность оборудования;

      5) рабочие характеристики оборудования и системы – гидравлическое сопротивление циркуляционного тракта и его элементов, кратность охлаждения, регулирование подачи циркуляционных насосов и максимального использования сифона. Сливные трубы заглубляются в любой их части под уровень воды на сливе, нецелесообразно присоединение к сливным трубам конденсаторов других сбросов;

      6) наличие штатных контрольно-измерительных приборов, блокировок, сигнализации и защит насосов;

      7) технологические схемы вспомогательных систем береговых насосных станций по подачи воды с учетом ее параметров на охлаждение и смазку подшипников насосов и электродвигателей, по маслоснабжению, по отсосу воздуха для запуска насосов;

      8) виды использованных строительных материалов в конструкциях и антикоррозионных мероприятий, выявление их соответствия проекту и условиям эксплуатации;

      9) дренажная сеть, система опорожнения камер чистой воды, наличие ремонтных люков, двух рядов плоских затворов и других устройств, обеспечивающих проведение осмотров, ремонтных работ и консервации оборудования береговых насосных станций, плотность затворов;

      10) оснащение конденсаторов вспомогательными системами и оборудованием (системой шарикоочистки, эжекторами циркуляционной системы);

      11) охлаждающая эффективность принятых в проекте охладителей для конкретных условий работы электростанции.

      75. При недостаточной охлаждающей эффективности водохранилища рассматриваются малозатратные мероприятия, например, изменение схемы циркуляции путем перераспределения расходов воды между водосбросами, изменение компоновки гидросооружений, мест водозабора и водовыпуска, углубление отдельных зон водохранилища. Когда указанных мероприятий недостаточно, рассматривается увеличение общей площади или глубины водохранилища, установки дополнительных охладителей, уточняется потребность выполнения исследований гидротермического режима на модели.

      76. При недостаточной охлаждающей эффективности градирен, водохранилищ или брызгальных устройств рассматриваются варианты применения градирен большей площади или другой конструкции:

      1) изменения расположения и конструкции разбрызгивающих сопл;

      2) создания увеличенных воздушных коридоров между распределительными трубопроводами брызгальных устройств;

      3) расположения брызгальных устройств с точки зрения предотвращения обледенения близко расположенных линий электропередачи, открытых подстанций, зданий, дорог, коммуникаций и другие;

      4) обеспечения хорошей продуваемости ветром;

      5) меры по уменьшению потерь воды на унос ветром;

      6) противообледенительные мероприятия на охладителях;

      7) надежность крепления берегов и откосов водохранилища, подводящих и отводящих каналов, бассейнов с учетом действия максимальной волны, допустимое значение потерь воды на фильтрацию через сооружения. Потери воды на фильтрацию из водосборного бассейна градирни, брызгального устройства в пределах нормы составляют 0,003 м3/сут. с 1 м2 его смачиваемой поверхности;

      8) тепловые расчеты, гидрохимические и гидробиологические прогнозы, мероприятия по предотвращению загрязнения поверхностей теплообменников и циркуляционных трактов, природоохранные мероприятия; летний тепловой режим охладителя;

      9) мероприятия по подготовке и очистке ложа водохранилища, предотвращение его зарастания;

      10) правильность и достаточность применения антиобрастающих и антикоррозионных покрытий труб, оборудования и сооружений;

      11) схема водного баланса и достаточность подпитки систем;

      12) рыбозащитные мероприятия;

      13) система ремонта и технического обслуживания гидротехнических сооружений.

      77. Анализ технической документации на объекте выполняется в целях уточнения проекта, подбора материалов для составления эксплуатационных указаний и схем, программы подготовки персонала, составления пусковых программ и схем, контроля за качеством выполнения строительно-монтажных работ, оптимизации штатного расписания.

      78. Наладочным и эксплуатационным персоналом составляются инструкции по эксплуатации и технологические схемы по обслуживанию оборудования насосных станций, охладителей циркуляционной воды и гидротехнических сооружений системы технического водоснабжения, пусковые программы и схемы, программы индивидуального и комплексного опробования оборудования. Эксплуатационные руководства и оперативные схемы утверждаются техническим руководителем электростанций. В период освоения оборудования выполняется корректировка инструкций и схем, оказывается помощь дирекции в подготовке персонала.

      79. Контроль качества строительно-монтажных работ включает:

      1) проверку соответствия выполненных работ рабочим чертежам и согласованным с проектной организацией техническим решениям;

      2) проверку качества работ;

      3) выполнения строительных норм и правил, требований к монтажу оборудования.

      80. По всем обнаруженным дефектам и недоделкам составляются ведомости дефектов с указанием срока и лиц, обеспечивающих их устранение.

      81. В период производства строительно-монтажных работ выполняется контроль качества строительных материалов и конструкции, применяемых при строительстве гидротехнических сооружений и охладителей (марка цемента, качество крупных и мелких заполнителей, марка бетона по прочности, водонепроницаемости и морозостойкости), качеством готовых изделий, поставляемых на строительство (сборных железобетонных изделий, металлоизделий):

      1) качеством скрытых работ, в особенности на подземных и подводных участках сооружений, оборудования и трубопроводов;

      2) качеством фланцевых соединений, сварных стыков, проектным расположением оборудования, сооружений и охладителей;

      3) углами установки лопастей вентиляторов градирни и осевых насосов, диаметрами рабочих колес насосов;

      4) устанавливаемыми контрольно-измерительными приборами, послемонтажной чистотой водоводов;

      5) качеством монтажа конструкции градирен;

      6) подготовкой ложа водохранилища-охладителя;

      7) качеством монтажа системы отвода фильтрационных и сточных вод, паводкового водосброса.

