Параграф 7. Техническая документация 5 страница

346. Перед растопкой и после останова котла топка и газоходы, включая рециркуляционные, вентилируется дымососами, дутьевыми вентиляторами и дымососами рециркуляции при открытых шиберах газовоздушного тракта не менее 10 минут с расходом воздуха не менее 25 % номинального.

Вентиляция котлов, работающих под наддувом, водогрейных котлов при отсутствии дымососов осуществляется дутьевыми вентиляторами и дымососами рециркуляции.

Перед растопкой котлов из неостывшего состояния при сохранившемся избыточном давлении в пароводяном тракте вентиляция начинается не ранее чем за 15 минут до розжига горелок.

347. Перед растопкой котла на газе проводится контрольная опрессовка газопроводов котла воздухом и проверяется герметичность закрытия запорной арматуры перед горелками газом в соответствии с действующей инструкцией по эксплуатации газового хозяйства энергетических объектов, работающих на природном газе.

348. При растопке котлов включаются дымосос и дутьевой вентилятор, а котлов, работа которых рассчитана без дымососов, - дутьевой вентилятор.

349. С момента начала растопки котла организуется контроль уровня воды в барабане.

Продувка верхних водоуказательных приборов выполняется:

1) для котлов давлением 40 кгс/см² (3,9 МПа) и ниже при избыточном давлении в котле около 1 кгс/см² (0,1 МПа) и перед включением в главный паропровод;

2) для котлов давлением более 40 кгс/см² (3,9 МПа) - при избыточном давлении в котле 3 кгс/см² (0,3 МПа) и при давлении 15-30 кгс/см² (1,5-3 МПа).

Сниженные указатели уровня воды сверяются с водоуказательными приборами в процессе растопки (с учетом поправок).

350. Растопка котла из различных тепловых состояний выполняется в соответствии с графиками пуска, составленными на основе инструкции завода-изготовителя и результатов испытаний пусковых режимов.

351. В процессе растопки котла из холодного состояния после капитального и среднего ремонта, но не реже 1 раза в год проверяется по реперам тепловое перемещение экранов, барабанов и коллекторов.

352. Если до пуска котла на нем проводились работы, связанные с разборкой фланцевых соединений и лючков, то при избыточном давлении 3-5 кгс/см² (0,3-0,5 МПа) болтовые соединения подтягиваются. Подтяжка болтовых соединений при большем давлении не производится.

353. При растопках и остановах котлов организуется контроль за температурным режимом барабана. Скорость прогрева и охлаждения нижней образующей барабана и перепад температур между верхней и нижней образующими барабана не превышает допустимых значений температурных режимов барабана котла, приведенных в приложении 5 к настоящим Правилам.

354. Включение котла в общий паропровод производится после дренирования и прогрева соединительного паропровода. Исключается равенство давления пара за котлом при включении давлению в общем паропроводе.

355. Переход на сжигание твердого топлива (начало подачи в топку пыли) 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 устанавливается местной инструкцией исходя из обеспечения устойчивого воспламенения пыли.

При пуске котла после кратковременного простоя (до 30 минут) разрешается переход на сжигание твердого топлива с выходом летучих менее 15 % при тепловой нагрузке топки не ниже 15% номинальной.

356. Обеспечивается строгое соответствие режима работы котла режимной карте, составленной на основе испытания оборудования и инструкции по эксплуатации. При реконструкции котла и изменении марки и качества топлива режимная карта корректируется.

357. При работе котла соблюдаются тепловые режимы, обеспечивающие поддержание допустимых температур пара в каждой ступени и каждом потоке первичного и промежуточного пароперегревателей.

358. При работе котла верхний предельный уровень воды в барабане не превышает, а нижний предельный уровень не достигает значений ниже уровней, устанавливаемых на основе данных завода-изготовителя и испытаний оборудования.

