Типовое руководство по эксплуатации паровых котлов высокого и сверхкритического давления ТЭС

3.2.1. При обслуживании паровых котлов должны четко выполняться требования действующих нормативных документов, регламентирующих безопасность технологического процесса. При проведении любых работ на паровых котлах обязательным является принцип приоритета жизни и здоровья персонала и иных лиц по отношению к результатам производственной деятельности.

3.2.2. На каждой ТЭС должен быть назначен приказом ответственный за исправное состояние и безопасную эксплуатацию котлов. Для него должна быть разработана и утверждена инструкция. Помимо этого для персонала, обслуживающего котлы, должна быть разработана производственная инструкция, базирующаяся на основе инструкции завода-изготовителя и настоящего Руководства с учетом конкретной компоновки, состава и местных условий эксплуатации оборудования.

3.2.3. Виды, объем и сроки технического освидетельствования котлов должны находиться в соответствии с указаниями [1].

3.2.4. Парковый ресурс элементов котлов и организация их технического диагностирования по истечении паркового ресурса должны определяться в соответствии с [2] и другими действующими нормативными документами.

3.2.5. Эксплуатация котлов должна вестись с учетом требований [3].

3.2.6. При использовании на ТЭС природного газа должны выполняться требования [4].

3.2.7. Следует стремиться свести к минимуму количество ручных операций и максимально широко применять автоматические алгоритмы, препятствующие нарушению правильности и последовательности проводимых операций.

3.2.8. Помещения, в которых располагается оборудование котельных установок, должны быть обеспечены достаточным освещением. Освещенность должна соответствовать требованиям действующих нормативных документов. Помимо рабочего освещения в таких помещениях должно быть аварийное электрическое освещение.

3.3.1. Работа с персоналом, обслуживающим паровые котлы, должна быть организована в соответствии с [5] и иными действующими нормативными документами.

3.3.2. К работе на паровых котлах разрешается допускать лиц с профессиональным образованием, а к управлению ими также и с соответствующим опытом работы.

Лица, не имеющие соответствующего профессионального образования или опыта работы, как вновь принятые, так и переводимые на новую должность должны пройти обучение.

3.3.3. Лица, обслуживающие паровые котлы, должны проходить предварительные (при поступлении на работу) и периодические (в течение трудовой деятельности) медицинские осмотры.

3.3.4. На электрических станциях должна проводиться постоянная работа с персоналом, обслуживающим котельные установки, направленная на обеспечение его готовности к выполнению профессиональных функций и поддержание его квалификации.

3.3.5. Допуск к самостоятельному обслуживанию паровых котлов должен оформляться приказом по предприятию или подразделению.

3.3.6. Запрещается допускать к работе на паровых котельных установках лиц, не прошедших обучение, инструктаж, проверку знаний охраны труда, обязательных медицинских осмотров, а также в случае медицинских противопоказаний.

3.3.7. Эксплуатационный персонал обязан:

- обеспечить надежность и безопасность работы основного и вспомогательного оборудования котельной установки;

- вести режим работы котла в соответствии с режимной картой, которая является руководством для обеспечения экономичной работы с соблюдением экологических показателей;

- обеспечить выполнение диспетчерского графика нагрузки путем ее изменения в регулировочном диапазоне и при необходимости до технического минимума, а также путем остановки в резерв и растопки котла из различных тепловых состояний;

- соблюдать режимы, обеспечивающие поддержание допустимых температур пара в каждой ступени и каждом потоке первичного и промежуточного пароперегревателей;

- следить в процессе работы котла за режимом горения и работой горелок;

- поддерживать чистоту поверхностей нагрева с газовой стороны путем применения систем очистки (обдувочные аппараты, устройства импульсной очистки, дробеочистки);

- постоянно контролировать основные технологические параметры, особенно те из них, которые задействованы в схемах защит;

- не допускать работу котлов без включенных технологических защит, блокировок, сигнализации и автоматических регуляторов.

5.1.1. Паровой котел должен быть оснащен САУ, которая должна обеспечивать его пуск из любого теплового состояния - нагружение, останов с переводом в заданное состояние, работу в заданном диапазоне нагрузок при условии поддержания технологических параметров в установленных пределах.

5.1.2. САУ котла должна предусматривать выполнение следующих функций:

- дистанционного управления исполнительными устройствами;

- отображения информации от исполнительных устройств и датчиков измерений на блочных и местных щитах и на АРМ;

- автоматического регулирования;

- автоматического логического управления;

- технологических защит;

- технологических блокировок;

- технологической сигнализации.

5.1.3. В комплект оборудования котла должны входить:

- автоматические системы розжига мазутных и газовых горелок, включая средства селективного контроля факелов горелок, быстрозапорную и отсечную арматуру на подводе топлива к горелкам, устройства (шкафы) управления горелками;

- средства контроля общего факела в топке;

- средства специальных измерений, разработанных и изготовленных с учетом конструкции и особенностей оборудования, включая систему температурных измерений в пределах "теплого ящика";

- различные устройства отбора проб, сужающие устройства для измерения расходов сред, штуцера и отборные устройства, уравнительные сосуды.

5.2.1. Исполнительные устройства котла должны быть оснащены электрифицированной арматурой с дистанционным управлением в объеме, позволяющем управлять агрегатом во всех режимах, включая пуски и остановы с БЩУ.

5.2.2. Дистанционное управление исполнительными устройствами котла должно обеспечивать их открытие и закрытие или включение и выключение.

5.3.1. Котел должен быть оснащен средствами отображения информации от исполнительных устройств и датчиков измерений в объеме, необходимом для полного контроля всех процессов, происходящих при любых режимах его работы.

5.3.2. Объем датчиков измерений должен быть достаточен для организации управления и контроля во всех режимах работы котла, расчета технико-экономических показателей, контроля за вредными выбросами в атмосферу и решения задач диагностики.

5.3.3. По каждой точке измерений должны указываться средства представления информации (индивидуальный показывающий/самопишущий прибор или ИВС), место вывода информации (блочный или местный щиты или по месту), необходимая точность и диапазон измерения.

5.3.4. Измерение технологических параметров должно быть обеспечено во всем диапазоне нагрузок котла с учетом всех режимов его использования. Для выполнения всего принятого объема измерений, должен производиться выбор технических средств из состава серийных. В случае отсутствия последних должны применяться нестандартные устройства и специальная аппаратура, разрабатываемая для данного котла. В отдельных случаях допускается проведение контроля при помощи лабораторных приборов.

5.3.5. Котел должен быть оснащен необходимыми датчиками и исполнительными устройствами для защиты агрегата и его отдельных узлов при возникновении аварийных ситуаций.

5.3.6. Должна быть обеспечена возможность установки измерительных устройств штатного контроля, а на головных котлах устройств, необходимых для проведения наладочных, доводочных и научно-исследовательских работ.

5.3.7. Котел может быть оснащен средствами диагностического контроля (температурного и напряженного состояния металла под давлением, контроля герметичности трубных поверхностей, перемещения трубопроводов и др.) в объеме, достаточном для реализации принятого объема диагностики. Для оперативной диагностики процесса горения рекомендуется оснащение топки системой промышленного телевидения.

5.4.1. Автоматическое регулирование должно обеспечивать:

- поддержание технологических параметров в заданных пределах при пусках/остановах, при изменениях нагрузки во всем рабочем диапазоне в пределах, оговоренных в требованиях по маневренности;

- поддержание максимальной экономичности при условии минимизации вредных выбросов.

5.4.2. Точность поддержания технологических параметров АР должна быть указана в ТУ на котел для всех режимов.

5.5.1. Котел должен оснащаться средствами автоматического логического управления системой розжига горелок, предусматривающей розжиг группы горелок или отдельной горелки по единой команде с БЩУ. При этом должен быть обеспечен селективный контроль факела каждой горелки и контроль факела в топке.

5.5.2. Вспомогательные установки котла (мельницы, вентиляторы, дымососы, насосы и др.) должны предусматривать возможность включения и отключения по одной команде.

