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

      1. Утвердить:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Глава 1. Общие положения

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Глава 2. Область применения

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

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

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

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

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

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

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

      9. Нормы расхода газомазутного топлива (в пересчете на условное топливо) на пуски блоков различной мощности из холодного состояния (t_цвд150C) согласно таблице 2 приложения 1 к настоящей Методике.

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

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

Глава 4. Нормы расхода газомазутного топлива на технологические нужды

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

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

      2) расход при срабатывании пыли из бункеров;

      3) расход при нарушении режима горения;

      4) расход при включении автоматов подхвата факела.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

      В_мц – максимальная производительность мельницы по размолу

      n – количество систем пылеприготовления, установленных на котле;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

      Рисунок 2. Расход мазута на технологические нужды

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

      В процентах от всего расхода топлива в условном исчислении.

      В процентах от расхода угля в условном исчислении.

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

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

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

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

      1. Расчет среднесуточной нормы расхода мазута:

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

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

      3) среднесуточная нагрузка котла определяется по формуле:

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

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

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

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

      4) cреднесуточная норма расхода мазута определяется по формуле:

      В данном примере:

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

      D_к^ср=0,93D_ном (по номограмме рисунка 3 приложения 2 к настоящей Методике) при Q^р_н факт =0,8Q^р_н, составит:

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

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

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

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

      3) коэффициент запаса по производительности мельниц определяется по формуле:

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

      4. Расчет требуемого расхода угля и мазута:

      1) при нагрузке котла 0,8 D_ном и Q^р_н факт=0,8 Q^р_{н расч}, требуемый расход топлива составит 101% расчетного (по номограмме рисунка 3, а приложения 2 к настоящей Методике):

      2) часовое накопление угольной пыли в бункерах:

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

      4) при нагрузке котла 0,9 D_ном и Q^р_{н факт}=0,8 Q^р_{н расч}, требуемый расход топлива составит 114% от расчетного (по номограмме рисунка 3, а приложения 2 к настоящей Методике):

      5) часовое накопление угольной пыли в бункерах:

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

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

      7) недостаточность производительности мельниц определяется по формуле:

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

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

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

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

      Суммарный расход мазута за сутки (в условном исчислении):

      5. Расчет нормативного расхода мазута за отчетный период:

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

      2) фактическое количество сожженного угля за отчетный период

      3) среднесуточная нагрузка котлов:

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

      6. Определение нормы расхода мазута:

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

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

      3) на восполнение тепла:

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

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

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

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

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

      8) суммарная норма расхода мазута определяется по формуле:

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

      9) расход мазута в условном исчислении:

      К полученному количеству добавляется расход мазута на растопку.

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

Глава 1. Общие положения

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Глава 2. Область применения

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Глава 4. Нормы расхода газомазутного топлива на технологические нужды

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

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

      2) расход при срабатывании пыли из бункеров;

      3) расход при нарушении режима горения;

      4) расход при включении автоматов подхвата факела.

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

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

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

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

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

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

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

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

      23. Количество тепла, при сгорании угля представлено в долях расчетной (Q^р_{н факт}/Q^р_{н расч}) нагрузки котла – в долях номинального (D_к/D_ном) расхода угля при разных нагрузках и качестве угля – в процентах расчетного количества (В_к/В_{к расч}). Запас по производительности мельниц оценивается коэффициентом К_з, определяемым путем сопоставления потребности котла в топливе при расчетном его качестве и номинальной нагрузке котла с суммарной производительностью систем пылеприготовления по формуле:

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

      В_к – расход топлива на котел, тонн/час;

      где В_мц – максимальная рабочая производительность мельницы по размолу В_мц^раз или сушке В_мц^суш (из двух полученных значений производительности мельницы в расчет принимается меньшее значение), тонн/час;

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

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

      n – количество систем пылеприготовления, установленных на котле;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

      Расход мазута на технологические нужды

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

      В процентах от расхода всего топлива в условном исчислении

      В процентах от расхода угля в условном исчислении.

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

      В процентах от расхода всего топлива в условном исчислении.

      В процентах от расхода угля в условном исчислении.

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

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

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

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

      1) расчетное топливо – Карагандинский уголь марки Т, с расчетной теплотой сгорания, равной Q^р_{н расч} = 4150 ккал/кг, расчетный расход топлива при проектном качестве угля В_красч = 86,5тонн/час;

      2) фактическое топливо – Карагандинский уголь марки Т, с расчетной теплотой сгорания, равной Q^р_{н расч} = 3818 ккал/кг, что составляет 0, Q^р_{н расч};

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

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

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

      2. Определение расхода мазута:

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

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

      3) норма расхода мазута при D_ном принимается равной минимальному расходу мазута, обеспечивающему поддержание устойчивого горения в топочной камере Н_3мин = 10% (в соответствии с рисунком 4 приложения 2 к настоящей Методике);

      4) расход мазута для восполнения недостающего количества угольной пыли (в соответствии с рисунком 2, а приложения 2 к настоящей Методике) Н_3макс = 15,2% всего условного топлива, который составляет 129,7% от расчетного расхода топлива, Вк расч = 86,5 тонн/час или В_{к фак} =112,2 тонн/час в условном исчислении В_{к фак} =129,7∙3818/7000 = 74,4 тонн/час;

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

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

      7) суммарный расход топлива за сутки при средней нагрузке котла, равной D_к^ср = 0,88D_ном и Q^р_{н факт} = 0,8Q^р_{н расч} (в соответствии с рисунком 2, а приложения 2 к настоящей Методике) – 114,1% расчетного расхода топлива В_сут=114,1·86,5·24/100=2368,7 тонн, в условном исчислении расход топлива составит В^усл_сут = 2368,7·4640/7000 = 1570,1 тонн;