      82. При составлении пусковой программы включаются организационные мероприятия, подлежащие выполнению, перечень задач, выполняемых по программе работ, методике проведения работ, схемы пуска, перечень сооружений и оборудования, подлежащих пуску с наименованием организаций, исполнителей, обеспечивающих качество и сроки выполнения работ.

      83. В организационных мероприятиях программы приводятся положения:

      1) оперативное руководство работ осуществляется лицом, назначенным приказом руководства электростанции или другим лицом по его поручению;

      2) контроль правильности выполнения программы осуществляется представители монтажной, пусконаладочной и эксплуатационной организацией;

      3) распоряжения представителей реализуются вахтенным персоналом через оперативного руководителя;

      4) оперативным руководством предпусковыми операциями на оборудовании осуществляется монтажная организация, представляющая техническую документацию по монтажу, акты на скрытые работы и осмотр элементов оборудования, и оперативное устранение обнаруженных дефектов и недоделок;

      5) проверку исправности запорной арматуры и срабатывания защитных устройств;

      6) сборку электрических схем;

      7) выполнение подготовительных мероприятий, указанных в руководстве изготовителя по монтажу и пуску опробуемого оборудования;

      8) обеспечение нагрузки, при которой производится опробование согласно инструкциям изготовителя оборудования;

      9) окончание работ, предусмотренных в пункте 70 настоящих Методических указаний;

      10) оформление документа о готовности оборудования к опробованию и пуску.

      84. Программа проведения работ включает:

      1) подготовку систем и оборудования к опробованию;

      2) порядок выполнения пусковых операций согласно руководству по эксплуатации;

      3) постоянные или временные схемы систем, оборудование которых подлежит опробованию;

      4) обоснование опробования работы оборудования по временной схеме;

      5) анализ неисправностей, аварийных ситуаций при ведении пусковых операций и рекомендаций по действию персонала;

      6) перечень контролируемых параметров и их предельные значения, перечень средств измерения и устройств для контроля параметров, их метрологические и технические характеристики;

      7) время и продолжительность опробования;

      8) регистрацию технических показаний во время опробования с оформлением документов (акт, протокол).

      85. При подготовке сооружений и оборудования к пуску учитывается, что до заполнения их водой соблюдаются условия:

      1) допустимый градиент напора в зоне выхода фильтрационных вод из каналов соответствует проектному решению;

      2) уровень грунтовых вод под водозаборными бассейнами градирен, брызгальными устройствами и другими сооружениями с бетонной облицовкой находится ниже дна с целью предохранения днища от разрушения противодавлением;

      3) выполнение гидроизоляции и засыпки пазух насосных станций и других бетонных сооружений;

      4) размеры и другие характеристики затворов водоприемников насосных станций, оголовков сливных водоводов, пазов затворов сооружений, соответствуют проекту;

      5) сороочистительные решетки водоприемников насосных станций, водозаборных и сбросных сооружений, рыбозащитное оборудование и система транспортировки рыбы устанавливаются в рабочее положение.

      При нарушении двух первых указанных условий задействуется глубинное водопонижение, выполняется разгрузочный дренаж в креплении или другие эффективные мероприятия.

      86. Наполнение водохранилищ, каналов и бассейнов производится постепенно, со скоростью, исключающей оползание откосов, размывки дна и креплений.

      87. Допустимые скорости наполнения принимаются по проекту. При отсутствии таких данных скорость наполнения для сооружений с железобетонным креплением откосов принимается, не превышающим 1 метра в сутки, грунтовых откосов не более 0,5 метра в сутки.

      88. Водоприемные отверстия насосных станций и сливные отверстия каналов и водоводов открываются, а их затворы устанавливаются в пазах.

      89. При первичном заполнении гидротехнических сооружений производится предварительное или одновременное испытание на водозащищенность подводных частей зданий насосных станций, градирен, брызгальных бассейнов и других емкостных сооружений по разработанной программе.

      90. Водоприемники насосных станций, закрытые железобетонные каналы, водосборные бассейны брызгальных устройств и градирен и другие емкости предварительно наполняются на 1 метр, что выдерживается в течение 3 суток. Определяется изменение уровня за 3 суток, рекомендуемое до 3 л/м2 смоченной поверхности железобетонного днища, откосов и стен. При обнаружении дефектов они устраняются, сооружение наполняется водой до проектного уровня, степень фильтрации воды постоянно контролируется.

      91. Временные строительные перемычки на каналах полностью разбираются после выравнивания уровней воды до перемычек и после них.

      92. Водохранилище-охладитель к моменту включения в работу системы технического водоснабжения заполняется до уровня воды не ниже минимально допустимого с созданием площади зеркала, обеспечивающего охлаждение циркуляционной воды вводимой мощности электростанции до расчетных температур.

      93. До начала морозного периода подготавливается к работе имеющаяся на электростанции система подачи теплой воды для нагрева каналов и водозаборов, воздухообдувных установок и электропрогрев затворов.

      94. До пробного пуска градирни:

      1) переключательные колодцы оборудованы скобами для спуска обслуживающего персонала и имеют плотно закрывающиеся люки, выполненные из листовой стали;

      2) стенки колодцев оштукатурены и не имеют оголенной арматуры, трещин и поврежденной штукатурки;

      3) колодцы очищены от мусора и посторонних предметов, в них отсутствует вода.

      95. Количество и диаметры разбрызгивающих сопел проверяется на соответствие проекту, а сами сопла очищаются от посторонних предметов.

      96. При напорном водораспределении выходные отверстия сопел направляются вверх.