5.6.1. Технологические защиты парового котла должны обеспечивать защиту оперативного персонала и теплоэнергетического оборудования в случае возникновения аварийной ситуации путем экстренного автоматического перевода защищаемого оборудования в безопасное состояние.

5.6.2. Датчики должны однозначно идентифицировать аварийную ситуацию и исключить ложное срабатывание и несрабатывание технологических защит.

5.6.3. Для технологических защит, препятствующих плановому пуску и останову оборудования, должны предусматриваться их автоматический ввод и вывод по технологическим признакам, обеспечивающие возможность нормальной эксплуатации оборудования во всех эксплуатационных режимах без вмешательства персонала в работу технологических защит.

5.6.4. Технологические блокировки должны запрещать выполнение операций на технологическом оборудовании, приводящих к возникновению аварийных ситуаций.

5.6.5. Технологическая сигнализация должна обеспечивать предупреждение персонала о значительных отклонениях технологических параметров от допустимых значений как в аварийных ситуациях (аварийные сигнализации), так и в ситуациях, которые потенциально могут привести к авариям (предупредительные сигнализации).

5.6.6. Аварийные и предупредительные сигнализации должны различаться по признакам срабатывания, прежде всего по тону и громкости звукового сигнала.

7.1.1. Задача персонала, обслуживающего котел, заключается в поддержании паропроизводительности по заданному графику, нормальных параметров и чистоты пара, ведении процессов методами, дающими минимальные энергетические потери при соблюдении допустимых значений критериев тепломеханического состояния во всех режимах работы.

7.1.2. Режим работы котла должен вестись в соответствии с режимной картой, разработанной по результатам испытаний котла, и в соответствии с инструкцией по эксплуатации котла с тем, чтобы обеспечить:

- поддержание номинального давления перегретого пара на выходе из котла;

- поддержание температуры пара на выходе из котла с допусками +5-10 °С от номинального значения.

При этом температура металла змеевиков пароперегревателя, замеренная в необогреваемой зоне, не должна превышать допустимых величин.

7.1.3. Режимы эксплуатации паровых котельных установок различаются в зависимости от типа котла (барабанный или прямоточный).

7.1.4. Для улучшения качества ведения режимов паровых котлов рекомендуется проведение следующих мероприятий:

- контроль геометрического положения светящегося факела в топке с помощью телевизионных установок;

- техническая диагностика с использованием информационно-вычислительных комплексов;

- на котлах для сжигания газа и мазута с газоплотными панелями топочных экранов работа под наддувом после проведения соответствующих испытаний и обоснований.

7.1.5. Для улучшения экологических характеристик работы котла рекомендуется установка устройств сероочистки.

7.2.1. Режим работы котла должен строго соответствовать режимной карте, составленной на основе испытания оборудования и инструкции по эксплуатации. В случае реконструкции котла и изменения марки и качества топлива режимная карта должна быть скорректирована. Пересмотр режимных карт на газовых котлах должен осуществляться с периодичностью не реже одного раза в 2 года, а также после капитального ремонта котла, замены газогорелочных устройств. Образец режимной карты работы котла представлен в Приложении А.

7.2.2. Режимная карта должна составляться на основании результатов режимно-наладочных или балансовых испытаний котла. При наличии на электростанции нескольких однотипных котлов, работающих на одинаковом топливе, испытания в полном объеме могут быть проведены на одном из этих котлов. Для остальных котлов этой серии по результатам нескольких опытов в режимную карту должны быть внесены необходимые уточнения.

Режимно-наладочные испытания вновь введенного в эксплуатацию котла должны выполняться сразу же после окончания первичной наладки режима. На период первичной наладки обслуживающему персоналу должны выдаваться временные режимные указания.

7.2.3. В режимной карте для каждой нагрузки котла должно быть указано значение содержания кислорода или углекислого газа в дымовых газах за пароперегревателем. Кроме того, в режимной карте должны быть даны указания о количестве и режиме работы горелок или форсунок, расходе топлива (на газомазутных котлах), количестве и загрузке включенных в работу тягодутьевых машин. Рекомендуется включать в режимную карту некоторые показатели, облегчающие поддержание оптимального режима, как например, температуру газов в поворотной камере, давление воздуха за воздухоподогревателем, сопротивление воздухоподогревателя, расход воздуха на мельницы и др.

7.3.1. Рекомендуется сокращать количества сбросного мельничного воздуха присадкой небольшого количества высокотемпературных газов на вход в мельницы.

7.3.2. Следует осуществлять внедрение автоматизированных систем стабилизации расхода пыли.

7.3.3. Процент содержания кислорода в пылесистемах рекомендуется поддерживать равным 16%.

7.3.4. Расход горячего первичного воздуха рекомендуется поддерживать неизменным при всех нагрузках котла подрегулировкой ВГД.

7.3.5. Каждая горелка должна быть оснащена средствами индивидуального контроля за расходами воздуха: сегментными диафрагмами, секционированием распределительного коллектора, термодатчиками, приборами контроля напора перед смесителями пыли по первичному воздуху, многосопловыми расходомерными вставками, секционированием распределительных коллекторов с установкой индивидуальных пневмозондов по вторичному воздуху и др. Также необходимо осуществить равномерную и синхронно регулируемую подачу пыли в горелки.

7.3.6. На котлах с двухъярусным расположением горелок возможно усовершенствование их компоновки для ослабления наброса факела на боковые экраны удалением крайних горелок от экранов и придание им небольшого уклона к середине топочной камеры.

7.3.7. При калорийности топлива менее 20950 кДж/кг необходимо прикрывать шиберы на периферийных каналах горелки для увеличения скорости вторичного воздуха на выходе из нее до 40-45 м/с для прогрева и его воспламенения.

7.3.8. Не рекомендуется регулирование температуры газов изменением избытка воздуха. Более предпочтительным методом является изменения степени рециркуляции дымовых газов.

7.3.9. Температура газов на входе в ширмовые и конвективные пароперегреватели должна выбираться так, чтобы с одной стороны обеспечить бесшлаковочную работу котла, а с другой допустимое аэродинамического сопротивления*.

________________

* Текст соответствует оригиналу. - Примечание изготовителя базы данных.

7.3.10. Температура газов на входе в ширмы при сжигании шлакующих углей не должна превышать 1200 °С, и в зависимости от условий работы топки должна поддерживаться путем рециркуляции дымовых газов. Температуру газов на входе в вертикальные пакеты пароперегревателей рекомендуется поддерживать на 50 °С ниже температуры начала деформации золы сжигаемого топлива, а на входе в горизонтальные пакеты от 600 до 900 °С (в зависимости от марки топлива).

7.3.11. Длительная работа котла при отключении части тягодутьевых машин допускается при условии обеспечения равномерного газовоздушного и теплового режима по сторонам котла. При этом должна быть обеспечена равномерность распределения воздуха между горелками и исключен переток воздуха (газа) через остановленный вентилятор (дымосос).

7.3.12. При работе котла должно быть обеспечено равномерное распределение воздуха по секциям воздухоподогревателя, воздухопроводам, раздающим воздух по сторонам котла, и отдельным горелкам.

7.3.13. При наличии на котле нескольких РВП, все они постоянно должны находиться в работе и через них должен обеспечиваться одинаковый пропуск газов и воздуха. При аварийном останове одного из РВП необходимо разгрузить котел до нагрузки, при которой обеспечивается равномерная и достаточная подача воздуха к работающим горелкам.

7.3.14. Сжигание сернистых мазутов необходимо осуществлять при предельно низких избытках воздуха. В ряде случаев в зависимости от марки мазута целесообразно повышение температуры подогрева мазута свыше 120 °С.

7.3.15. Рекомендуется использовать надподовые мазутные горелки, имеющие газификационную камеру, в которую паромеханической форсункой подается топливо и примерно 60% воздуха, необходимого для полного сгорания этого топлива.

7.3.16. Следует строго выполнять требуемую последовательность операций, не допускать отступления от необходимых условий вентиляции топки, горелок и газоходов, отключение блокировок и защит, правильно оценивать показания контрольно-измерительных приборов.