      8) максимальный суточный расход угля в условном исчислении составит В_уг^усл =В_сут-В_маз^мин=(100 - 12,6) 1570,1/100=1372,3тонн, в натуральном исчислении В_уг^сут = 1372,3·7000/4640 = 2070 тонн;

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

      В_мц^су =50·2·0,95·24=2280 тонн;

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

      В_мцн^сут - В_уг^сут = 2280 - 2070 = 210 тонн;

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

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

      1) расчетное топливо – Куучикенский каменный уголь марки 2К, с теплотворной способностью, равной Q^р_{н расч} = 3960 ккал/кг, расчетный расход топлива при проектном качестве угля В_красч = 115,0 тонн/час;

      2) фактическое топливо – Куучикенский каменный уголь марки 2К, с теплотворной способностью, равной Q^р_{н расч} = 3168 ккал/кг, что составляет 0,8 Q^р_{н расч};

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

      4) среднесуточная нагрузка котла:

      5) суммарный расход топлива за сутки при D_к^ср = 0,93D_ном и фактической теплотворной способности Q^р_{н факт} = 0,8 Q^р_{н расч} (в соответствии с рисунком 3, а приложения 2 к настоящей Методике) -117,6% расчетного В_сут = 117,6·116·24/100 = 3274 тонн в условном исчислении:

      В^усл_сут = 3274·4720/7000 = 2207,6 тонны;

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

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

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

      9) коэффициент запаса мельниц:

      10) производительность двух мельниц, за сутки:

      В_мц^сут = 72·2·0,9·24 = 3456 тонн;

      4. Определение расхода мазута:

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

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

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

      4) Суточный расход угля в условном исчислении:

      В_уг^усл = В_усл^сут - В_маз^мин = (100 - 5,2) · 2270,6/100 = 2092,8 тонн;

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

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

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

      В_газ^сут = 110 114,8/100 = 126,3 тонн.

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

Глава 1. Общие положения

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

      5. В собственные нужды турбоагрегатов (

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

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

      3) на отопление производственных помещений турбинной установки и электроцеха;

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

      6. В расход тепла на собственные нужды энергетических котлов (

      1) слив и предварительный подогрев мазута -

      2) размораживание твердого топлива -

      3) распыление мазута в форсунках и охлаждение неработающих форсунок -

      4) предварительный подогрев воздуха в калориферах -

      5) транспорт угольной пыли к горелкам -

      6) подавление оксидов азота, образующихся при сжигании топлива -

      7) турбопривод питательных насосов -

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

      10) пуски котлов -

      11) обдувку и расшлаковку котлов -

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

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

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

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

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

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

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

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

      6) при очистке возвращаемого потребителями загрязненного конденсата;

      7) с продувкой паропреобразовательных установок;

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

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

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

      9. В расход тепла на собственные нужды энергетических котлов

      10. В расход тепла слив и предварительный подогрев мазута -

      11. В расход тепла размораживание твердого топлива -

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

      13. В расход тепла предварительный подогрев воздуха в калориферах -

      14. В расход тепла транспорт угольной пыли к горелкам -

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

      16. В расход тепла обдувку и расшлаковку котлов -

      где

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

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

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

      N - количество статей расхода на собственные нужды котельной.

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

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

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

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

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

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

      I_к - количество котлов.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

      r_{k i} - продолжительность работы i-го котла, часов;

      i_п, i_пв - энтальпия соответственно пара, используемого для обдувки, и питательной воды, ккал/кг;

      I_к - количество котлов.

      24. Суммарное нормативное количество тепла

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

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

      Q_хр - расход тепла при хранении мазута в резервуарах;

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

      25. Отдельные составляющие суммарного нормативного количества тепла

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

      Q_сл = q_сл G_сл,                                                                   (18)

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

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

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

      Q_под = q_под G_сж,                                                             (19)

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

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

      3) при транспортировке мазута по трубопроводам (

      где

      L_м - длина мазутопроводов, метров;

      4) при транспортировке пара по трубопроводам (

      где

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

      L_п - длина паропроводов, метров;

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

      Q_xp = q_xp G_{xp р},                                                             (22)

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

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

      _р - количество часов в расчетном периоде времени, часов;

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

      где

      G_м - производительность мазутонасосной, т/ч;

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

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

      7) при поддержании ПСУ или его части в резерве (

      где

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

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

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

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

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

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

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

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

      27. Температура наружного воздуха определяется натурными измерениями.

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

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

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

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

      29. При поступлении мазута в железнодорожных цистернах с температурой (

      где

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

      где

      31. Нормативный технологический расход тепла на мазутное хозяйство

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

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

      Q_к = G_к i_к,                                                                  (28)

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

      1) общий нормативный расход тепла (Q_нр):

      Q_нр = Q_р + Q_гр,                                                             (29)

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

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

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

      Q_р = q_{с p} k Z,                                                             (30)

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

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

      k – количество условных секций в тепляке;

      Z – количество ставок вагонов;

      3) количество ставок вагонов:

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

      q – грузоподъемность вагона, тонн;

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

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

      Q_гр = 0,2_qс T_гр k,                                                             (32)

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

      T_гр = - _р Z,                                                             33)

      где - продолжительность отчетного (расчетного) периода, часов.

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

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

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

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

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

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

Параграф 1. Общие положения

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

      где

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

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

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

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

      3) механизмы центрального пылезавода;

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

      5) механизмы для пневматической подачи пыли;

      6) механизмы для золоулавливания, золо- и шлакоудаления;

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

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

      9) питательные насосы для оборудования с поперечными связями;

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

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

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

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

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

      15) установки для освещения котлов и теплофикационной установки;

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

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

      1) циркуляционные насосы, не установленные индивидуально с турбоагрегатами;

      2) вентиляторы градирен;

      3) дренажные и перекачивающие насосы;

      4) подкачивающие насосы в систему циркуляционного водоснабжения;

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

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

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

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

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

      10) система освещения турбоагрегатов и относящегося к ним оборудования;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

      1) отоплением и кондиционированием производственных помещений турбоагрегатов и электроцеха;

      2) выполнением природоохранных мероприятий.