359. Поверхности нагрева котельных установок с газовой стороны содержатся в чистом состоянии путем поддержания оптимальных режимов и применения механизированных систем комплексной очистки (паровые, воздушные или водяные аппараты, устройства импульсной очистки, виброочистки, дробеочистки). Обеспечивается постоянная готовность к действию предназначенных для этого устройств, а также средств дистанционного и автоматического управления ими.

Периодичность очистки поверхностей нагрева регламентируется графиком или производственной инструкцией.

360. При эксплуатации котлов включаются все работающие тягодутьевые машины. Длительная работа при отключении части тягодутьевых машин производится при условии обеспечения равномерного газовоздушного и теплового режима по сторонам котла. При этом обеспечивается равномерность распределения воздуха между горелками и исключен переток воздуха (газа) через остановленный вентилятор (дымосос).

361. На паровых котлах, сжигающих в качестве основного топлива мазут с содержанием серы более 0,5 %, в регулировочном диапазоне нагрузок его сжигание осуществляется при коэффициентах избытка воздуха на выходе из топки менее 1,03 %. При этом обязательно выполнение установленного комплекса мероприятий по переводу котлов на этот режим (подготовка топлива, применение соответствующих конструкций горелочных устройств и форсунок, уплотнение топки, оснащение котла дополнительными приборами контроля и средствами автоматизации процесса горения).

362. Мазутные форсунки перед установкой на место испытываются на водяном стенде в целях проверки их производительности, качества распыливания и угла раскрытия факела. Разница в номинальной производительности отдельных форсунок в комплекте, устанавливаемом на мазутный котел, не превышает 1,5 %. Каждый котел обеспечивается запасным комплектом форсунок. Не применяются нетарированные форсунки.

363. Работа мазутных форсунок, в том числе растопочных без организованного подвода к ним воздуха не производится.

При эксплуатации форсунок и паромазутопроводов котельной выполняются условия, исключающие попадание мазута в паропровод.

364. При эксплуатации котлов обеспечивается состояние, при котором температура воздуха, ^оС, поступающего в воздухоподогреватель, не достигает значений ниже величин, предусмотренных в приложении 6 к настоящим Правилам.

Значение температуры предварительного подогрева воздуха при сжигании сернистого мазута выбирается такой, чтобы температура уходящих газов в регулировочном диапазоне нагрузок котла была не ниже 150^оС.

При сжигании мазута с предельно малыми коэффициентами избытка воздуха на выходе из топки (менее 1,03) или применения эффективных антикоррозионных средств (присадок, материалов, покрытий) температура воздуха перед воздухоподогревателями может быть снижена по сравнению с приведенными значениями температуры воздуха, поступающего в воздухоподогреватель, предусмотренных в приложении 6 настоящих Правил и установлена на основании опыта эксплуатации.

Растопка котла на сернистом мазуте производится с предварительно включенной системой подогрева воздуха (калориферы, система рециркуляции горячего воздуха). Обеспечивается температура воздуха перед воздухоподогревателем в начальный период растопки на мазутном котле значений не ниже 90^о С.

365. Все котлы, сжигающие твердое топливо в пылевидном состоянии с потерями тепла от механической неполноты сгорания, превышающими 0,5 %, оборудуются постоянно действующими установками для отбора проб летучей золы в целях контроля за указанными потерями. Периодичность отбора проб уноса устанавливается производственной инструкцией.

366. Обмуровка котлов содержится в исправном состоянии. При температуре окружающего воздуха 25^о С температура на поверхности обмуровки обеспечивается на уровне более 45^о С.

367. Обеспечивается абсолютная плотность топки и всего газового тракта котлов. Обеспечивается величина присосов воздуха в топку и в газовый тракт до выхода из пароперегревателя для паровых газомазутных котлов паропроизводительностью до 420 т/ч на уровне не выше 5 %, для котлов паропроизводительностью выше 420 т/ч - 3 %, для пылеугольных котлов - соответственно 8 и 5 %.