7.3.17. Запрещается подача газа в топку до внесения растопочного факела или включения запальника, вентиляция топки перед розжигом горелок при закрытых шиберах на воздушном и газовом тракте. Должно быть исключено попадание жидких фракций (конденсата) в газ, резкое увеличение расхода газа на котел. На котлах должны применяться только надежные запальные устройства, защиты и блокировки.

7.3.18. Следует не допускать попадание воды в мазутопроводы котла.

7.3.19. Не допускается установка форсунок разных типов и производительности.

7.3.20. Для обеспечения сжигания углей ухудшенного качества рекомендуется:

- реконструкция топочной камеры;

- модернизация горелочных устройств;

- установка горелочных устройств с расширенными возможностями регулирования топочных процессов и оптимизации воздушного режима;

- оптимизация способа подачи сушильного агента в топочную камеру;

- исследование влияния качества топлива и режимных факторов на характер выгорания углей различных марок, а также на теплообмен в топочных камерах;

- определение уровней температур в топке, тепловосприятия экранов и экономичности сжигания при изменении качества топлива, тонкости его помола и нагрузки котла.

7.3.21. При сжигании углей ухудшенного качества поддержание температуры над летками выше 1600 °С рекомендуется производить подачей значительного количества мазута в основные горелки.

7.3.22. Рекомендуется дополнить контроль по средним температурам пара выполнением дополнительного штатного контроля температур по отдельным змеевикам пароперегревателя, выводимого на регистрирующий прибор, располагаемый на щите управления. Такой дополнительный контроль температур следует осуществлять в строго ограниченном объеме, проводя измерения только по характерным, наиболее чувствительным к отклонениям режима, "горячим" змеевикам, которые должны быть определены при испытаниях котла.

7.4.1. Следует вести топочный процесс с минимальными потерями тепла, а также с поддержанием минимальных присосов холодного воздуха в топку и газоходы котла.

7.4.2. Необходимо своевременно очищать поверхности нагрева от наружных и внутренних отложений.

Поверхности нагрева котельных установок с газовой стороны должны содержаться в эксплуатационно чистом состоянии путем поддержания оптимальных режимов и применения механизированных систем комплексной очистки (паровые, воздушные или водяные аппараты, устройства импульсной очистки, виброочистки, дробеочистки и др.). Предназначенные для этого устройства, а также средства дистанционного и автоматического управления ими должны быть в постоянной готовности к действию. Рекомендуется оборудование наиболее эффективной системой очистки поверхностей нагрева тех котлов, на которых имеет место более глубокое выгорание топлива.

Периодичность очистки поверхностей нагрева должна быть регламентирована графиком или местной инструкцией.

7.4.3. Для исключения низкотемпературной коррозии хвостовых поверхностей нагрева температура металла должна быть выше точки росы дымовых газов на 10 °С во всем диапазоне нагрузок. При эксплуатации котлов температура воздуха, поступающего в воздухоподогреватель, должна быть не ниже следующих значений:

Таблица 7.1.

________________

* В случае, если при сжигании этого топлива исключено протекание низкотемпературной коррозии сверх допустимых проектом значений, указанная температура может быть понижена до 45-50 °С по согласованию с заводом-изготовителем котла.

Во всем регулировочном диапазоне нагрузки котла необходимо поддерживать значения температуры уходящих газов на уровне, при которых величина скорости низкотемпературной коррозии не превосходит допустимых для конкретного котла значений.

Вместе с тем, повышение температуры уходящих газов должно быть на таком уровне, который обеспечивает приемлемую экономичность работы котла.

7.4.4. Водная обмывка хвостовых поверхностей нагрева в качестве эксплуатационного средства очистки не рекомендуется. Ее применение для регенеративных воздухоподогревателей может быть допущено, как исключение перед текущим или капитальным ремонтами котла. В качестве эксплуатационных способов очистки трубчатых воздухоподогревателей должна применяться дробовая очистка.

7.4.5. Для предотвращения сажистых отложений в воздухоподогревателе в процессе растопки следует контролировать работу растопочных горелок, не допуская затягивания их факела и несгоревших частиц топлива вверх топки.

7.4.6. Все котельные установки с котлами, сжигающими твердое топливо, должны быть оборудованы бесперебойно работающими золоулавливающими установками. Эксплуатация котла с неработающей золоулавливающей установкой не допускается. Состояние золоулавливающих установок должно контролироваться в соответствии с действующими нормами и требованиями. При останове котла на срок более 3 суток золоулавливающие установки должны быть осмотрены и очищены от отложений

7.4.7. Уловленная зола должна удаляться из бункеров непрерывно. Запрещается использовать бункеры золоулавливающих установок для накопления уловленной золы.

В подбункерных помещениях электрофильтров температура воздуха должна поддерживаться не ниже 12 °С.

Температура стенок бункеров и течек золоулавливающих установок должна поддерживаться на 15 °С выше температуры конденсации водяных паров, содержащихся в дымовых газах.

На электростанциях с открытой компоновкой электрофильтров в районах с расчетной температурой отопления минус 15 °С и ниже электрофильтры перед пуском должны предварительно прогреваться горячим воздухом до температуры выше точки росы дымовых газов растопочного топлива.

7.4.8. Режим эксплуатации золоулавливающих установок должен определяться следующими показателями:

- для электрофильтров - оптимальными параметрами электропитания при заданной температуре дымовых газов и оптимальным режимом встряхивания электродов;

- для мокрых золоулавливающих установок - оптимальным расходом орошающей воды и температурой газа после аппаратов не менее чем на 15 °С выше точки росы дымовых газов (по водяным парам);

- для батарейных циклонов - оптимальным аэродинамическим сопротивлением аппаратов.

7.4.9. При работе котлов в стационарных режимах их маневренные характеристики должны удовлетворять требованиям действующих нормативных документов в части:

- нижнего предела регулировочного диапазона нагрузок;

- скоростей изменения нагрузки в различных режимах;

- регулирования температуры свежего пара при динамических отклонениях ее значения;

- изменения значения температуры пара промежуточного перегрева в установившемся режиме в сравнении с номинальным уровнем.

7.4.10. Перевод котлов на режим частичных нагрузки, нагрузок собственных нужд и холостого хода должен производиться действиями эксплуатационного персонала или средствами защит и автоматики, если их комплектность обеспечивает возможность проведения такого рода операций.

7.4.11. Переход на сжигание твердого топлива (начало подачи в топку пыли) при пусках на котлах, работающих на топливах с выходом летучих менее 15%, разрешается при тепловой нагрузке топки на растопочном топливе не ниже 30% номинальной. При работе на топливах с выходом летучих более 15% разрешается подача пыли при меньшей тепловой нагрузке, которая должна быть установлена местной инструкцией исходя из обеспечения устойчивого воспламенения пыли. При пуске котла после кратковременного простоя (до 30 мин) разрешается переход на сжигание твердого топлива с выходом летучих менее 15% при тепловой нагрузке топки не ниже 15% номинальной. Дальнейшее нагружение котла должно производиться в соответствии с режимной картой и графиком пуска котла.

7.4.12. Надзор за остановленным котлом должен быть организован до полного понижения в нем давления и снятия напряжения с электродвигателей; контроль температур газа и воздуха в районе воздухоподогревателя и уходящих газов может быть прекращен не ранее чем через 24 часа после останова.

7.5.1. Основными оперативными параметрами работы барабанного котла являются давление и температура перегретого пара.

7.5.2. Регулирование топочного режима барабанного котла, то есть соответствия подачи топлива, воздуха и необходимой тяги, должно вестись по давлению пара.

7.5.3. При эксплуатации барабанного котла для нормальной работы следует поддерживать уровень в барабане в допустимых пределах. Между расходом питательной воды и паропроизводительностью должно выдерживаться надлежащее соотношение: некоторый количественный небаланс с преобладанием подачи воды для восполнения возможных потерь и продувки.

7.5.4. Количественно подача воды в котел обеспечивается давлением воды в питательной магистрали и устанавливается регулирующим клапаном, перепад давлений воды на котором не должен превышать 2,0 МПа.