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

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

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

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

      4) при очистке возвращаемого потребителями загрязненного конденсата;

      5) с продувкой паропреобразовательных установок;

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

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

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

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

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

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

Таблица 1. Расчет расходов тепла на собственные нужды котельного цеха

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

      Рисунок 1. Нормы удельного расхода тепла при сливе мазута (

      Рисунок 2. Нормы удельного расхода тепла при сливе мазута (

      Примечание -

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

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

      Рисунок 5. Нормы удельного расхода тепла при транспортировке мазута (

      Примечание - Нормы приведены на 1 метр длины трубопровода.

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

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

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

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

1. Исходные данные

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

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

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

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

      Длительность доставки мазута на энергообъект, ₁ =2 сут.

      Число часов за мес, _р = 720 ч.

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

      Средняя температура мазута, подаваемого на сжигание в котельную,

      Общая длина мазутопроводов, L_м = 6000 м.

      Температура хранения мазута:

      в металлических расходных резервуарах с изоляцией,

      в железобетонных резервуарах,

      Среднее количество мазута, хранившегося:

      в металлических расходных резервуарах с изоляцией,

      в железобетонных резервуарах,

      Общая длина паропроводов, L_п = 3000 м.

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

      Теплосодержание конденсата после мазутных подогревателей

      Теплосодержание конденсата, возвращаемого от мазутного хозяйства

      i_к =0,080 Гкал/т.

2 Последовательность расчета нормативного расхода тепла

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

      q_сл = 0,0535 Гкал/т.

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

      q_под = 0,0472 Гкал/т.

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

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

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

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

      Q_сл = q_сл G_сл = 0,0535 200000 = 10700 Гкал.

      7. Рассчитывается расход тепла на подогрев сожженного мазута:

      Q_под = q_под G_сж = 0,0472 180000 = 8496 Гкал.

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

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

      10. Рассчитывается расход тепла на поддержание ПСУ в резерве:

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

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

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

      2) Количества поданного на мазутное хозяйство паpa

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

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

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

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

      Q_к = G_к i_к = 23495,5 0,08 = 1879,6 Гкал.

      16. Определяется нормативный технологический расход тепла на собственные нужды:

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

1 Исходные данные:

      Фронт слива, n = 112 цистерн.

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

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

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

      Температура сжигаемого мазута,

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

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

      Общая длина мазутопроводов, L_м = 8000 м.

      Общая длина паропроводов, L_п = 6000 м.

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

      Средняя вместимость одной железнодорожной цистерны, G_цист =55 т.

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

      Теплосодержание конденсата после подогревателей мазута,

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

      Марка мазута М100.

2 Последовательность расчета расхода тепла (пара)

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

      Q_сл = 0,105 Гкал/т.

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

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

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

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

      Q_сл = q_сл n G_цист = 0,105 112 55 = 646,8 Гкал.

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

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

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

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

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

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

      12. Уточняется количество пара

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

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

      Рисунок 1. Расход тепла на мазутное хозяйство

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

      Рисунок 2. Часовой расход тепла на отопление:

      а – котельного (турбинного) отделения;

      б – других производственных помещений.

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

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

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

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

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

Глава 1. Общие положения

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

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

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

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

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

Глава 2. Область применения

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

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

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

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

      1) нормальное, технически исправное функционирование оборудования;

      2) применение передовых методов эксплуатации оборудования;

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

Глава 3. Состав электроприемников собственных нужд подстанции

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

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

      1) охлаждение трансформаторов, автотрансформаторов и реакторов;

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

      3) освещение территории;

      4) зарядно-подзарядные устройства аккумуляторных батарей;

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

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

      7) обогрев приводов и баков масляных выключателей;

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

      9) обогрев приводов отделителей и короткозамыкателей;

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

      11) обогрев электродвигательных приводов разъединителей;

      12) обогрев электросчетчиков в неотапливаемых помещениях;

      13) обогрев агрегатных шкафов и шкафов управления воздушных выключателей;

      14) электродвигатели компрессоров;

      15) обогрев воздухосборников;

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

      17) электропитание аппаратуры связи и телемеханики;

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

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

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

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

Глава 4. Расчет норм расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций

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

      Рекомендуемые нормы расхода электроэнергии отдельными электроприемниками, согласно таблицам 1 – 7 приложения 1 к настоящей Методике.

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

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

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

      W=w₀K_едK_t ,

      где w₀ – норма расхода электроэнергии на единицу (группу) оборудования или в целом по подстанции согласно таблицам 1 – 7 приложения 1 к настоящей Методике;

      K_ед – количество единиц оборудования;

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

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

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

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

Нормы расхода электроэнергии

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

      Таблица 8. Температурные коэффициенты

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

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

Рекомендуемые примеры расчета норм расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций

      Пример 1.

      Подстанция 35 кВ. Климатический район - умеренно холодный.

      Оборудование:

      Трансформаторы 2хТМ-3200

      Выключатели 4хВТ-35

      КРУН   6 ячеек

      Расчет:

      ________________________________________

      И т о г о ...                                          35,95

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

      Пример 2.

      Подстанция 35 кВ. Климатический район - умеренно теплый.

      Оборудование:

      Трансформаторы 2хТМ-6300

      Отделители, короткозамыкатели - 4 шт.