      97. При образовании щелей между блоками оросителя, на участках их примыкания к водораздаточным стоякам и вытяжной башне дополнительно укладываются и закрепляются доски или листы, препятствующие неорганизованному проходу воздуха и образованию завихрений внутри башни.

      98. При разделении водосборного бассейна на отдельные отсеки проверяется наличие между отсеками перепускной трубы с запорным устройством. Сопряжение перепускного трубопровода с разделительной стенкой водосбросного бассейна плотное, запорное устройство проверяется на закрывание и открывание.

      99. Перед пробным пуском на градирню по напорным трубопроводам подается вода от постороннего источника до полного заполнения водосборного бассейна и водосливных труб, канала и водоподводящих сооружений. Проверяется действие приводов и плотность задвижек, шандоров и подвижность сеток.

      100. После заполнения циркуляционных водоводов вода в течение 24 часов циркулирует в водораспределительной системе.

      101. После опробования в течение 24 часов в теплое время года опорожняется водосборный бассейн градирни, подводящие каналы и трубопроводы. Производится осмотр железобетонной поверхности каналов, водосборного бассейна и водовозов с целью выявления неплотностей.

      102. Результаты поузлового опробования оформляются протоколом. В протоколе указываются проведенные контрольные проверки и измерения, приводится таблица результатов опробования и фактические характеристики оборудования, даются рекомендации по устранению обнаруженных дефектов и по режимам работы оборудования.

      103. После устранения обнаруженных дефектов составляется акт опробования оборудования, утверждаемый дирекцией электростанции.

      104. При пробном пуске проверяется работоспособность циркуляционных насосов совместно с системой технического водоснабжения, безопасность их эксплуатации, проверяется настройка автоматического регулирования, блокировок, средств защиты, сигнализации и контрольно-измерительных приборов, разрабатываются мероприятия по устранению выявленных неисправностей. После устранения неисправностей производится повторный пуск, проверяется готовность оборудования и системы к комплексному опробованию.

      105. Результаты пробных пусков отражаются в документе, с предложениями по улучшению качества оборудования и сооружений, повышению надежности и экономичности их работы.

      106. При комплексном опробовании системы проводится проверка совместной работы оборудования и системы, контролируются показатели работы оборудования, гидросооружений и охладителей циркуляционной воды.

      107. При сдаче в эксплуатацию оборудования, зданий, сооружений, трактов, охладителей циркуляционной воды системы технического водоснабжения оформляется и передается дирекции электростанции откорректированная техническая документация согласно перечня, предусмотренного действующими нормативными документами по приемке.

Глава 7. Наладка систем технического водоснабжения действующих тепловых электростанций

Параграф 1. Объемы работ

      108. В объем выполняемых работ входит:

      1) изучение проектной и технической документации;

      2) обследование состояний и эффективностей работ сооружений и оборудования;

      3) сбор эксплуатационных данных, их обработка и анализ;

      4) выявление фактических характеристик действующих сооружений и оборудования системы технического водоснабжения, их соответствие проекту, наладочные работы с обеспечением оптимальных режимов эксплуатации при минимальных потерях электроэнергии и топлива на собственные нужды;

      5) выдача рекомендаций по оптимизации режима эксплуатации для уточнения руководства по эксплуатации.

      109. Обследованию подлежат все гидротехнические сооружения, обеспечивающие бесперебойную работу системы технического водоснабжения – водозаборы, насосные станции, шлюзы, каналы, трубопроводы, гидроохладители, утепляющие и защитные сооружения. Обследование выполняется по действующим методикам и руководствам. Задачей обследования является оценка состояния сооружений, их работоспособности и выполнения своего назначения.

      110. Когда отдельные работы не выполняются эксплуатационным персоналом своими силами, привлекаются научно-исследовательские и другие специализированные организации.

      111. Обследование и контроль за работой насосов сводится к определению фактических данных по напору, подаче и мощности, сравнению фактических показателей работы насосов с характеристиками изготовителя, сопоставлению параметров работы насосов при установленном положении лопастей, с параметрами по его характеристике.

      112. При обследовании гидроохладителей проверяются и уточняются:

      1) геодезические отметки расположения конструктивных элементов, включая отметки водосборного бассейна, воздуховходных окон низа и верха вытяжной башни и оросителя, водораспределения, выходных отверстий сопл, водоуловителей, длины и сечении струенаправляющих и струераспределительных сооружений;

      2) выявление отступлений от проекта, допущенных в процессе строительства;

      3) состояние оросителей градирен, разбрызгивающих сопл, плотность соединений трубопроводов, плотность вытяжной башни, наличие отложений на поверхности сопл и оросителей;

      4) охлаждающая эффективность при заданных режимах эксплуатации, в особенности при номинальной конденсационной нагрузке в наиболее жаркий период года;

      5) при применении вентиляторных градирен – оптимальный режим, при котором целесообразно загружать имеющиеся вентиляторы с тем, чтобы получить экономический эффект от их работы;

      6) эффективность противообмерзающих мероприятий, предотвращающих ухудшение эксплуатационных качеств охладителей в зимний период;

      7) применяемые на электростанции методы предотвращения отложений в конденсаторах турбин (хлорирование, шарикоочистка, подкисление, фосфатирование), методы и периодичность очистки конденсаторов турбин от загрязнений (кислотная промывка, термосушка, механическая, гидравлическая очистка и др.), оценка эффективности методов очистки конденсаторов турбин; рекомендации по повышению температурного напора, при котором производится чистка конденсатора;

      8) характер загрязнения водозаборных сооружений (наличие высшей водной растительности, водорослей, механических веществ, биообрастателей и др.), загрязнения трубопроводов основного и вспомогательного оборудования (ракушкой, мшанкой, органическими и минеральными веществами), периодичность и методы их очистки;

      9) зарастание водохранилища-охладителя водной растительностью (видовой состав растений, их биомасса, места распространения зарослей по акватории водохранилища).