7.5.5. При нормальной работе барабанного котла обязательному контролю и регулированию подлежат следующие параметры: топливоприготовление и подача топлива к горелкам, работа топки, питание водой, давление и температура перегретого пара, содержание примесей в паре и экономичность работы котла.

7.5.6. Питание барабанного котла должно производиться непрерывно посредством регулирующих клапанов автоматически; при этом в барабане должен поддерживаться нормальный уровень воды.

7.5.7. Проверка правильности показаний уровня по сниженным указателям производится в процессе растопки, а при нормальной работе в соответствии с эксплуатационными инструкциями.

7.5.8. При значительных изменениях нагрузки для поддержания давления пара следует производить регулировку подачи воздуха, тяги, топлива и питательной воды, руководствуясь режимной картой. Не допускается резкое изменение давления в котле.

7.5.9. Снижение и увеличение нагрузки котла должно производиться со скоростью, устанавливаемой инструкцией завода-изготовителя.

7.5.10. Регулирование температуры первичного перегретого пара производится путем изменения количества питательной воды, подаваемой на впрыскивающий или поверхностный пароохладитель. Если проектом котла предусмотрено использование для регулирования перегрева поверхностных пароохладителей или впрыска собственного конденсата, то в процессе эксплуатации рекомендуется отказываться от применения таких схем, реконструировав котел с переходом на схему регулирования перегрева впрыском питательной воды, при условии, что подобная реконструкция не ухудшает качество генерируемого пара относительно действующих нормативных требований.

7.6.1. Основным оперативным параметром работы прямоточного котла является температура перегретого пара. Ее регулирование производится изменением соотношения в подаче питательной воды и топлива.

7.6.2. Изменение нагрузки прямоточного котла производится одновременным изменением подачи питательной воды и топлива.

7.6.3. Для подъема нагрузки котла вначале следует увеличить подачу топлива на 4-5%, чтобы температура газов за пароперегревателем возросла примерно на 10 °С, и вслед за этим увеличить подачу питательной воды (примерно на 2-3% номинальной паропроизводительности).

7.6.4. Следует стремиться организовать эксплуатацию прямоточных котлов в режиме скользящего давления.

7.6.5. Не рекомендуется ориентация на режим чисто скользящего давления с полным открытием всех регулирующих клапанов турбин и, следовательно, с отказом от использования в переходных режимах аккумулирующей способности котла.

7.6.6. Режимы работы котлов, работающих в энергоблоках с турбинами 150 и 200 МВт, на скользящем давлении следует внедрять при разгрузках турбин 200 МВт ниже 80% (160 МВт), а турбин 150 МВт ниже 70% (105 МВт). На котлах СКД режимы работы на скользящем давлении следует внедрять в диапазоне нагрузок в соответствии с результатами каждого конкретного котла.

7.6.7. Реализация режимов работы со скользящим давлением в пароводяном тракте на котлах, входящих в состав газомазутных энергоблоков 150 и 200 МВт может быть осуществлено только после оснащения этих блоков питательными насосами с приводами, регулирующими числа оборотов насосов.

7.7.1. В зависимости от теплового состояния котла режимы пуска подразделяются на основные группы: из холодного, неостывшего и горячего состояния.

Для котлов в схемах с поперечными связями:

- из холодного состояния при полностью остывшем котле и паропроводах;

- из неостывшего состояния при сохранившемся избыточном давлении в барабане выше 0;

- из горячего состояния при сохранившемся давлении в барабане более 1,3 МПа.

Для барабанных котлов блочной компоновки тепловое состояние определяется с учетом особенностей конкретного оборудования, условиями остывания основных элементов блока, требований типовых инструкций по пуску оборудования и иных действующих нормативных документов.

7.7.2. Перед пуском котла в работу должна быть проведена проверка готовности всех вспомогательных систем. Котел должен быть заполнен водой. Должна быть проведена вентиляция топки при всех включенных тягодутьевых механизмах. Розжиг котла может быть проведен при готовности топливного тракта, включении калориферов, сборке всех схем согласно действующим инструкциям. При пусках из холодного и близкого к нему состояний должны быть открыты задвижки на продувочных трубопроводах, дренажи пароперегревателя и ПСБУ. После розжига котла при сохранившемся избыточном давлении в барабане исходное давление следует поддерживать вначале за счет постепенного открытия ПСБУ вплоть до полного, а последующий рост давления должен происходить при полностью открытом ПСБУ. При тепловых состояниях, где требуется прогрев системы промперегрева, при повышении температуры пара перед ГПЗ, равной температуре выхлопа ЦВД, следует открыть пусковую РОУ. Следует установить расход топлива для выхода котла на толчковые параметры. При пуске котла из холодного состояния начальный расход топлива должен быть на уровне 10% номинального.

7.7.3. При достижении давления в барабане 0,5-1,5 МПа и 5,0-7,0 МПа следует провести продувку нижних точек экранов. Коррекционную обработку воды рекомендуется начинать: питательной - одновременно с началом постоянной подачи в котел, котловой - после достижения номинальных параметров пара.

7.7.4. При блочном пуске котла после стабилизации режима на нем, при устойчивом поддержании параметров и качества пара, следует произвести подачу пара в турбину. При двухкорпусной компоновке следует начинать растопку второго корпуса котла. Последующее нагружение котла должно производиться после взятия турбиной начальной электрической нагрузки.

7.7.5. При пуске котла, включенного в схему с поперечными связями, при рН котловой воды ниже 8,5 должна производиться подача щелочи в барабан котла. Подключение котла к общему паропроводу может быть произведено при кремнесодержании пара менее 50 мкг/дм и при достижении необходимых параметров. Перед подключением к общему паропроводу должна быть обеспечена такая величина давления пара за котлом, при которой исключается снижение его расхода через трубы перегревателя.

7.7.6. Нагружение котла по топливу при пусках из холодного, неостывшего и горячего состояний от начальной форсировки до включения котла в магистраль (толчка турбины) рекомендуется вести по следующему регламенту:

Таблица 7.2.

Если гарантировано отсутствие недопустимых термических напряжений в барабане и иных толстостенных элементах котла, то рекомендуемый хронометраж шагов при этом равен:

Таблица 7.3.

7.7.7. Заполнение опорожненного барабана котла для проведения растопки разрешается при температуре металла верха барабана не выше 160 °С (при заполнении для гидроопрессовки - не выше 140 °С).

7.7.8. В зависимости от применяемой технологии остановы котла подразделяются на следующие группы:

- останов котла в резерв;

- останов котла в длительный резерв (с консервацией) или в ремонт;

- останов котла с расхолаживанием;

- аварийный останов.

7.7.9. Останов котла в резерв следует производить путем уменьшения подачи топлива и воздуха в котел со снижением давления в пароводяном тракте. Темп разгружения определяется условием поддержания заданной температуры свежего пара или допустимой скоростью снижения температуры насыщения в барабане (~1,5 °С/мин).

7.7.10. При выполнении останова пылеугольных котлов при нагрузке около 70% номинальной должны быть включены мазутные форсунки с началом отключения системы пылеприготовления, а при достижении минимальной нагрузки следует погасить котел, произвести вентиляцию топки, после чего закрыть шибера по газовоздушному тракту. После отключения котла рекомендуется провести подпитку барабана до верхнего уровня.

7.7.11. При окончании постоянной подачи питательной воды в котел, следует прекратить дозирование корректирующих реагентов.

7.7.12. При выводе котла в ремонт или в длительный резерв должна быть проведена консервация оборудования.

7.7.13. При останове с расхолаживанием котла и паропроводов после погашения топки тягодутьевые машины следует оставить в работе на весь период расхолаживания.

Расхолаживание барабана паром от соседнего котла может выполняться как без поддержания уровня воды в барабане, так и с поддержанием уровня в барабане. В последнем случае подача пара на расхолаживание осуществляется только в верхние коллекторы барабана, темп снижения давления пара следует регулировать с помощью РОУ (БРОУ).