      КРУН - 12 ячеек

      Оперативный ток - переменный

      Расчет:

      ________________________________________________________________

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

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

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

Глава 1. Общие положения

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

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

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

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

      3) натрий катионирование - способ умягчения воды;

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

Глава 2. Область применения

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

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

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

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

      G_ch = G_ucx — G_ВПУ                                                            (1)

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

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

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

      где k - число ступеней очистки воды, включая предочистку.

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

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

Глава 3. Нормативный расход воды на собственные нужды водоподготовительной установки

      10. Нормативный расход воды на собственные нужды ВПУ (

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

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

      где

      где G_np - количество осветленной воды за предочисткой, м³;

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

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

      где l - число ступеней очистки в ионитной части ВПУ;

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

      где

      V^A и V^H - объем анионита и катионита в фильтре блока, м³;

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

      где

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

      где

      17. Значение

      где

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

      18. Солесодержание поступающей в испаритель воды определяется по формуле:

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

      Са_пр и Mg_np - содержание кальция и магния в воде после предочистки, мкг-экв/л;

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

Глава 4. Расход тепла на технологические нужды водоподготовительной установки

      19. Нормативный расход тепла на технологические нужды ВПУ

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

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

      20. Фактический расход тепла на технологические нужды ВПУ

      где

      Таблица 1. Удельный расход воды на одну регенерацию ионита

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

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

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

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

Глава 1. Общие положения

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

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

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

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

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

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

Глава 2. Область применения

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

      2) определяется ежегодное количество отказов

      где

      3) определяется ежегодное средне взвешенное по интервалам количество отказов

      где

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

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

      14. Расчет второй составляющей среднегодовой нормы расхода материалов и изделий

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

      где

      16. Среднегодовая норма расхода материалов и изделий на единицу объекта

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

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

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

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

      20. Расчетная годовая потребность

      где

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

      Для ПС расчет

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

Примерный перечень оборудования для подстанции напряжением 35 – 220 кВ

      1) Силовые трансформаторы, реакторы;

      2) выключатели воздушные;

      3) выключатели масляные;

      4) выключатели нагрузки;

      5) отделители;

      6) короткозамыкатели;

      7) синхронные компенсаторы;

      8) трансформаторы напряжения;

      9) трансформаторы тока;

      10) разъединители;

      11) разрядники;

      12) изоляторы;

      13) шины;

      14) аккумуляторные батареи.

Примерный состав трансформаторной подстанции
напряжением 6 – 10 кВ

      1) Мачтовая трансформаторная подстанция;

      2) комплектная трансформаторная подстанция, тупиковая одно трансформаторная;

      3) комплектная трансформаторная подстанции, проходная одно трансформаторная;

      4) закрытая тупиковая одно трансформаторная подстанция;

      5) закрытая проходная одно трансформаторная подстанция;

      6) закрытая проходная, двух трансформаторная подстанция.

Примерный перечень материалов, необходимых для ремонта подстанций

      1) Токопроводящие шины.

      2) провод;

      3) кабель;

      4) изоляторы;

      5) сталь профилированная;

      6) наконечники кабельные;

      7) аппаратные и петлевые зажимы;

      8) натяжная, поддерживающая и сцепная арматура;

      9) разрядники;

      10) предохранители с плавкими вставками;

      11) масло трансформаторное;

      12) силикагель;

      13) цеолит;

      14) краска нитро;

      15) лак 177;

      16) лак бакелитовый;

      17) бензин;

      18) щелочь;

      19) салфетки технические;

      20) смазка ЦИАТИМ;

      21) мастика кабельная;

      22) лента изоляционная;

      23) лента киперная;

      24) лакоткань;

      25) асбест листовой;

      26) трубка ПХВ;

      27) болты с шайбами и гайками;

      28) арматура низковольтная;

      29) лампы электрические;

      30) паста для мытья рук;

      31) резина маслостойкая уплотнительная;

      32) губки и ножик разъединителям;

      33) металлокерамические контакты к выключателям;

      34) щебень;

      35) песок;

      36) цемент;

      37) плиты перекрытия;

      38) лотки;

      39) ограждения;

      40) водоэмульсионная краска;

      41) ОПН;

      42) электросчетчики;

      43) автоматы;

      44) рубильники.

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

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

      1) Расход красителей при капитальном ремонте МТП:

      окраска щита сборки – 0,6кг;

      окраска трансформатора – 1,0кг;

      окраска конструкций разъединителя – 0,3кг;

      окраска рамы предохранителя – 0,1кг;

      окраска металлических частей разрядников – 0,17кг.

      Итого на капитальный ремонт оборудования – 2,17кг.

      2) Окраска ограждения – 2,0кг.

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

      3) Расход красителя на техническое обслуживание МТП:

      проверка и профилактический ремонт оборудования – 0,1кг;

      восстановление надписей – 0,03кг.

      Итого на техническое обслуживание – 0,13кг.

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

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

Глава 1. Общие положения

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

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

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

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

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

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

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

Глава 2. Область применения

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

      5. По временным характеристикам шумы подразделяются на:

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

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

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

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

      7. Непостоянные шумы подразделяются на:

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

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

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

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

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

Глава 3. Допустимые уровни шума

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

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

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

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

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

Глава 4. Общие мероприятия по снижению уровней шума

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

      3) определение октавных уровней звукового давления в расчетных точках;

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

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

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

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

      20. Для обеспечения требуемой повышенной звукоизолирующей способности ограждений применяются:

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

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

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

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

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

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

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

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

      1) типовые глушители (на основании расчета) в воздуховодах вблизи вентиляционных установок;

      2) виброизолирующие прокладки под вентиляторы и их электроприводы (если они не входят в комплект оборудования);

      3) гибкие вставки на воздуховодах для ограничения распространения вибрации.