Обеспечивается величина присосов воздуха в топку и газовый тракт до выхода из конвективных поверхностей нагрева для водогрейных котлов на уровне не более 5 %.

Используются исключительно бесприсосные топки и газоходы с цельносварными экранами.

Обеспечивается величина присосов в газовый тракт на участке от входа в экономайзер (для пылеугольных водогрейных котлов - от входа в воздухоподогреватель) до выхода из дымососа (без учета золоулавливающих установок) при трубчатом воздухоподогревателе на уровне не более 10 %, при регенеративном - не более 25 %.

Величина присосов в топку и газовый тракт водогрейных газомазутных котлов обеспечивается на уровне не более 5 %, пылеугольных (без учета золоулавливающих установок) - не более 10 %.

Величина присосов воздуха в электрофильтры обеспечивается на уровне не более 10 %, в золоулавливающие установки других типов - не более 5 %.

Нормы присосов даны в процентах теоретически необходимого количества воздуха для номинальной нагрузки котлов.

368. Плотность ограждающих поверхностей котла и газоходов контролируется путем осмотра и определения присосов воздуха 1 раз в месяц. Присосы в топку определяются не реже 1 раза в год, а также до и после среднего и капитального ремонта. Неплотности топки и газоходов котла устраняются.

369. Эксплуатационные испытания котла для составления режимной карты и корректировки инструкции по эксплуатации проводятся при вводе его в эксплуатацию, после внесения конструктивных изменений, при переходе на другой вид или марку топлива, а также для выяснения причин отклонения параметров от заданных.

Котлы оборудуются необходимыми приспособлениями для проведения эксплуатационных испытаний.

370. При выводе котла в резерв или ремонт принимаются меры для консервации поверхностей нагрева котла и калориферов в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей по консервации теплоэнергетического оборудования.

371. Внутренние отложения из поверхностей нагрева котлов удаляются при водных отмывках во время растопок и остановов или при химических очистках.

Периодичность химических очисток определяется соответствующими инструкциями по результатам количественного анализа внутренних отложений.

372. Остановленный котел с дренированием воды в целях ускорения охлаждения барабана не подпитывается.

373. Спуск воды из остановленного котла с естественной циркуляцией производится после понижения давления в нем до 10 кгс/см² (1 МПа), а при наличии вальцовочных соединений - при температуре воды не выше 80 ^оС. Из остановленного прямоточного котла спускается вода при давлении выше атмосферного. Верхний предел этого давления устанавливается производственной инструкцией в зависимости от системы дренажей и расширителей.

При останове котлов блочных электростанций производится обеспаривание промежуточного пароперегревателя в конденсатор турбины.

374. При останове котла в резерв после вентиляции топки и газоходов не более 15 минут тягодутьевые машины останавливаются, все отключающие шиберы на газовоздуховодах, лазы и лючки, а также направляющие аппараты тягодутьевых машин плотно закрываются.

375. В зимний период на котле, находящемся в резерве или ремонте, устанавливается наблюдение за температурой воздуха.

При температуре воздуха в котельной (или наружной - при открытой компоновке) ниже 0^оС, принимаются меры к поддержанию положительных температур воздуха в топке и газоходах, в укрытиях у барабана, в районах продувочных и дренажных устройств, калориферов, импульсных линий и датчиков КИП, также организуется подогрев воды в котлах или циркуляция ее через экранную систему.

376. Режим расхолаживания котлов после останова при выводе их в ремонт определяется инструкциями по эксплуатации. Расхолаживание котлов с естественной циркуляцией тягодутьевыми машинами производится при обеспечении допустимой разности температур металла между верхней и нижней образующими барабана. Допускаются режимы с поддержанием и без поддержания уровня воды в барабане. Расхолаживание прямоточных котлов можно осуществлять непосредственно после останова.