      113. Для анализа причин недоохлаждения циркуляционной воды в период обследования выявляются:

      1) степень повышения температурного напора в период между очистками конденсатора;

      2) значение отклонения вакуума в конденсаторах турбин от нормативного и перерасхода топлива по этой причине.

Параграф 2. Эксплуатационные затруднения в работе сооружений и оборудования

      114. Причинами осложнений при эксплуатации водозаборных сооружений являются:

      1) неустойчивость речного русла, в результате происходит отход основного потока от места расположения водоприемных сооружений;

      2) большое количество взвешенных насосов в речной воде, что при отсутствии промежуточного отстойника вызывает забивание водоприемных и водоочистных устройств песком;

      3) периодическое появление глубинного льда, в связи с чем покрываются льдом очистные решетки и сети и закупориваются таким образом входные окна водоприемников;

      4) засорение водоприемных устройств плавающими предметами, щепой, водорослями;

      5) обрастание самотечных труб и других металлических частей ракушками, заиление самотечных труб;

      6) несовершенство и неудовлетворительная работа затворов на входных окнах и трубах водоприемника.

      115. В результате загрязнения водоочистных сооружений и оборудования, недостаточности сечения трактов водоснабжения, наличия в них воздуха в верхней части трубопровода и работы последнего неполным сечением снижается уровень воды на водозаборе и повышается гидравлическое сопротивление в подводящих магистралях. Увеличение высоты всасывания и напора насоса вызывается загрязнением водоочистных сооружений вследствие понижения уровня на стороне всасывания из-за потерь напора на всасывающем тракте.

      116. Загрязнение напорных и сливных водоводов и оборудования с обрастанием циркуляционных трактов, загрязнением трубных досок и труб конденсаторов, сеток шарикоочистки, разбрызгивающих сопл, недоиспользование высоты сифона, заниженные диаметры трубопроводов приводят к увеличению напора и уменьшению подачи насосов.

      117. Воздух в циркуляционные тракты попадает следующими путями:

      1) остается в возвышенных частях водовода во время заполнения системы водой;

      2) подсасывается через неплотности на участках, находившихся под разрежением;

      3) вносится в сливные водоводы вместе с водой от вспомогательного оборудования.

      118. Высота сифона уменьшается, вследствие повышенного гидравлического сопротивления сливных водоводов, неполного открытия их запорной арматуры, наличия воздуха в верхней части сливной водяной камеры конденсатора, увеличения уровня воды над переливным порогом сифонного сооружения при увеличении сбрасываемого расхода воды.

      119. Для систем с прямоточным водоснабжением принимается во внимание сезонное изменение уровня воды в реках, для систем с водохранилищами-охладителями – периодические предпаводковые сработки уровня в процессе водообмена. Это изменение достигается 5 – 7 м, что сказывается на положении рабочей точки по напорной характеристике насоса.

      120. Для центробежных насосов неудовлетворительное состояние тракта циркуляционного водоснабжения с существенным увеличением напора, который создается насосом, приводит к выходу рабочей точки насоса за пределы оптимальной рабочей зоны, рекомендованной изготовителем. Связанное с этим уменьшение подачи насоса вызывает снижение его КПД, ухудшение вакуума в конденсаторе турбины и соответствующее снижение экономичности турбогенератора и электростанции, что в целом не приведет к существенному снижению надежности работы насоса.

      121. Для насосов осевого и диагонального типов изменение напора за пределы рекомендованной изготовителем зоны характеристики приводит к потере экономичности турбины и электростанции и к переходу режима насоса на нерабочую часть характеристики, что связано с резким уменьшением подачи насоса, с появлением стука, шума, вибрации, пульсации давления на выходе из насоса и колебания нагрузки. При продолжительной работе в таком режиме насос выходит из строя из-за поломок лопастей, повреждения направляющих подшипников.

      122. Подача насосов уменьшается вследствие неудовлетворительного технического их состояния из-за:

      1) самопроизвольного сворачивания лопастей в результате повреждений механизма их поворота (повреждения гнезда, клапана подачи масла в маслопроводы, утечек в соединениях маслопроводов, протечек масла в гидроприводе, механических поломок в кинематике одной-двух лопастей, повреждений пружин, плохой притирки клапанов);

      2) неодинакового положения лопастей рабочего колеса (отклонения углов белее 0°30‘);

      3) износа лопастей, камеры рабочего колеса (одновременно наблюдается снижение давления, развиваемого насосом);

      4) увеличенного по сравнению со значениями изготовителя, зазора между камерой и рабочие колесом;

      5) низкого качества изготовления лопастей, камеры рабочего колеса;

      6) задиров на обтекателе вала;

      7) некачественного изготовления резиновых подшипников;

      8) снижения напряжения на выводах электродвигателя насоса по сравнению с номинальным напряжением.

      123. Подача насосов уменьшается из-за недостатков в работе вращающихся сеток. Общими недостатками всех типов вращающихся сеток является ненадежность работы транспортных роликовых цепей, промывочных и очистных устройств.

      124. У всех сеток при срабатывании шарнирных соединений цепей происходит их удлинение и провисание, что при несвоевременной подтяжке приводит к появлению свободных проходов воды и плоскости боковых уплотнений, ширина которых достигает 100 мм и более.