      25. Для снижения шума оборудования в источнике его образования рекомендуется по возможности:

      1) заменять ударные взаимодействия деталей безударными;

      2) демпфировать вибрации соударяющихся деталей путем сочленения их с материалами, имеющими большое внутреннее трение (резиной, изделиями из пластмасс, пробкой, битумными картонами, войлоком, асбестом);

      3) уменьшить интенсивность шума от вибрирующих деталей, имеющих большие поверхности (корпуса редукторов, барабаны мельниц, кожуха турбин), устройством упругих прокладок и пружин между деталями, передающими вибрацию, звукоизолирующей облицовкой внешней и внутренней поверхностей кожухов, барабанов;

      4) заменять металлические детали изделиями из пластмасс или других незвучных материалов;

      5) производить тщательную балансировку роторов агрегатов и других вращающихся деталей для уменьшения динамических сил, возбуждающих вибрацию;

      6) предусматривать минимальные допуски при сборке агрегатов в целях уменьшения зазоров в сочленении деталей, тем самым уменьшить вибрацию или энергию соударений;

      7) не допускать завихрения газовых, пароводяных и воздушных струй в местах резкого расширения (падение давления с 0,2 МПа (2 кгс/см2) и более) и сужения или предусматривать специальные глушители шума;

      8) заменять по возможности подшипники качения подшипниками скольжения в случаях, когда преобладающим шумом агрегата является шум подшипников.

      26. При невозможности снижения шума технологического и санитарно-технического оборудования в источнике его образования в паспорте и в технических условиях на оборудование указываются мероприятия, которые применяются для уменьшения шума, в частности:

      1) размещение агрегата в боксах, отдельных помещениях с повышенной звуко- и виброизоляцией, при этом следует указать необходимость применения дополнительной вентиляции в помещениях и боксах;

      2) заключение агрегата или его сборочных единиц в звукозащитные кожуха, снабженные виброизолирующими прокладками между корпусом и фундаментом агрегата, а в местах прохода трубопроводов через кожуха – звукоизолирующими прокладками;

      при этом в звукоизолирующих кожухах предусматриваются вентиляционные отверстия, облицованные изнутри звукопоглощающими материалами, или дополнительные вентиляторы;

      3) установка звукопоглощающих камер или глушителей аэродинамических шумов на трубопроводах, предохранительных клапанах и других устройствах;

      4) облицовка звуко- и теплоизолирующими материалами трубопроводов, воздуховодов и других коммуникаций, создающих шум;

      5) установка съемной звуко- и теплоизоляции на арматуре трубопроводов, создающих шум;

      6) нанесение на поверхности трубопроводов, создающих шум, вибродемпфирующих мастик и армировок;

      7) установка станин оборудования (вентиляторов, дымососов, насосов с электроприводами) на резинометаллические виброопоры для снижения шума и предотвращения передачи вибрации строительным конструкциям;

      8) устранение жестких связей между фундаментами агрегатов и перекрытиями созданием воздушной щели в 1-2 сантиметра (далее – см) и установкой над сопрягаемыми местами массивных железобетонных плит на резиновые прокладки.

      Указанные мероприятия подтверждаются ссылкой на рабочие чертежи, типовые устройства и технические условия на перечисленные устройства, обеспечивающие снижение шума в производственных помещениях до допустимого уровня.

      27. В производственных помещениях действующих тепловых электростанций, для снижения шума на рабочих местах до допустимого уровня помимо приведенных в пункте 26 настоящих Методических указаниях, рекомендуются следующие мероприятия:

      1) устройство звукоизолирующих экранов в местах размещения шумного оборудования (например, в районе редукционно-охлаждающих устройств);

      2) облицовка потолков и стен звукоизолирующими плитами (например, в помещениях блочных щитов управления – плитами "Акмигран", "Силакпор", в помещениях водозабора береговых насосных – минераловатными плитами с обивкой перфорированным металлическим листом) в соответствии с требованиями, указанными в пункте 21 настоящих Методических указаний;

      3) устройство двойных дверей без тамбуров или с тамбурами (например, обшивка металлическим листом, натуральным войлоком толщиной 30 мм с облицовкой дерматином или кожзаменителями);

      4) облицовка внутренней поверхности участков воздуховодов вентиляции и установок кондиционирования воздуха звукопоглощающими материалами или установка на этих участках типовых глушителей шума;

      5) замена устаревшего оборудования, создающего повышенный шум, оборудованием, создающим меньший шум;

      6) своевременное устранение неисправностей в оборудовании, из-за которых повышается уровень шума;

      7) применение менее шумных технологических процессов и приемов производства работ.

      Эти мероприятия принимаются на основе акустических расчетов с обоснованием выбранных размеров конструкций, материалов и устройств.

      28. Для защиты работающих от вредного воздействия шума на действующих тепловых электростанциях осуществляются:

      1) автоматизированное и дистанционное управление шумным и расположенным в шумных зонах оборудованием;

      2) организацию рабочих мест в зонах с допустимыми уровнями шума или установку звукоизолированных кабин на рабочих местах с постоянным обслуживанием (например, на рабочих местах машинистов турбин, машинистов-обходчиков по вспомогательному турбинному оборудованию);

      3) составление маршрута обхода по возможности в зонах с меньшими уровнями шума при осмотре оборудования;

      4) периодический медицинский осмотр в установленные сроки с участием врача-отоларинголога для определения состояния слуха работающего персонала;

      5) применение работающим персоналом в зонах с уровнем звука свыше 85 дБА индивидуальных средств защиты от шума соответствующих типов (противошумных наушников, касок с антифонами, вкладышей разового и многократного пользования) в зависимости от требуемой заглушающей способности, удобства их ношения при данной работе, температуре и влажности воздуха. Указанные зоны обозначаются знаками безопасности в соответствии с ГОСТ 12.1.003-2014 "Шум. Общие требования безопасности";

      6) контроль за уровнем шума на рабочих местах в установленные сроки и установление работы в шумных условиях.