377. Надзор дежурного персонала за остановленным котлом организуется до полного снижения в нем давления и снятия напряжения с электродвигателей, контроль температуры газа и воздуха в районе воздухоподогревателя и уходящих газов может быть прекращен не ранее чем через 24 часа после останова.

378. При работе котлов на твердом или газообразном топливе, когда мазут является резервным или растопочным топливом, обеспечивается состояние схем мазутохозяйства и мазутопроводов, позволяющее подавать мазут к котлам немедленно.

379. При разрыве мазутопровода или газопровода в пределах котельной или сильных утечках мазута (газа) принимаются все меры для прекращения истечения топлива через поврежденные участки вплоть до отключения мазутонасосной и закрытия запорной арматуры на ГРП, а также для предупреждения пожара или взрыва.

380. Котел немедленно останавливается и отключается:

1) при недопустимом повышении или понижении уровня воды в барабане или выходе из строя всех приборов контроля уровня воды в барабане;

2) при быстром снижении уровня воды в барабане, несмотря на усиленное питание котла;

3) при выходе из строя всех расходомеров питательной воды прямоточного парового и водогрейного котлов (если при этом возникают нарушения режима, требующие подрегулировки питания) или прекращении питания любого из потоков прямоточного котла более чем на 30 секунд;

4) при прекращении действия всех питательных устройств (насосов);

5) при недопустимом повышении давления в пароводяном тракте;

6) при прекращении действия более 50 % предохранительных клапанов или других заменяющих их предохранительных устройств;

7) при недопустимом повышении или понижении давления в тракте прямоточного котла до встроенных задвижек, недопустимом понижении давления в тракте водогрейного котла более чем на 10 секунд;

8) при разрыве труб пароводяного тракта или обнаружении трещин, вспучин в основных элементах котла (барабане, коллекторах, выносных циклонах, паро- и водоперепускных, а также водоспускных трубах), в паропроводах, питательных трубопроводах и пароводяной арматуре;

9) при погасании факела в топке;

10) при недопустимом понижении давления газа или мазута за регулирующим клапаном (при работе котла на одном из этих видов топлива);

11) при одновременном понижении давления газа и мазута (при совместном их сжигании) за регулирующими клапанами ниже пределов, установленных производственной инструкцией;

12) при отключении всех дымососов (для котлов с уравновешенной тягой) или дутьевых вентиляторов либо всех регенеративных воздухоподогревателей;

13) при взрыве в топке, взрыве или загорании горючих отложений в газоходах и золоулавливающей установке, разогреве докрасна несущих балок каркаса или колонн котла, при обвале обмуровки, а также других повреждениях, угрожающих персоналу или оборудованию;

14) при прекращении расхода пара через промежуточный пароперегреватель;

15) при снижении расхода воды через водогрейный котел ниже минимально допустимого более чем на 10 секунд;

16) при повышении температуры воды на выходе из водогрейного котла выше допустимой;

17) при пожаре, угрожающего персоналу, оборудованию или цепям дистанционного управления отключающей арматуры, входящей в схему защиты котла;

18) при исчезновении напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления или на всех контрольно-измерительных приборах;

19) при разрыве мазутопровода или газопровода в пределах котла.

381. Котел останавливается по распоряжению технического руководителя электростанции с уведомлением оперативного персонала системного оператора, в ведении или управлении которого находится данное оборудование:

1) при обнаружении свищей в трубах поверхностей нагрева, паро- и водоперепускных, а также водоспускных трубах котлов, паропроводах, коллекторах, в питательных трубопроводах, а также течи и парении в арматуре, фланцевых и вальцовочных соединениях;

2) при недопустимом превышении температуры металла поверхностей нагрева, если понизить температуру изменением режима работы котла не удается;

3) при выходе из строя всех дистанционных указателей уровня воды в барабане котла;

4) при резком ухудшении качества питательной воды по сравнению с установленными нормами;

5) при прекращении работы золоулавливающих установок на пылеугольном котле;

6) при неисправности отдельных защит или устройств дистанционного и автоматического управления и контрольно-измерительных приборов.