7.8.1. В зависимости от теплового состояния котла и турбины режимы пуска подразделяются на основные группы: из холодного, неостывшего и горячего состояния.

Определять тепловое состояние следует с учетом особенностей конкретного оборудования, условиями остывания основных элементов блока, требований типовых инструкций по пуску оборудования и иных действующих нормативных документов.

7.8.2. Пуск котла из любого теплового состояния должен проводиться на сепараторном режиме. Заполнение водой тракта котла должно производиться только до ВЗ, а проведение начального этапа растопки должно производиться при отключении пароперегревателя со стороны среды.

7.8.3. Перед заполнением котла должна быть проведена водная деаэрация питательной воды и отмывка конденсатора и конденсатного тракта. Растопка котла может быть проведена после отмывки питательного тракта.

7.8.4. Пуск котла должен быть разделен по времени на две части: сепараторный (до открытия ВЗ) и прямоточный режимы.

7.8.5. Выбор начального уровня и последующего графика изменения расхода топлива на сепараторной фазе пуска блока должно определяться с учетом комплекса режимных условий, в число которых входят:

- обеспечение предварительного прогрева главных паропроводов за приемлемое время до требуемого уровня и надежности температурного режима толстостенных элементов тракта СКД при прогреве;

- обеспечение заданных параметров свежего пара и пара промперегрева;

- минимальный расход топлива на сепараторной фазе пуска;

- выход на холостой ход турбогенератора при полностью открытых ПСБУ и взятие начальной нагрузки турбиной после синхронизации за счет закрытия ПСБУ;

- вывод из котла загрязнений ("горячая отмывка" котла при температуре перед ВЗ около 200 °С).

7.8.6. Начальный расход топлива рекомендуется выбирать равным:

- 14-15% номинального при пусках из холодного состояния и после простоя более 60 часов;

- 17-18% номинального при пусках после простоя длительностью около 18-55 часов;

- 21-22% номинального при пусках после простоя длительностью менее 18 часов.

7.8.7. Работа ВС должна быть организована с проскоком пара, гарантирующим исключение забросов влаги в пароперегреватель.

7.8.8. Управление сбросом среды из ВС должно вестись по температуре среды до ВЗ.

7.8.9. Управление сбросом воды из Р-20 должно вестись по качеству сбрасываемой воды в конденсатор или в трубопровод сброса охлаждающей воды.

7.8.10. Повышение давления до уровня, допускающего открытие ВЗ, должно происходить в процессе нагружения через байпасы ВЗ.

7.8.11. Открытие ВЗ предусматривается на определенной нагрузке, при которой обеспечивается достаточный запас на регулирование давления среды в тракте котла до нее. Последующее нагружение котла производится при номинальном давлении свежего пара. С момента открытия ВЗ и подключения пароперегревателя начинается пуск котла на прямоточном режиме.

7.8.12. Подключение пароперегревателя должно выполняться:

- при простоях более 55 часов (при начальной температуре металла толстостенных элементов тракта СКД менее 80 °С) в один прием открытием клапанов на выпаре из встроенных сепараторов сразу после включения одной-двух форсунок (горелок);

- при простоях менее 55 часов при температуре среды перед ВЗ 260-270 °С;

- при пусках из горячего состояния (при сохранившемся избыточном давлении в тракте котла до ВЗ) по достижении температуры газов в поворотной камере котла значения около 500 °С при пусках после простоя продолжительностью до 8 часов и около 400 °С после простоя большей длительности.

7.8.13. Пусковой впрыск должен включаться при достижении температуры свежего пара значения, необходимого для толчка ротора турбины, и использоваться на всех этапах пуска котла вплоть до повышения температуры свежего пара до номинальной величины.

7.8.14. Температура пара промежуточного перегрева должна регулироваться паровыми байпасами промежуточного пароперегревателя, которые должны включаться при повышении температуры пара перед ЦСД до требуемой и использоваться на всех этапах пуска котла до повышения температуры пара перед турбиной до номинальной.

7.8.15. При плановом останове следует разгрузить котел приблизительно до половинной нагрузки с последующим его погашением. После отключения котла следует выпустить пар из пароперегревателя через ПСБУ в конденсаторы турбины и обеспарить промежуточный перегреватель через сбросные задвижки перед ЦСД.

7.8.16. При аварийном отключении котла защитами или персоналом, до установления причины останова, должны быть проведены консервация котла (с сохранением давления во всем пароводяном тракте) и уплотнение газовоздушного тракта. После установления причины останова котел должен быть либо подготовлен к пуску, либо к выводу в ремонт.

8.1.1. В качестве исходной документации при пусках и остановах паровых котлов рекомендуется использовать следующий состав комплекта типовой документации:

- режимная карта (номограмма) пуска блока (для котлов блочных ТЭС);

- сетевой график подготовки котла к пуску;

- ведомости переключений в технологических схемах при пусках и остановах котлов;

- ведомость состояния защит котлов;

- ведомость состояния авторегуляторов котлов.

Для котлов блочных ТЭС комплект типовой документации разработан применительно ко всему блоку. При выборе типовой документации рекомендуется пользоваться [6].

8.1.2. Режимная карта (номограмма) пуска энергоблока является справочным документом с целью контроля и своевременной корректировки оператором режима пуска и нагружения энергоблока из любого теплового состояния. Режимная карта предназначена для проведения блочных пусков котлов. Пример типовой режимной карты представлен в Приложении Б.

8.1.3. Режимная карта (номограмма) представляет собой номограмму, состоящую из четырех квадрантов. В левом верхнем квадранте расположены кривые для определения толчковых параметров пара и расхода топлива на котел перед подачей пара в турбину (в зависимости от начального теплового состояния турбины), а также разность времени между растопками первого и второго корпуса котла в дубль-блоках; в левом нижнем квадранте кривые для определения времени разворота и нагружения турбины до любой заданной нагрузки также в зависимости от начального теплового состояния турбины. В правом верхнем квадранте расположены кривые для определения температур пара перед турбиной в любой момент времени пуска с учетом начальной температуры турбины. В правом нижнем квадранте даны кривые для определения нагрузки турбины и давления перед ней, а также расхода топлива на котел в любой момент времени пуска. За начало отсчета времени в номограмме принят момент подачи пара в турбину.

8.1.4. По левым квадрантам указанной номограммы оперативный персонал перед пуском энергоблока может определить:

- начальные (толчковые) температуры свежего и вторично перегретого пара перед турбиной;

- начальное давление свежего пара перед турбиной;

- относительный расход топлива на котел, необходимый для разворота турбины и взятия начальной электрической нагрузки;

- время разворота турбины и время выдержек на промежуточных частотах вращения в зависимости от начальной температуры паровпуска ЦВД (или ЦСД) турбины;

- время взятия начальной нагрузки, величину начальной нагрузки и время выдержек на определенных нагрузках;

- время, за которое может быть достигнута любая заданная нагрузка, начиная с момента подачи пара в турбину.

8.1.5. Использование режимной карты (номограммы) может быть проиллюстрировано на примере режимной карты (номограммы), представленной в Приложении Б. Для исходного начального температурного состояния паровпуска ЦВД - 240 °С (точка ) толчковые параметры пара составят:     

- давление свежего пара - 2 МПа (точка );

- температура свежего пара - 340 °С (точка );

- температура вторично-перегретого пара после выхода турбины на холостой ход - 340 °С (точка );

- расход топлива для взятия начальной нагрузки - 14-16% от номинального (точка ).

При этом для разворота турбины до 800 об/мин потребуется 10 минут (точка ), выдержка на этих оборотах составит 20 минут (точки ); выход на холостой ход должен произойти через 35 минут после подачи пара в турбину (точка ), взятие начальной нагрузки 20 МВт - через 40 мин (точка ), выдержка на этой нагрузке должна составить 20 минут (точки ). Время нагружения, например до 240 МВт, должно составить 3 часа 45 минут (точка ), а время нагружения до номинальной нагрузки 4 часа 05 минут (точка ).