      Допустимые уровни звукового давления в октавных полосах частот, уровни звука и эквивалентные уровни звука и звукового давления на рабочих местах производственных помещений.

      *1. Для помещения, указанного в пункте 1.9 допустимые уровни шума приняты исходя из наличия в их спектре импульсного шума, в остальных пунктах - исходя из постоянного широкополосного шума.

      *2. Приведенные в пунктах 1.7; 2.1; 2.7; 2.9; 3.2 и 5.2 допустимые уровни шума следует принимать допустимый уровень звука 85 дБА и соответствующие его значениям допустимые уровни звукового давления.

      *3. В пункте 4.5 установлены допустимые уровни шума только для площадки обслуживания силовых трансформаторов, а допустимые уровни звука самих трансформаторов, не включающих системы их охлаждения, регламентированы СТ РК IEC 60076-10-1-2012 Трансформаторы силовые. Часть 10-1. Определение уровней шума. Руководство по применению.

Методические указания по эксплуатации гидротехнических сооружений систем технического водоснабжения тепловых электростанций

Глава 1. Общие положения

      1. Настоящие Методические указания по эксплуатации гидротехнических сооружений систем технического водоснабжения тепловых электростанций (далее – Методические указания) разработаны в соответствии с подпунктом 70-14) статьи 5 Закона Республики Казахстан "Об электроэнергетике".

      2. Методические указания рекомендуются для следующих гидротехнических сооружений технического водоснабжения на тепловых электростанциях (далее – ТЭС):

      1) речные и водохранилищные водозаборы;

      2) строительную часть насосных станций;

      3) безнапорные и напорные водные тракты (каналы, трубопроводы) и сооружения на них, подводящие воду к конденсаторам турбин;

      4) напорные и безнапорные водные тракты (трубопроводы, каналы) и их сооружения (сифонные колодцы, акведуки, дюкеры, перепады, быстротоки и водовыпускные сооружения), отводящие воду от конденсаторов турбин;

      5) водохранилища-охладители;

      6) напорные грунтовые плотины и дамбы;

      7) водосбросные сооружения;

      8) сооружения для подвода теплой воды с целью обогрева водозабора и регулирования температуры циркуляционной воды в зимний период;

      9) сооружения, обеспечивающие подпитку водохранилища-охладителя из близлежащих источников.

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

      1) система технического водоснабжения - комплекс сооружений и оборудования, предназначенные для обеспечения забора и подачи большого количества холодной воды для охлаждения конденсаторов турбин;

      2) речные и водохранилищные водозаборы - сооружения для забора воды из источника, состоящие из ряда основных инженерных объектов, таких как водозаборного устройства со станцией первого подъема (погружных насосов), водоподготовки, насосной станции второго подъема (для поддержания давления и подачи воды потребителю в требуемом объеме) или водонапорной башни (альтернатива насосной станции второго подъема), станции пожаротушения (пожарные насосы), пожарного запаса воды (пожарный резервуар), дренажной системы выполняющей отвод вод при аварийном переполнении резервуаров, подтоплении водозаборных сооружений, контрольно-измерительных приборов и автоматики слежение за работоспособностью оборудования, регуляторов расхода воды, узлов учета воды и расходомеров;

      3) напорные и безнапорные водные тракты - трубопроводы, каналы и сооружения на них (акведуки, дюкеры, перепады, быстротоки, водовыпускные сооружения), отводящие воду от конденсаторов турбин;

      4) водохранилище-охладитель – искусственный водоем, образованный, водоподпорными сооружениями для накопления и хранения воды в целях ее использования в системах технического водоснабжения ТЭС.

Глава 2. Область применения

      4. Основной задачей эксплуатации гидротехнических сооружений (далее – ГТС) тепловых электростанций является обеспечение их надежной работы, бесперебойное и экономичное использование технологического оборудования при соблюдении требований безопасности обслуживающего персонала и охраны окружающей среды.

      5. Эксплуатация ГТС согласно нормативным правовым актам в сфере электроэнергетики возлагается на производственные подразделения в соответствии с принятой на каждой ТЭС организационно-производственной структурой – цех, участок.

      6. Все ГТС распределяются внутри цеха (участка) между мастерами и другим персоналом, обеспечивающим их эксплуатацию; распределение утверждается техническим руководителем.

      В составе цеха (участка) создается группа наблюдений или назначаются специалисты для систематического контроля за состоянием ГТС.

      Деятельность цехов (участков) и групп наблюдений (специалистов - смотрителей) регламентируется должностными функциями.

      7. Цех (участок) обеспечивает работу ГТС, для чего осуществляется:

      1) контроль за состоянием ГТС, регулярная проверка соответствия контролируемых параметров действующему технологическому регламенту;

      2) своевременный ремонт ГТС и ликвидацию аварийного состояния;

      3) разработку и выполнение мероприятий по улучшению состояния ГТС и повышению эффективности водного хозяйства ТЭС.

      8. На каждой ТЭС формируется техническая документация по ГТС в объеме согласно Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей, утвержденных приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 30 марта 2015 года № 247 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 11066) (далее – Правила).

      9. В состав технической документации входят:

      1) проектная документация (с чертежами и пояснительной запиской);

      2) исполнительные чертежи (в том числе по размещению контрольно-измерительной аппаратуры);

      3) акты приемки скрытых работ на ГТС;

      4) технические паспорта оборудования;

      5) журналы наблюдений, осуществляемых по контрольно-измерительной аппаратуре, и визуальных наблюдений за ГТС;

      6) технологический регламент по эксплуатации ГТС.