      125. У сеток типа Т и ТН велики зазоры между секциями (10 – 15 мм на вертикальных участках и 20 – 25 мм на поворотах). У этих сеток применен принцип самоуплотнения секций. При износах шарнирных соединений возникает перекос секций, что приводит к их заклиниванию и нарушению самоуплотнения.

      126. У сеток типа ТА недостатки, указанные в пункте 122 настоящих Методических указаний отсутствуют благодаря жесткому креплению секций к транспортным цепям, но они требуют, более эффективной работы промывочных и очищающих устройств, так как не удаленный с поверхности сетки мусор переносится в камеру чистой воды. На нижнем повороте по всей ширине сетки имеется зазор для прохода воды помимо сеточного полотна.

      127. Надежность работы сеток снижается при применении деревянных рам для крепления полотен сит, которые быстро выходят из строя.

      128. Причинами превышения напора насоса над расчетными значениями являются:

      1) засорение трубных досок и трубной системы конденсаторов, что приводит к увеличению их гидравлического сопротивления. При расчетном гидравлическом сопротивлении конденсатора 3,5 – 6 м.вод.ст. увеличение напора насоса при загрязнении конденсатора, особенно засорения трубных досок, достигает 2 – 3 м.вод.ст.;

      2) повышенное сопротивление водоочистных систем на входе воды в аванкамеру насосов, что связано с несвоевременной чисткой сороудерживающих устройств;

      3) недоиспользование сифона в системах прямоточного водоснабжения и с водохранилищами-охладителями из-за неполного открытия запорного крана на сливе и скапливания воздуха в сливных водяных камерах конденсаторов с вертикальным разделением на первый и второй ход водяных камер и с нижним подводом и отводом охлаждающей воды, например, конденсаторов турбин К-300-240 ЛМЗ.

      129. Максимальное значение теоретического сифона в зависимости от отметок водяной точки сливной камеры конденсатора и уровня в сифонном колодце составляет 8 – 8,5 м, нередко разрежение составляет 5 – 6 м.вод.ст., что соответственно на 2 – 3 м.вод.ст. увеличивает напор, который развивает насос.

      130. В связи с изменением гидрологических условий источника водоснабжения изменяются пределы сезонного изменения уровня воды в источнике, что из-за увеличения геодезической высоты подъема воды приводит к увеличению напора, который развивает насос. Оказывается необеспеченным допустимый кавитационный запас на входе в насос, предусмотренный характеристикой изготовителя насоса.

      131. При наличии в схеме циркуляционного водоснабжения градирен повышенное гидравлическое сопротивление тракта вызывается загрязнением трубопроводов водораспределительной системы и сопел, уменьшением их проходного сечения, неполным открытием задвижек на напорных водоводах.

      132. Причиной повышенного гидравлического сопротивления тракта циркуляционной воды является наличие в охлаждающей воде взвешенных частиц, ила, органических веществ. Выпадение взвешенных частиц на различных участках водовода (на поворотах, в местах отводов) приводит к сужению сечения и увеличению гидравлического сопротивления.

      133. В работе градирен имеются недостатки:

      1) неудовлетворительное состояние оросительного устройства –отсутствие или поломка щитов, выпадание деревянных, асбестоцементных или пластмассовых блоков, отклонение асбестоцементных листов от вертикального положения, отступления в конструкции оросителя от проекта, образование карбонатных отложений на листах оросителя, уменьшающих расстояние в свету между ними. Наиболее часто встречающимся дефектом является наличие проемов в периферийной зоне оросителя, примыкающего к вытяжной башне, шириной до 2 м по всему периметру из-за не установленных при строительстве или реконструкции градирен блоков, либо разрушения оросителя в этих местах в результате обледенения. Последнее происходит при отсутствии или неисправности противообледенительного устройства, или несвоевременного прикрытия воздуховходных окон в холодное время года и поступления холодного воздуха в водоросительное пространство;

      2) низкая гидравлическая нагрузка из-за нарушения технологического режима работы, недостаточная поверхность охлаждения из-за неудовлетворительного состояния оросителя, его несовершенной конструкции, несоответствия условий работы градирни обслуживающему его теплосиловому оборудованию;

      3) неравномерное распределение воды по площади орошения вследствие отсутствия или засорения сопел в отдельных зонах, их несовершенной конструкции; несоответствие фактического напора воды конструкции сопла; дефекты при проектировании и монтаже трубопроводов водораспределения, включая отметку их установки; наличие неорганизованных течей. При лотковом водораспределении из-за перекоса лотков и неравномерного их заполнения водой; неудовлетворительной центровки разбрызгивающих тарелочек относительно сливных насадок; засорения насадок и лотков;

      4) наличие неплотностей в вытяжной башне, что вызывает частичный срыв тяги;

      5) обледенение воздуховходных окон из-за отсутствия либо неудовлетворительного состояния или конструкции противообледенительного устройства. Наиболее характерным недостатком является отсутствие механизмов фиксации поворотных щитов, что летом из-за их отступления от горизонтального положения приводит к частичному прикрытию воздуховходных окон, что ограничивает поступление наружного воздуха в градирню, ухудшая охладительный эффект;

      6) отсутствие водоотводящего козырька;

      7) недостаточное охлаждение вентиляторными градирнями вследствие установки лопастей вентиляторов на угол, отличающийся от характеристики изготовителя, заниженной частоты вращения, неудовлетворительной конструкции вентиляторов.