Таким образом, зная контрольный срок включения энергоблока в сеть и его нагружения до заданной нагрузки к заданному времени, оперативный персонал, пользуясь номограммой (левой ее частью), может рассчитать с соответствующим эксплуатационным запасом время растопки и выхода котла на толчковые параметры пара.

По правым квадрантам указанной номограммы оперативный персонал может контролировать весь процесс нагружения энергоблока.

Так, через 3 часа после подачи пара в турбину (точка ) при ее начальном тепловом состоянии (=240 °С, =200 °С) электрическая нагрузка должна достигнуть 180 МВт (точка ), а давление свежего пара - 18 МПа (точка ) при расходе топлива на котел - 67% от номинального (точка ). Температура острого пара при этом должна составлять - 510 °С (точка ), температура вторично-перегретого пара - 470 °С (точка ).

Кроме того, оператор по номограмме всегда может определить, правильно ли он ведет режим по параметрам пара перед турбиной. Например, при нагрузке 60 МВт для рассматриваемого пуска (точка ) температура острого пара должна находиться на уровне 410 °С (точка ), температура вторично-перегретого пара - на уровне 345 °С (точка ). Расход топлива на котел при этом составляет 21-22% (точка ).

8.1.6. При подготовке котла к пуску рекомендуется использовать сетевые графики, которые должны включать в себя порядок выполнения операций на подготовительном этапе пуска. Пример типового сетевого графика представлен в Приложении В.

8.1.7. Пользуясь сетевым графиком и номограммой пуска, оперативному персоналу рекомендуется оценивать время начала подготовительных операций пуска котла с таким расчетом, чтобы своевременно в соответствии с диспетчерским графиком пустить котел и нагрузить его до заданной нагрузки.

8.1.8. При проведении пусков и остановов котла рекомендуется использовать ведомости переключений в технологических схемах при пусках и остановах. Пример ведомости переключений при пусках представлен в Приложении Г, а ведомости переключений при останове в Приложении Д.

8.1.9. Рекомендуется при составлении ведомостей переключений в технологических схемах разбивать весь пуск или останов котла на несколько характерных этапов. Для каждого этапа в ведомостях переключений рекомендуется указать основные операции по переключениям в технологической схеме, которые должны быть зафиксированы оператором. Рекомендуется указывать в ведомостях переключений нормативную и фактическую длительность прохождения каждого этапа при остановах и пусках из холодного, неостывшего и горячего начальных тепловых состояний.

8.1.10. Рекомендуется выделять пять этапов пуска энергоблока:

- подготовка энергоблока к пуску;

- от розжига горелок до завершения предварительного прогрева главных паропроводов;

- от подачи пара в турбину до взятия начальной нагрузки;

- нагружение энергоблока с момента окончания выдержки на начальной нагрузке до нагрузки 50-60% номинальной на одном ПЭН (ПТН) и перевод горелок котла на сжигание угольной пыли;

- нагружение энергоблока на двух ПЭН (ПТН) до взятия заданной нагрузки и повышение температур пара перед турбиной до номинального значения.

8.1.11. Рекомендуется выделять два этапа останова энергоблока:

- разгрузка энергоблока с выполнением всех операций по переводу его оборудования в другое состояние и отключение энергоблока;

- послеостановочные операции по приведению основного и вспомогательного оборудования энергоблока в соответствующее состояние;

8.1.12. Для дубль-блоков рекомендуется отдельно составить ведомость растопки и подключения второго корпуса котла к работающему энергоблоку и ведомости останова всех корпусов котла.

8.1.13. Для ТЭС с поперечными связями рекомендуется составлять ведомости растопки котла и подключения его к общестанционной магистрали и останова котла, отключения его от общестанционной магистрали.

8.1.14. В качестве нормативного времени прохождения каждого этапа рекомендуется выбирать общее время выполнения этапа, указав его в ведомости.

8.1.15. Все этапы пуска или останова могут быть отражены в общей пусковой ведомости или по каждому этапу могут быть выработаны отдельные бланки.

8.1.16. Начало и окончание этапа рекомендуется фиксировать параметрическими условиями или условиями по переключениям в технологической схеме энергоблока.

8.1.17. При записи операций по переключениям в технологических схемах рекомендуется фиксировать не более одного-двух контрольных параметров, характеризующих начало проведения переключений в схеме.

8.1.18. В ведомости переключений рекомендуется заносить замечания оперативного персонала по выявленным дефектам и причинам задержки на отдельных этапах, а также замечания руководящих работников, анализировавших и проводивших разбор пуска с оперативным персоналом.

8.1.19. Рекомендуется включить все защиты, действующие на останов энергоблока, котлов, турбин, питательных насосов, на разгружение энергоблока до заданных нагрузок и выполняющие локальные операции в пусковую ведомость состояния технологических защит энергоблока. Пример типовой ведомости состояния технологических защит приведен в Приложении Е.

8.1.20. В ведомости состояния технологических защит следует фиксировать только вводы и выводы защит, выполняемых персоналом смены, а также включение и отключение защит накладкой. При вводе защит, регламентированном инструкцией, следует фиксировать астрономическое время ввода и величину параметра, разрешающего ввод, если такое условие предусматривается эксплуатационной инструкцией. При вводе защиты после ее ремонта или профилактических работ следует отметить в ведомости, что защита введена из ремонта. При выводе защиты в ведомости состояния технологических защит следует указать время вывода защиты и причину вывода.

8.1.21. Рекомендуется включить все регуляторы энергоблока, которые вводятся в работу при пуске энергоблока оператором в последовательности, предусмотренной инструкциями по эксплуатации тепломеханического оборудования этого энергоблока в ведомость состояния авторегуляторов. Пример типовой ведомости регуляторов приведен в Приложении Ж.

8.1.22. В ведомости состояния авторегуляторов рекомендуется фиксировать время ввода того или иного регулятора. При этом, если ввод регулятора регламентируется режимными условиями, то оператору следует указать в ведомости параметрический или технологический критерий ввода регулятора, и отметить, что ввод был режимным, в противном случае следует отобразить, что произошел ввод регулятора из ремонта. В этом случае включение регулятора может  происходить с запаздыванием по отношению ко времени, определяемом технологическим процессом. Аналогичным образом вносятся в ведомость отметки о выводе регулятора (только в случае вывода регулятора в ремонт оперативный персонал должен указать причину вывода регулятора из работы).

8.2.1. Для каждого парового котла ТЭС должны быть разработаны графики-задания пуска и останова на основании типовых графиков-заданий или при их отсутствии на основании заводских инструкций с учетом особенностей оборудования, топлива и характеристик естественного остывания основных элементов. Пример графика-задания пуска моноблока с турбиной Т-250/300-240 из неостывшего состояния приведен в Приложении 3.

8.2.2. Необходимо разрабатывать графики-задания пуска и останова таким образом, чтобы они могли быть использованы как для организации режимов пуска и останова котла, так и для их контроля. Приводимые на графиках-заданиях параметры и показатели режима должны быть условно разделены на две группы: основные и вспомогательные.

К основным показателям следует отнести показатели, оказывающие непосредственное влияние на критерии надежности оборудования: температура и давление свежего пара, температура пара промежуточного перегрева, расход топлива в период растопки котла.

К вспомогательным показателям следует отнести показатели, служащие для облегчения соблюдения заданных основных показателей и длительности пуска: температура среды перед встроенной задвижкой, степень открытия дроссельных клапанов котла, пускосбросного устройства и т.д.

8.2.3. При разработке графиков-заданий темп изменения параметров и расхода топлива должен быть выбран таким образом, чтобы вероятное отклонение параметров не приводило к превышению предельно допустимых значений напряжений.

8.2.4. Для каждого котла в зависимости от температурного состояния его и другого блочного оборудования (при блочной компоновке ТЭС) следует разработать как минимум графики-задания пусков из:

- холодного состояния;

- неостывшего состояния;

- горячего состояния.

Кроме того, возможно разбиение основных состояний с выделением промежуточных.

8.2.5. Время пуска оборудования из каждого теплового состояния должно быть определено, исходя из местных условий, на основании [6].