Параграф 8. Паротурбинные установки

382. При эксплуатации паротурбинных установок обеспечиваются:

1) надежность работы основного и вспомогательного оборудования;

2) готовность принятия номинальных электрической и тепловой нагрузок и их изменения до технического минимума;

3) нормативные показатели экономичности основного и вспомогательного оборудования.

383. Система автоматического регулирования турбины удовлетворяет следующим требованиям:

1) устойчиво выдерживать заданные электрическую и тепловую нагрузки и обеспечивать возможность их плавного изменения;

2) устойчиво поддерживать частоту вращения ротора турбины на холостом ходу и плавно ее изменять (в пределах рабочего диапазона механизма управления турбиной) при номинальных и пусковых параметрах пара;

3) удерживать частоту вращения ротора турбины ниже уровня настройки срабатывания автомата безопасности при мгновенном сбросе до нуля электрической нагрузки (в том числе при отключении генератора от сети), соответствующей максимальному расходу пара при номинальных его параметрах и максимальных пропусках пара в часть низкого давления турбины.

384. Обеспечивается соответствие параметров работы системы регулирования паровых турбин техническим условиям на поставку турбин.

Для всего парка эксплуатируемых турбин, выпущенных ранее 1 января 1991 года, а также турбин иностранных фирм обеспечивается соответствие значений этих параметров величинам параметров эксплуатируемых турбин, выпущенных ранее 1 января 1991 г. (в том числе, иностранных фирм), указанным в приложении 7 к настоящим Правилам.

Степень неравномерности регулирования давления пара в регулируемых отборах и противодавления удовлетворяет требованиям потребителя, согласованным с заводом-изготовителем турбин, и не допускает срабатывания предохранительных клапанов (устройств).

385. Все проверки и испытания системы регулирования и защиты турбины от повышения частоты вращения выполняются в соответствии с требованиями инструкций заводов-изготовителей турбин.

386. Автомат безопасности отрабатывает при повышении частоты вращения ротора турбины на 10-12 % выше номинальной или до значения, указанного заводом-изготовителем.

При срабатывании автомата безопасности закрываются:

1) стопорные, регулирующие (стопорно-регулирующие) клапаны свежего пара и пара промперегрева;

2) стопорные (отсечные), регулирующие и обратные клапаны, а также регулирующие диафрагмы и заслонки отборов пара;

3) отсечные клапаны на паропроводах связи со сторонними источниками пара.

387. Система защиты турбины от повышения частоты вращения (включая все ее элементы), если нет специальных указаний завода-изготовителя, испытывается увеличением частоты вращения в следующих случаях:

1) после монтажа турбины;

2) после капитального ремонта турбины;

3) перед испытанием системы регулирования сбросом нагрузки с отключением генератора от сети;

4) после разборки автомата безопасности;

5) после длительного (более 30 суток) простоя турбины;

6) после разборки системы регулирования или отдельных ее узлов;

7) при плановых проверках (не реже 1 раза в 4 месяца).

В случаях, предусмотренных подпунктами 6) и 7) настоящего пункта, производится испытание защиты без увеличения частоты вращения, но с обязательной проверкой действия всей ее цепи.

Испытания защиты турбины увеличением частоты вращения производятся под руководством начальника цеха или его заместителя.

388. Обеспечивается абсолютная плотность стопорных и регулирующих клапанов свежего пара и пара после промперегрева.

Плотность стопорных и регулирующих клапанов свежего пара, а также пара промперегрева проверяется раздельным испытанием каждой группы.

Критерием плотности служит частота вращения ротора турбины, которая устанавливается после полного закрытия проверяемых клапанов при полном (номинальном) или частичном давлении пара перед этими клапанами. Допускаемое значение частоты вращения определяется инструкцией завода-изготовителя.