      10 На каждой ТЭС разрабатывается технологический регламент по эксплуатации ГТС, содержащий конкретные требования по эксплуатации, характерные для ГТС системы технического водоснабжения данной ТЭС.

      11. Технологический регламент содержит:

      1) краткую характеристику ГТС, их назначение и эксплуатационные функции;

      2) краткую гидрологическую характеристику используемого водотока и системы технического водоснабжения ТЭС;

      3) указания по режиму работы ГТС с учетом требований проекта, руководства изготовителей оборудования, результатов специальных исследований, испытаний и опыта эксплуатации;

      4) предельно допустимые показатели работы для каждой ГТС;

      5) порядок эксплуатации ГТС в нормальных условиях, в зимний и паводковый периоды, в аварийных условиях;

      6) порядок контроля состояния ГТС;

      7) порядок подготовки и проведения ремонта ГТС;

      8) требования техники безопасности при эксплуатации ГТС.

      12. К технологическому регламенту прилагаются следующие документы:

      1) вертикальная и плановая схемы ГТС;

      2) схема размещения контрольно-измерительной аппаратуры и ведомость контрольно-измерительной аппаратуры;

      3) перечень всех зданий насосных станций, водозаборных, регулирующих сооружений и т.д. с указанием их отметок и допустимых нагрузок;

      4) тарировочные графики (или таблицы) водопропускных отверстий, схемы маневрирования затворами, графики зависимостей объемов и площадей водохранилищ-охладителей от уровня воды.

      13. Материалы по эксплуатации и наблюдениям за ГТС ежегодно обобщаются с оценкой их состояния.

      14. Технический регламент корректируется по мере изменения условий эксплуатации и выпуска новых руководящих документов Министерства энергетики Республики Казахстан и контролирующих органов.

Глава 3. Меры безопасности

      15. Эксплуатация и ремонт ГТС тепловых электростанций выполняются в соответствии с требованиями Главы 4, Правил.

      16. При эксплуатации ГТС:

      1) все проемы в полах насосных станций закрываются рифлеными стальными крышками;

      2) отверстия в перекрытиях, лазы в дюкеры и выходные оголовки закрытых каналов перекрываются люками или крышками, ограждены перилами высотой 1 м, ограждаются переходы через трубопроводы;

      3) наблюдения и ремонт, связанные с выходом на откосы каналов, выполняются не менее чем 2 работниками, из которых один остается на гребне или берме и страхует второго на откосе;

      4) укладка камня и бетонных плит при ремонте откосов ведется снизу вверх, не рекомендуется одновременно работать в двух или нескольких ярусах по одной вертикали откоса, при выходе на откос круче в соотношении 1:3 применяются лестницы с перильными ограждениями;

      5) движение по льду или работы на нем рекомендуется после обследования состояния ледового покрова, определения его толщины и прочности, ограждения опасных мест вехами, знаками. Толщина льда в зависимости от нагрузки определяется Правилами.

      6) надежность ледовой дороги проверяется через каждые 5 суток, при этом вблизи полыней не рекомендуется подходить к кромке льда ближе, чем на 4 метра (далее – м);

      7) взрывы для ликвидации ледовых заторов или образовавшихся при оползнях перемычек в каналах производить в исключительных случаях и с соблюдением Правил;

      8) леса, подмости, и другие приспособления для выполнения ремонтных работ на высоте удовлетворяют требованиям СН РК 1.03-05 "Охрана труда и техника безопасности в строительстве";

      9) При очистке открытых поверхностных канав и кюветов от наносного ила или мусора, скалывании льда, очистке от снега рабочие находятся друг от друга на расстоянии не менее 3 м;

      10) бетонная смесь уплотняется электровибраторами с рабочим напряжением 36 вольт (далее – В). Корпус электровибратора заземляется до начала работ в соответствии со СТ РК 12.1.013 "Государственный стандарт в строительстве. Система стандартов безопасности труда. Строительство. Электробезопасность. Общие требования";

      11) при использовании химических веществ соблюдаются правила обращения с ними, указанные в руководствах изготовителей;

      12) лодка имеет на борту надписи, указывающие допустимое число пассажиров и грузоподъемность. Работы на воде выполняются не менее чем двумя рабочими под руководством инженерно-технического работника, снабженными индивидуальными спасательными средствами;

      13) на площадках обслуживания подъемных механизмов и вблизи них при работе с гидромеханическим оборудованием находится только персонал, выполняющий эти работы;

      14) электрическая часть оборудования ГТС и линии электропередачи эксплуатируются в соответствии с Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей, утвержденными приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 19 марта 2015 года № 222 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 10889);

      15) лица, допускаемые к обслуживанию электроустановок, имеют III квалификационную группу по технике безопасности;

      16) спасательные средства располагаются (подвешиваются) так, чтобы их быстро и легко снять;

      17) акватория непосредственно у подпорного водосбросного сооружения является запретной зоной. Границы запретной зоны фиксируются хорошо видимыми в светлое и темное время суток плавучими и береговыми знаками. Заход в запретную зону плавучих средств рекомендуется только для обследования и ремонта сооружений;

      18) в закрытый канал опускаются не менее 2 работников, 2 работника находятся наверху и являются наблюдателями по наряду допуску;

      19) перед спуском в колодец, закрытый канал или трубопровод проверяется воздух на загазованность с помощью газоанализатора. До полного удаления газа спуск в каналы, трубопроводы и колодцы не рекомендуется. Для освещения в трубопроводах и колодцах применяются переносные лампы с аккумуляторами напряжением 12 В;