8.2.6. Заложенная при разработке в графики-задания технология пусков должна определяться особенностями пусковых схем котлов и иного тепломеханического оборудования.

8.2.7. На графиках-заданиях пуска прямоточных котлов рекомендуется указывать следующие параметры и их изменения в привязке ко времени:

- розжиг горелок, форсунок, их число (начало растопки);

- начальный расход топлива в процентах от номинального расхода и изменение расхода вплоть до конечной нагрузки;

- открытие клапанов Д-3 (начало подключения пароперегревателя);

- температуру до встроенной задвижки, °С;

- температуру острого пара за котлом, °С;

- температуру промежуточного перегрева за котлом, °С;

- график прикрытия дроссельных клапанов Д-2 на сбросе из встроенного сепаратора;

- давление пара за котлом;

- открытие ВЗ (переход на прямоточный режим);

- включение (отключение) средств регулирования температуры острого пара и пара промежуточного перегрева.

8.2.8. На графиках-заданиях пуска барабанных котлов рекомендуется указывать следующие параметры и их изменения в привязке ко времени:

- давление в барабане;

- степень открытия пускосбросных устройств;

- значения форсировок по топливу, количество включенных горелок (форсунок);

- закрытие продувок и дренажей;

- включение системы прогрева барабана (при необходимости);

- закрытие пускосбросных устройств;

- подключение к общему паропроводу;

- включение дополнительных механизмов;

- проведение периодических продувок при пуске и нагружении котла;

- включение и отключение средств регулирования температур острого пара и пара промежуточного перегрева.

8.2.9. Последовательность и продолжительность операций, указываемых на графиках-заданиях, а также темп изменения параметров и расхода топлива следует определять исходя из местных условий, руководствуясь [6].

8.2.10. На практике при блочной компоновке электростанции рекомендуется разрабатывать график-задание пуска всего блока.

11.1.1. Ведение водно-химического режима парового котла должно обеспечить его работу без повреждений и снижения экономичности, вызванных коррозией внутренних поверхностей, а также образованием накипи и отложений на теплопередающих поверхностях, путем коррекционной обработки воды, осуществления химического контроля качества нагреваемой среды и проведения химических очисток паровых котлов от внутритрубных отложений. Водно-химический режим парового котла должен обеспечивать требуемое нормативными документами качество теплоносителя по всему тракту.

11.1.2. Организацию и контроль за водно-химическим режимом работы оборудования паровых котлов должен осуществлять специально подготовленный персонал, с которым необходимо согласовывать включение в работу и отключение любого оборудования, могущего вызывать ухудшение качества воды и пара. Также он должен привлекаться к проведению внутренних осмотров оборудования, отбору проб отложений, вырезке образцов труб, составлению актов осмотра, а также расследованию аварий и неполадок, связанных с водно-химическим режимом.

11.2.1. На котлах сверхкритического давления рекомендуется применение гидразинно-аммиачного, нейтрально-кислородного, кислородно-аммиачного, гидразинного водно-химических режимов при соблюдении условий, предусмотренных нормативными документами. На барабанных котлах рекомендуется фосфатирование котловой воды с подачей фосфатного раствора в барабан котла и обработка воды хеламином. При необходимости должно корректироваться значение рН котловой воды раствором едкого натра.

11.2.2. При необходимости более глубокого удаления кислорода, обработку питательной воды рекомендуется проводить только гидразином, кроме котлов с кислородными водно-химическими режимами и котлов с отпуском пара на предприятия пищевой, микробиологической, фармацевтической и другой промышленности в случае запрета санитарных органов на наличие гидразина в паре. Поддержание необходимых значений рН питательной воды рекомендуется осуществлять вводом аммиака.

11.3.1. Химический контроль качества нагреваемой среды должен обеспечивать:

- своевременное выявление нарушений водно-химических режимов работы котельного оборудования, приводящих к коррозии, накипеобразованию и отложениям;

- определение качества воды, пара, отложений, реагентов, консервирующих и промывочных растворов, топлива, шлака, золы, газов и сточных вод.

11.3.2. Эксплуатация котла может быть разрешена только после оснащения подразделений, выполняющих количественный химический анализ, необходимым оборудованием, прошедшим отраслевую экспертизу, комплектом требуемых нормативных документов. Подразделения, выполняющие количественный химический анализ, должны быть полностью укомплектованы квалифицированным персоналом, прошедшим соответствующее обучение и инструктаж, иметь действующее свидетельство об аттестации.

11.3.3. На всех контролируемых участках пароводяного тракта должны быть установлены отборники проб воды и пара с холодильниками для охлаждения проб до 20-40 °С. Пробоотборные линии и поверхности охлаждения холодильников должны быть выполнены из нержавеющей стали. Линии отбора проб должны быть выведены в специальное, имеющее вентиляцию, помещение, примыкающее к экспресс-лаборатории.

11.3.4. В дополнение к внутреннему осмотру оборудования должны быть организованы вырезки образцов труб. Места и периодичность вырезки образцов труб должны определяться в соответствии с действующими нормативными документами.

На основании внутреннего осмотра оборудования и оценки количества и химического состава отложений должен быть составлен акт о состоянии внутренней поверхности оборудования, о необходимости проведения эксплуатационной химической очистки и принятия других мер, препятствующих коррозии и образованию отложений.

11.4.1. Механизм удаления отложений должен выбираться в зависимости от их состава.

11.4.2. Для удаления соединений кальция рекомендуется применение соляной кислоты. При этом обязательно следует использовать ингибиторы коррозии.

11.4.3. Для удаления оксидов железа рекомендуется использовать композицию соляной или серной (при наличии в контуре аустенитной стали) кислот и гидразина при температуре 100-110) °С.

11.4.4. При соответствующем обосновании в конкретных условиях допускается применение комплексонов, в частности трилон "Б".

11.4.5. Применение органических соединений допускается в следующих случаях:

Таблица 11.1.

11.4.6. Прогрессивным способом очистки котла от внутритрубных отложений является применение пленкообразующих аминов, в частности, ОДА. Особенно рекомендуется применение этого метода в случае, если после проведения очистки предполагается вывод котла в длительный резерв. Для удаления отложений, в состав которых входят соединения кальция и магния, следует использовать двухступенчатую отмывку: на первой ступени раствором трилона "Б" с коррекцией рН до 7-8; на второй ступени водной эмульсией ОДА.

12.1.1. Консервация котельного оборудования должна применяться при выводе котлов в резерв, остановах в текущий и капитальный ремонт, а также при аварийных и плановых остановах. Результатом консервации должно быть предотвращение стояночной коррозии поверхностей нагрева котлов.

12.1.2. На каждой электростанции должно быть разработано и утверждено техническое решение по организации консервации конкретных котельных установок, определяющее способы консервации при различных видах остановов и продолжительности простоя, технологическую схему и вспомогательное оборудование для консервации.

12.1.3. В соответствие с принятым техническим решением должна быть составлена и утверждена инструкция по консервации с указаниями по подготовительным операциям, технологии консервации и расконсервации, а также по мерам безопасности при проведении консервации. Должна быть предусмотрена нейтрализация или обезвреживание сбросных вод, а также возможность повторного использования растворов.

12.1.4. Инструкция по консервации должна точно учитывать особенности конструкции котлов и тепловых схем электростанций.

12.1.5. При разработке технического решения и инструкций целесообразно привлечение специализированной организации (предпочтительнее организации-разработчика метода).

12.1.6. При подготовке и проведении работ по консервации и расконсервации необходимо соблюдать действующие нормы и требования по технике безопасности. Также при необходимости должны быть приняты дополнительные меры безопасности, связанные со свойствами используемых химических реагентов.

12.1.7. Выбор способа консервации котла должен зависеть от его типа (барабанный или прямоточный) и продолжительности времени, на которое котел выводится в консервацию.

12.1.8. Конкретные указания по способам консервации, включающие схемы и полные сведения по технологии их реализации (параметры, реагенты и т.д.) должны разрабатываться с учетом конкретных условий.