Обеспечивается состояние, при котором в случае одновременного закрытия всех стопорных и регулирующих клапанов и номинальных параметрах свежего пара и противодавления (вакуума) пропуск пара через них не вызовет вращения ротора турбины.

Проверка плотности клапанов проводится после монтажа турбины, перед испытанием автомата безопасности повышением частоты вращения, перед остановом турбины в капитальный ремонт, при пуске после него, но не реже 1 раза в год. При выявлении в процессе эксплуатации турбины признаков снижения плотности клапанов (при пуске или останове турбины) проводится внеочередная проверка их плотности.

389. Стопорные и регулирующие клапаны свежего пара и пара промперегрева, стопорные (отсечные) и регулирующие клапаны (диафрагмы) отборов пара, отсечные клапаны на паропроводах связи со сторонними источниками пара расхаживаются:

1) на полный ход - перед пуском турбины и в случаях, предусмотренных производственной инструкцией или инструкцией завода-изготовителя;

2) на часть хода - ежесуточно во время работы турбины.

При рассаживании клапанов на полный ход, контролируются плавность их хода и посадка.

390. Плотность обратных клапанов регулируемых отборов и срабатывание предохранительных клапанов этих отборов проверяется не реже 1 раза в год и перед испытанием турбины на сброс нагрузки.

Обратные клапаны регулируемых отопительных отборов пара, не имеющих связи с отборами других турбин, редукционно-охладительными установками (далее - РОУ) и другими источниками пара, проверке на плотность не подвергаются, если нет специальных указаний завода-изготовителя.

Посадка обратных клапанов всех отборов проверяется перед каждым пуском и при останове турбины, а при нормальной работе периодически по графику, определяемому техническим руководителем электростанции, но не реже 1 раза в 4 месяца.

При неисправности обратного клапана работа турбины с соответствующим отбором пара не производится.

391. Проверка времени закрытия стопорных (защитных, отсечных) клапанов, а также снятие характеристик системы регулирования на остановленной турбине и при ее работе на холостом ходу для проверки их соответствия требованиям пункта 384 настоящих Правил и данным завода-изготовителя выполняются:

1) после монтажа турбины;

2) непосредственно до и после капитального ремонта турбины или ремонта основных узлов системы регулирования или парораспределения.

Снятие характеристик системы регулирования при работе турбины под нагрузкой, необходимых для построения статической характеристики, выполняется:

3) после монтажа турбины;

4) после капитального ремонта турбины или ремонта основных узлов системы регулирования или парораспределения.

392. Испытания системы регулирования турбины мгновенным сбросом нагрузки, соответствующей максимальному расходу пара, выполняются:

1) при приемке турбин в эксплуатацию после монтажа;

2) после реконструкции, изменяющей динамическую характеристику турбоагрегата или статическую и динамическую характеристики системы регулирования.

Испытания системы регулирования серийных турбин, оснащенных электрогидравлическими преобразователями (далее - ЭГП), могут быть произведены путем парового сброса нагрузки (мгновенным закрытием регулирующих клапанов) без отключения генератора от сети.

На головных образцах турбин и на первых образцах турбин, подвергшихся реконструкции (с изменением динамической характеристики агрегата или характеристик регулирования), и на всех турбинах, не оснащенных ЭГП, испытания проводятся со сбросом электрической нагрузки путем отключения генератора от сети.

393. При выявлении отклонений фактических характеристик регулирования и защиты от нормативных значений, увеличении времени закрытия клапанов сверх указанного заводом-изготовителем или в местной инструкции или ухудшения их плотности определяются и устраняются причины этих отклонений.

394. Эксплуатация турбин с введенным в работу ограничителем мощности допускается как временное мероприятие по условиям механического состояния турбоустановки с разрешения технического руководителя электростанции. При этом обеспечивается величина нагрузки турбины ниже уставки ограничителя не менее чем на 5 %.