      134. В работе водохранилищ-охладителей имеются недостатки:

      1) зарастание водной растительностью, что приводит к образованию застойных зон и ухудшает охлаждающую способность. Водная растительность, попадая к водозаборным сооружениям, забивает очистные сетки водоприемников и загрязняет поверхность трубы конденсаторов турбин. Интенсивность зарастания водохранилищ зависит от их глубины, колебания горизонтов воды, видов грунта, химического состава воды и температурного режима;

      2) нарушения в работе струенаправляющих и струераспределительных сооружений, формирующих транзитный поток, что в значительной степени сокращает площадь активной зоны и, соответственно, использование площади водохранилища в качестве охладителя;

      3) неправильное распределение расходов теплой воды по сбросным клапанам, в результате чего нарушается равномерность тепловой нагрузки на различных зонах водохранилища-охладителя. Это происходит при останове отдельных турбин в ремонт либо на реконструкцию без перераспределения сброса воды в каналы от оставшихся работающих агрегатов;

      4) заиление водохранилищ-охладителей в результате переработки берегов волновым воздействием, смыва почвы с прибрежных зон, отложений иловых частиц;

      5) размещение в зоне транзитного потока садкового рыбного хозяйства способствует его зарастанию верхней водной растительностью и уменьшению активной зоны;

      6) проектные недоработки в части расположения водосбросных, водозаборных и струенаправляющих сооружений, ошибки в выборе схем циркуляции, недостаточная проработка вариантов расположения водохранилища-охладителя;

      7) нарушения в работе глубинных водозаборов в части забора нижних холодных слоев воды без подсоса верхних слоев более теплой воды с выбором оптимальной скорости, учитывающей возможность заиления и засорения входных окон, щелей, к снижению уровня воды на стороне всаса насосов.

      135. В работе брызгальных устройств существуют недостатки:

      1) недостаточное давление воды перед соплами из-за изменения режима работы насосов;

      2) большой перепад температур воды из-за увеличения тепловой нагрузки и недостаточной подачи насосов;

      3) неудовлетворительная компоновка сопел из-за завышенной плотности орошения;

      4) неудачное расположение брызгального бассейна по отношению к господствующему летом ветру, расположенным вблизи зданий и сооружений, рельефу местности;

      5) большая ширина бассейна при правильном его расположении;

      6) недостаточные воздушные коридоры между соплами по длине и ширине бассейна;

      7) неудовлетворительная конструкция или низкое качество изготовления разбрызгивающих сопел;

      8) загрязнение сопел или коррозия их внутренних поверхностей, искажающая форму водяного факела.

      136. На практике приходится сталкиваться с одновременным действием нескольких из указанных причин в пункте 135 настоящих Методических указаний. При разработке мероприятий по улучшению работы охладителей добиваются требуемого эффекта путем применения простейших из них, дающих положительные результаты, и не достижении его переходят к мероприятиям, связанным с реконструкцией охладителей и системы технического водоснабжения, требующим больших капитальных вложений и материальных затрат.

Параграф 3. Определение характеристики циркуляционного
тракта системы водоснабжения

      137. Характеристика тракта определяется напором, создаваемый насосом для подачи через конденсатор заданного количества воды. Напор складывается из геодезического подъема воды Нгеод и гидравлических сопротивлений отдельных участков тракта, зависящих от расхода воды, протекающей через эти участки.

      138. Для выявления соответствия полученной характеристики тракта с минимальными потерями по тракту, определяются гидравлические сопротивления отдельных участков тракта, обратных клапанов, арматуры с помощью поверенных пружинных манометров класса точности 0,5 или 1,0.

      139. При блочной схеме водоснабжения тракт воды, подаваемой насосом, разбивается на участки, гидравлическое сопротивление которых зависит от расхода воды через них. Например, очистные сооружения (грубые решетки, вращающиеся сетки) – напорный водовод – конденсатор – сливной водовод, водовод – переливной порог, поры сливного канала.

      140. Поперечный разрез тракта циркуляционной воды блочной схемы водоснабжения с точками измерения уровня воды, давления и разрежения приведен на рисунке 4 приложения к настоящим Методическим указаниям.

      141. Перед испытаниями проводится очистка сороудерживающих решеток и вращающихся сеток насосной станции, трубных досок и трубной системы конденсатора, обеспечивается полное открытие запорного органа на сливной линии конденсатора, по возможности очищается от мусора и ила напорные и сливные водоводы регулируется нормальное действие сифона системы водоснабжения.

      142. Полученные при таких условиях результаты – гидравлическая характеристика тракта и отдельных его участков, являются факторами контроля в процессе эксплуатации состояние тракта циркуляционной воды в целом и отдельных его участков, определения мероприятия по устранению обнаруженных дефектов.

      143. Характеристика циркуляционного тракта системы водоснабжения с магистральными водоводами не представляется однозначно в виде одной кривой вследствие большого многообразия вариантов состава работающего оборудования, различного количества параллельно работающих насосов, конденсаторов, включенных в данный магистральный водовод различного количества работающих градирен или брызгальных бассейнов. Совмещение снятия характеристик тракта с испытанием одного из циркуляционных насосов, как при блочной схеме водоснабжения, не рекомендуется, поэтому для снятия характеристики тракта требуется проведение отдельных испытаний. Учитывается, что напор, создающий насос для подачи охлаждающей воды через включенные конденсаторы турбин, складывается из геодезического подъема воды Нгеод от отметки уровня в приемной камере охлаждающей воды насосной станции до отметки водораспределительных трубопроводов градирни с учетом требуемого напора для разбрызгивания через сопла и суммы переменных гидравлических сопротивлений отдельных участков тракта, зависящих от расхода протекающей через эти участки воды (рисунок 5 приложения к настоящим Методическим указаниям).