12.1.9. В зависимости от конкретных условий допускаются следующие типы консервации:

- заполнение котла пленкообразующими аминами (допускается для барабанных и прямоточных котлов);

- сухой останов котла (допускается для барабанных и прямоточных котлов);

- поддержание в котле избыточного давления (допускается для барабанных котлов);

- гидразинная обработка поверхностей нагрева котла при рабочих параметрах (допускается для барабанных и прямоточных котлов);

- гидразинная обработка поверхностей нагрева котла при пониженных параметрах (допускается для барабанных котлов);

- заполнение котла азотом (допускается для барабанных и прямоточных котлов);

- заполнение котла сухим воздухом (допускается для барабанных котлов);

- консервация котла контактным ингибитором (допускается для барабанных и прямоточных котлов);

- кислородная обработка поверхностей нагрева котла (допускается для прямоточных котлов);

- трилонная обработка поверхностей нагрева котла (допускается для барабанных котлов);

- фосфатно-аммиачная выварка (допускается для барабанных котлов);

- заполнение котла щелочным раствором (допускается для барабанных котлов).

Прочие типы консервации допускаются к применению только при наличии соответствующего обоснования и разрешения технического руководства электростанции.

12.2.1. Сухой останов барабанного или прямоточного котла может проводиться при плановом останове, остановах в резерв или ремонт на срок до 30 суток, а также при аварийном останове.

Сухой останов может применяться для котлов на любое давление при отсутствии в них вальцовочных соединений труб с барабаном.

12.2.2. Поддержание в барабанном котле избыточного давления допускается при выводе котла в резерв или ремонт, не связанный с работами на поверхностях нагрева, на срок до 10 суток.

На котлах с вальцовочными соединениями труб с барабаном допускается применение способа поддержания в котле избыточного давления на срок до 30 суток.

12.2.3. Гидразинная обработка поверхностей нагрева барабанных котлов при рабочих параметрах допускается перед плановым остановом котла в резерв или ремонт на срок до 30 суток.

Этот метод с последующим сухим остановом может осуществляться перед плановым остановом котла в резерв на срок до 60 суток, а также перед остановом в средний или капитальный ремонт.

Гидразинная обработка поверхностей нагрева прямоточных котлов при рабочих параметрах допускается в сочетании с сухим остановом при выводе котла в резерв на срок до 3 месяцев или выводе в средний или капительный ремонт.

Гидразинную обработку котлов следует проводить только после опрессовки, определения плотности отключающей арматуры и устранения выявленных при этом дефектов.

12.2.4. Гидразинная обработка поверхностей нагрева барабанного котла при пониженных параметрах рекомендуется при выводе котла в резерв или ремонт на срок до 30 суток, если котел имел в предыдущий период длительную безостановочную компанию (более 3-4 месяцев) или серьезные нарушения норм качества питательной воды по железу.

12.2.5.Трилонная обработка поверхностей нагрева барабанного котла допускается при выводе котла в резерв или ремонт на срок до 30 суток.

12.2.6. Фосфатно-аммиачная выварка допускается на барабанных котлах давлением до 9,8 МПа при выводе в резерв на срок до 60 суток или в средний или капитальный ремонт.

12.2.7. Заполнение барабанного котла щелочным раствором допускается при выводе котла в резерв на срок до 4 месяцев.

12.2.8. Заполнение барабанного или прямоточного котла азотом допускается при выводе котла в резерв на срок до одного года. Консервация азотом может применяться на котлах любых давлений на электростанциях, имеющих азот от собственных кислородных установок. При этом допускается применение азота при его концентрации не ниже 99%. При азотной консервации котлов должны выполняться все необходимые требования техники безопасности по работе с азотом.

12.2.9. Консервация барабанного котла осушенным воздухом допускается при выводе котла в резерв на срок до шести месяцев.

12.2.10. Консервация барабанных и прямоточных котлов контактным ингибитором (солью циклогексиламина и синтетических жирных кислот) допускается при выводе котла в резерв или ремонт на срок от 1 месяца до 2 лет.

12.2.11. Кислородная обработка поверхностей нагрева прямоточного котла допускается в сочетании с сухим остановом при выводе котла в резерв на срок до 3 месяцев или выводе в средний или капитальный ремонт.

12.2.12. При выводе паровых котлов любых типов в средний или капитальный ремонт либо в длительный резерв (более 6 месяцев) рекомендуемым методом консервации является заполнение котла пленкообразующими аминам.

12.3.1. Рекомендуется совмещать консервацию паровых котлов с очисткой поверхностей нагрева от внутритрубных отложений. Для этого следует применять метод консервации котла пленкообразующими аминами, в частности ОДА.

12.3.2. Консервация паровых котлов с использованием ОДА должна осуществляться при участии, под контролем или при согласовании с организациями и физическими лицами, имеющими опыт проведения подобных консерваций.

12.3.3. Проведение консервации паровых котлов с использованием ОДА следует проводить только в том случае, если для участия в ней привлекается лаборатория, аккредитованная в соответствующем порядке и имеющая соответствующее оборудование и приборы (ионный хроматограф, атомно-абсорбционный спектроанализатор, а также приборы, позволяющие определять содержание общего органического углерода).

12.3.4. До начала консервации котлов с использованием ОДА должна быть написана программа консервации, которая является основным документом при проведении работ.

12.3.5. До начала консервации котлов с использованием ОДА должна быть составлена и утверждена рабочая инструкция по проведению консервации котельного оборудования с использованием пленкообразующих аминов с подробным указанием мероприятий, обеспечивающих строгое выполнение технологии консервации и безопасность проводимых работ.

12.3.6. После принятия решения о проведении консервации с использованием ОДА должны быть произведены вырезка и анализ образцов труб для оценки состояния внутренней поверхности и выбора параметров процесса.

12.3.7. Выбор параметров процесса консервации с использованием ОДА (временные характеристики, концентрации консерванта и т.д.) должен осуществляться на основе предварительного анализа состояния внутритрубных поверхностей котла (удельной загрязненности поверхностей, состава отложений, проводимого водно-химического режима и т.д.).

12.3.8. До начала консервации с использованием ОДА следует разработать и собрать схему для проведения консервации, включающую котел, систему дозирования реагента, вспомогательное оборудование, соединительные трубопроводы, а также опрессовать систему консервации. Должны быть подготовлены требуемые для проведения химических анализов реактивы, посуда и приборы в соответствии с методиками проведения анализов.

12.3.9. При проведении консервации с использованием ОДА электростанция должна обеспечить наличие всех требуемых для ее проведения реагентов, включая пленкообразующие амины с требуемыми параметрами.

12.3.10. Для проведения консервации с использованием ОДА следует применять консервант флотамин (октадециламин стеариновый технический), или зарубежный аналог ОДАСОN (ОДА кондиционный) повышенной степени очистки, со следующими основными параметрами:

Таблица 12.1.

12.3.11. Перед началом работ по консервации с использованием ОДА необходимо провести ревизию оборудования, трубопроводов и арматуры, используемых в процессе консервации, контрольно-измерительных приборов.

12.3.12. Перед консервацией с использованием ОДА котел должен быть остановлен и сдренирован.

12.3.13. Для каждого конкретного котла технология консервации с использованием ОДА должна быть адаптирована по месту дозирования пленкообразующего амина, его концентрации, продолжительности проведения работы, гидродинамическим и термодинамическим условиям.

12.3.14. Отбор проб консерванта при проведении консервации с использованием ОДА и его приемку необходимо осуществлять в соответствии с действующими отраслевыми нормами.

12.3.15. Процесс консервации с использованием ОДА должен контролироваться по показаниям данных водно-химического режима (содержанию пленкообразующего амина, соединений железа, меди, ионов хлора, рН, соединений кремниевой кислоты, электропроводность и т.д.).

12.3.16. Критерием окончания процесса консервации с использованием ОДА является относительная стабилизация концентрации пленкообразующего амина в контуре.

12.3.17. При дренировании температура воды, содержащей ОДА, не должна быть ниже 60 °С, и должны соблюдаться соответствующие санитарные и природоохранные нормы и требования.