395. При эксплуатации систем маслоснабжения турбоустановки обеспечиваются:

1) надежность работы агрегатов на всех режимах;

2) пожаробезопасность;

3) поддержание нормативного качества масла и температурного режима;

4) предотвращение протечек масла и попадания его в охлаждающую систему и окружающую среду.

396. Резервные и аварийные масляные насосы и устройства их автоматического включения проверяются в работе 2 раза в месяц при работе турбоагрегата, а также перед каждым его пуском и остановом.

Для турбин, у которых рабочий маслонасос системы смазки имеет индивидуальный электропривод, проверка автоматического включения резерва (далее - АВР) перед остановом не проводится.

397. У турбин, оснащенных системами предотвращения развития горения масла на турбоагрегате, электрическая схема системы проверяется перед пуском турбины из холодного состояния.

398. Запорная арматура, устанавливаемая на линиях системы смазки, регулирования и уплотнений генератора, ошибочное переключение которой может привести к останову или повреждению оборудования, опломбируется в рабочем положении.

399. При эксплуатации конденсационной установки обеспечивается экономичная и надежная работа турбины во всех режимах эксплуатации с соблюдением нормативных температурных напоров в конденсаторе и норм качества конденсата.

400. При эксплуатации конденсационной установки проводятся:

1) профилактические мероприятия по предотвращению загрязнений конденсатора (обработка охлаждающей воды химическими и физическими методами, применение шарикоочистных установок);

2) периодические чистки конденсаторов при повышении давления отработавшего пара по сравнению с нормативными значениями на 0,005 кгс/см² (0,5 килопаскаль (далее - кПа) из-за загрязнений поверхностей охлаждения;

3) контроль чистоты поверхности охлаждения и трубных досок конденсатора; контроль расхода охлаждающей воды (непосредственным измерением расхода или по тепловому балансу конденсаторов), оптимизация расхода охлаждающей воды в соответствии с ее температурой и паровой нагрузкой конденсатора;

4) проверка плотности вакуумной системы и ее уплотнение;

5) присосы воздуха (кг/ч) в диапазоне изменения паровой нагрузки конденсатора 40-100 % не превышают значений, определяемых по формуле:

Gв = 8 + 0,065 N,

где N - номинальная электрическая мощность турбоустановки на конденсационном режиме, МВт;

6) проверка водяной плотности конденсатора путем систематического контроля солесодержания конденсата;

7) проверка содержания кислорода в конденсате после конденсатных насосов.

Методы контроля работы конденсационной установки, его периодичность определяются соответствующей инструкцией в зависимости от конкретных условий эксплуатации.

401. При эксплуатации оборудования системы регенерации обеспечиваются:

1) нормативные значения температуры питательной воды (конденсата) за каждым подогревателем и конечный ее подогрев;

2) надежность теплообменных аппаратов.

Нагрев питательной воды (конденсата), температурные напоры, переохлаждение конденсата греющего пара в подогревателях системы регенерации проверяются до и после капитального ремонта турбоустановки, после ремонта подогревателей и периодически по графику (не реже 1 раза в месяц).

402. Эксплуатация подогревателя высокого давления (далее - ПВД) не допускается при:

1) отсутствии или неисправности элементов его защиты;

2) неисправности клапана регулятора уровня.

Эксплуатация группы ПВД, объединенных аварийным обводом, не производится при:

1) отсутствии или неисправности элементов защиты хотя бы на одном ПВД;

2) неисправности клапана регулятора уровня любого ПВД;

3) отключении по пару любого ПВД.

ПВД или группа ПВД немедленно отключаются при неисправности защиты или клапана регулятора уровня (далее - КРУ).

При неисправном состоянии каких-либо других, кроме КРУ, элементов системы автоматического регулирования и невозможности быстрого устранения дефекта на работающем оборудовании подогреватель (или группа ПВД) выводится из работы в срок, определяемый техническим руководителем энергообъекта.