      144. Для получения характеристики тракта проводятся испытания одной половины системы водоснабжения для одного из напорных водоводов циркуляционных насосов с подключенными к нему конденсаторами и одного напорного водовода градирен с подключенными к нему градирнями.

      145. Для схемы с магистральными водоводами в расчет характеристики тракта входит сумма гидравлических сопротивлений участков тракта до последнего подключенного к напорному водоводу конденсатора и далее по тракту до последней, подключенной к напорному водоводу градирни, определяется максимальное значение гидравлических сопротивлений для данной системы водоснабжения.

      146. Исходное положение для определения характеристики тракта означает, что на всех подключенных к данному водоводу конденсаторах, кроме последнего, прикрыты задвижки до конденсатора и после него, для обеспечения равных расходов воды по всем конденсаторам и на всех, кроме крайней, подключенных к данному напорному водоводу градирнях либо брызгальных бассейнах, для обеспечения равного расхода воды прикрыты напорные задвижки.

      147. Для выявления соответствия полученной характеристики тракта оптимальной с минимальными потерями давления на тракт определяются гидравлические сопротивления отдельных участков тракта и сравнивается с расчетными.

      148. Перед проведением испытаний устанавливаются одинаковые углы поворота лопастей у всех работающих параллельно осевых и диагональных насосов, проводится чистка трубных досок и трубной системы конденсатора, обеспечивается полное открытие обратных клапанов на напорной стороне насоса, по возможности очищаются от ила и мусора напорные и сливные водоводы, обеспечивается полное открытие задвижек по тракту циркуляционной воды (кроме задвижек, регулирующих расход воды по конденсаторам и градирням).

      149. Полученные при таких условиях результаты — гидравлическая характеристика тракта и отдельных его участков, являются факторами контроля в процессе эксплуатации состояние тракта циркуляционной воды в целом и отдельных его участков, определения мероприятия по устранению обнаруженных дефектов.

Параграф 4. Устранение повышенных сопротивлений и увеличение действующей высоты сифона

      150. Устранение повышенного сопротивления конденсатора вследствие засорения трубных досок и трубной системы осуществляется чисткой конденсаторов, их промывкой – обратным током воды и другими мероприятиями.

      151. Повышенное сопротивление водоочистных систем устраняется постоянным контролем за перепадом уровней, превышающими допустимый для данного типа оборудования, своевременной чисткой решеток и вращающихся сеток.

      152. Повышенное сопротивление трактов устраняется путем ремонта, запорной арматуры до полного ее открытия, замены участков трубопроводов уменьшенного сечения, фасонных элементов и отводов с высоким коэффициентом сопротивления, очистки фильтров решеток, вращающихся и конусных сороулавливающих сеток, разбрызгивающих сопел, трубопроводов.

      153. Для устранения повышенных сопротивлений сливных трактов удаляется воздух, скапливающийся при выходе из конденсатора, в верхней части горизонтальных участков сливных водоводов.

      154. Одним из способов удаления воздуха является установка на участке выхода воды из конденсатора бака-накопителя воздуха диаметром 800 – 1000 мм и высотой 400 – 600 мм, соединенного несколькими отверстиями с водяным пространством конденсатора и оборудованным регулятором уровня. Удаление воздуха из бака-накопителя производится с помощью эжектора циркуляционной системы либо пускового эжектора. Для удаления воздуха из горизонтальных водоводов верхняя часть их сечения соединяется с баком-накопителем трубой диаметром 60 – 80 мм (рисунок 6 приложения к настоящим Методическим указаниям).

      155. В процессе эксплуатации воздух из сливного тракта собирается в баке-накопителе, уровень воды в котором понижается, от регулятора уровня поступает сигнал на включение эжектора, что обеспечивает полное удаление воздуха из сливного тракта системы.

      156. Для увеличения действующей высоты сифона переливную стенку сифонных колодцев целесообразно выполнить из сборно-разборных элементов, обеспечивающих возможность изменения отметки гребня переливного порога (рисунок 7 приложения к настоящим Методическим указаниям), оптимальная высота сифона в условиях переменных режимов эксплуатации определяется по результатам испытания системы технического водоснабжения.

Параграф 5. Обработка циркуляционных трактов

      157. При склонности охлаждающей воды к накипеобразованию проводится ее обработка наиболее оптимальным способом для данного химического состава воды и условий эксплуатации. При недостаточной эффективности предотвращения накипеобразования в конденсаторах турбин применяемыми способами, проводится кислотная промывка для удаления образующейся накипи на поверхностях охлаждения.

      158. При загрязнении конденсаторов турбин отложениями органического характера выполняется периодическое хлорирование охлаждающей воды, применяются механические способы очистки трубок либо производится их очистка шариками.

      159. Для предотвращения накипеобразования на элементах градирен, особенно на оросителе и трубопроводах водораспределения, применяется: продувка циркуляционной воды, понижение жесткости воды путем ее химической обработки, присадка реагентов или обогащение воды после охладителей углекислотой.

      160. При любом из этих способов выполняется условие: максимальная карбонатная жесткость циркуляционной воды меньше или равна предельной жесткости, превышение которой приводит к распаду бикарбонатов и выпадению из раствора карбонатных солей.

      161. При загрязнении трактов технического водоснабжения биообрастателями, в основном дрейсеной, мероприятия по ее удалению осуществляются по отдельным участкам.

      162. Район поступления воды в водоподводящий канал или на водозабор, водозаборный ковш береговой насосной станции защищаются от загрязнения механическими веществами и дрейсеной путем сооружения на участке поступления воды в водоподводящий канал или водозабор ловушек-траншей. При заборе небольшого количества воды сооружается водозабор фильтрующего типа.

      163. Для предотвращения обрастания дрейсеной поверхности шандор, решеток, водоочистных сеток и других элементов береговой насосной станции покрываются антиобрастающими красками, например, эмалями типа ХС-522, ХВ-5153.

      164. Для уничтожения дрейсены в водоприемных и всасывающих камерах и напорных водоводах применяется термический способ, заключающийся в том, что осевшие на поверхности стенок формы дрейсены обрабатываются водой с температурой 40-45°С.

      165. При отсутствии уничтожения дрейсены термическим способом, очистка водоприемных камер и напорных водоводов осуществляется механическим методом или струей воды под давлением.

      166. Дрейсена, развивающаяся на поверхности трактов технического водоснабжения вспомогательного оборудования, трубопроводов, арматуры и теплообменников ликвидируется периодическим хлорированием циркуляционной воды или промывкой горячей сетевой водой.

Параграф 6. Методы контроля установки лопастей насосов на расчетный одинаковый угол

      167. Встречающаяся на практике не идентичность углов установки лопастей рабочих колес осевых и диагональных поворотно-лопастных насосов устраняется с помощью регулировочных шайб, устанавливаемых непосредственно под крестовину и позволяющих изменять угол установки каждой лопасти в отдельности.

      168. Несоответствие фактического диапазона регулировки, углов установки лопастей паспортному значению устраняется с помощью концевого упора-ограничителя, позволяющего менять длину хода крестовины.

      169. До начала выполнения регулировки в целях установки лопастей на расчетный одинаковый для всех лопастей угол измеряется фактическое его значение.

      170. Зазор между лопастями и камерой рабочего колеса составляет 0,001∙Др.к. или не превышает значения, рекомендуемые изготовителем насоса. Увеличение зазора от 0,001 до 0,003∙ Др.к снижает КПД насоса на 3,5%, а напор на 5%; несимметричность зазора дополнительно снижает КПД насоса на 1%. Отрицательно сказывается на КПД насоса уменьшение зазора до значения менее 0,001∙Др.к ,так как появляется щелевая кавитация.

      171. Для измерения углов установки лопастей рабочего колеса без его демонтажа и приведения в соответствие фактического угла установки со шкалой указателя используется устройство согласно рисунку 8 приложения к настоящим Методическим указаниям. С помощью мерной рейки и угломера проверяется угол установки каждой лопасти. Для этого мерная рейка накладывается острой кромкой на концы дуги наибольшего диаметра (в точках А и Б) проверяемой лопасти. Затем по уровню угломера с точностью 0 градусов 15 минут механизмом поворота лопастей выставляется условный угол

, соответствующий нулю по приведенной характеристике изготовителя насоса. Далее поворотом лопастей с помощью механизма поворота лопастей проверяются, кренятся на рабочем колесе и отмечаются на шкале указателя углы, указанные в характеристике изготовителя насоса (например, для насоса ОПВ2-1 10 указанные углы поворота лопастей равны -10°, -8°, -6°, -2°, 0°, +2°).

      172. По полученным результатам измерений производится корректировка шкалы указателя углов по штатному прибору.

      173. При обнаружении не идентичности углов установки лопастей рабочего колеса более чем на 0 градусов 30 минут выполняется регулировка лопастей с установкой их на одинаковый угол.

      174. Для проверки соответствия показаний указателя фактическому углу установки лопастей рабочих колес насосов используется способ: измеряется угол установки лопастей в максимальном и минимальном положении, затем изменяется положение лопастей на весь диапазон регулировки с помощью механизма их поворота с определением частоты вращения червяка и угла поворота лопастей, приходящегося на один его оборот. При известном значении фактического угла установки лопастей в нескольких (5 – 6) положениях градуируется указатель.

      175. Для установки всех лопастей на одинаковый угол на поворотном рычаге каждой лопасти устанавливаются шайбы.

      Подбор толщины шайб выполняется следующим образом:

      1) рабочее колесо устанавливается на ремонтной площадке присоединительным фланцем вниз на жестко закрепленном столе подставке. Маркируются регулировочные шайбы каждой серьги и положение крестовины в рабочем колесе так, чтобы серьги лопастей при сборке колеса устанавливались на прежнее место. Опорная плита стола-подставки устанавливается в горизонтальное положение по ватерпасу. Ось рабочего колеса занимает вертикальное положение;

      2) к лопасти прикладывается лист картона, на котором вычерчивается профиль лопасти и с помощью ватерпаса наносятся отметки для проведения горизонтали (рисунок 9 приложения к настоящим Методическим указаниям);

      3) распрямляется лист, проводится по отметкам горизонталь, получается развертка профиля лопасти, соединяются крайние точки профиля прямой линией.

      176. Угол

между прямой и горизонталью является фактическим углом установки лопасти рабочего колеса и определяется по формуле:

     

.                                                             (1)

      177. Толщина каждой регулировочной шайбы для установки всех лопастей на одинаковый угол определяется по формуле:

     

                                          (2)

      где l1, – длина рычага поворота лопастей, равная расстоянию от оси лопасти до оси серьги, мм;

      aМАКС- максимальный условный угол установки лопастей рабочего колеса, град;

     

- угол между горизонталью и хордой профиля лопасти на развертке, измеренный до наладки при максимально возможном угле установки лопасти (при упоре крестовины в ограничитель), град;

      a0- условный угол, соответствующий 0° по характеристике изготовителя насоса, град (рисунок 8 приложения к настоящим Методическим указаниям).

      4) после изготовления и установки регулировочных шайб затягиваются гайки проушин и проверяе