      20) ограждается зона работ по приготовлению торкрет-массы и торкретированию ГТС. Находиться в этой зоне посторонним лицам не рекомендуется. Рабочие-торкретчики обеспечиваются спецодеждой и масками-шлемами. Торкрет-аппарат работает только при давлении до 0,35 мегапаскаль (далее – МПа) включительно; при повышении давления сверх 0,35 МПа отключается подача воздуха к торкрет-аппарату;

      21) пескоструйный аппарат загружается сухим песком после отключения воздуховода и при отсутствии давления в аппарате;

      22) ремонтные работы на ГТС производятся по наряд-допуску;

      23) проведение испытаний на оборудовании рекомендуется начальником смены по программам, утвержденным техническим руководителем ТЭС;

      24) эксплуатационный персонал обучается приемам оказания первой помощи, и в том числе утопающим, при поражении электрическим током и травмах;

      25) начальники цехов (участков), в ведении которых находятся ГТС, обеспечивают выполнение организационных и технических мероприятий по обеспечению безопасных условий труда эксплуатационного персонала;

      26) обо всех нарушениях мер безопасности, о неисправностях оборудования, механизмов и приспособлений, представляющих опасность для людей и оборудования, эксплуатационный персонал сообщает вышестоящему руководителю.

      При несчастном случае эксплуатационный или ремонтный персонал оказывает пострадавшему первую помощь и сообщает о случившемся начальнику цеха к начальнику смены электростанции.

Глава 4. Подготовка к работе

      17. Готовность ГТС к работе при первичном пуске устанавливается рабочей комиссией в процессе приемки их в эксплуатацию.

      18. До заполнения ГТС водой соблюдаются условия:

      1) в зоне выхода фильтрационных вод из каналов допустимый градиент напора соответствует проектному или пункту 64 настоящих Методических указаний;

      2) уровень грунтовых вод под брызгальными бассейнами с бетонной облицовкой находится ниже дна с целью предохранения днища от разрушения противодавлением;

      3) выполняется гидроизоляция и засыпка пазух насосных станций и других бетонных сооружений;

      4) проверяются размеры и другие характеристики затворов водоприемников насосных станций, оголовков сливных водоводов, пазов затворов сооружений;

      5) устанавливаются в рабочее положение сороочистительные решетки водоприемников насосных станций, водозаборных и водосбросных сооружений, рыбозащитное оборудование и системы транспортирования рыбы.

      19. В случае нарушения двух первых указанных условий обеспечивается глубинное водопонижение, выполняется разгрузочный дренаж в креплении или другие мероприятия.

      20. Наполнение водохранилищ, каналов и бассейнов производится постепенно, со скоростью, исключающей оползание откосов, размывы дна и креплений. Допустимые скорости наполнения принимаются по проекту. При отсутствии таких данных скорость наполнения для сооружений с железобетонным креплением откосов принимается равной 1 метр в сутки (далее - м/сут), для грунтовых откосов - не более 0,5 м/сут. Допустимые не размывающие скорости принимаются в зависимости от грунтов, облицовки каналов и глубины наполнения.

      21. Водоприемные отверстия насосных станций и сливные отверстия каналов и водоводов открываются, а их затворы устанавливаются в затворохранилище или в пазы.

      22. Объем и сроки забора воды для наполнения водохранилищ, системы технического водоснабжения ТЭС, и последующей их подпитки соответствуют статье 40 Водного кодекса Республики Казахстан, которые выдаются каждому энергопредприятию.

      23. При первичном заполнении ГТС водой целесообразно произвести предварительное или одновременное испытание на водозащищенность подводных частей зданий насосных станций, брызгальных бассейнов и других емкостных сооружений по разработанной программе.

      24. Брызгальные бассейны, водоприемники насосных станций, закрытые железобетонные каналы и другие емкости сначала наполняются на 1 м, выдерживается в течение 3 суток и определяется размер утечки воды, которая, рекомендуется не более 3 л/м² смоченной поверхности днища, откосов и железобетонных стен.

      В случае обнаружения дефектов устранить их, наполнить водой сооружение до проектного уровня и постоянно контролировать степень фильтрации воды через подводные части сооружения.

      25. Временные строительные перемычки на каналах полностью разбираются после выравнивания уровней воды до и после перемычек.

      26. Водохранилище-охладитель к моменту включения в работу системы технического водоснабжения заполняется до уровня воды не ниже минимально допустимого с созданием площади зеркала, обеспечивающей охлаждение циркуляционной воды вводимой мощности ТЭС до расчетных температур.

      27. До начала морозного периода подготавливается к работе имеющиеся на ТЭС системы подачи теплой воды для обогрева каналов и водозаборов, воздухообдувных установок и электрообогрев затворов.

Глава 5. Эксплуатационные режимы гидротехнических сооружений

      28. Эксплуатационный режим ГТС тепловых электростанций определяется комплексом постоянно выполняемых мероприятий, направленных на поддержание заданных параметров технологических режимов работы системы технического водоснабжения ТЭС.

      29. Основные требования к эксплуатационному режиму:

      1) бесперебойная подача воды в систему технического водоснабжения ТЭС и другим потребителям по заданному графику ТЭС в межсезонный, зимний и паводковый периоды, в аварийных условиях, при ремонте гидросооружений;

      2) обеспечение безопасности работы ГТС.

      Подача воды регламентируется проектными показателями: пропускной способностью водоподводящих трактов (подводящие каналы, ковши водозаборов, шлюзы-регуляторы), уровнем воды водотока (реки, озера, водохранилища).

      Для водозаборов ТЭС вероятность годового превышения расчетного расхода воды установлена на уровне не ниже 95%, а минимальный уровень воды – 97%.

      30. При эксплуатации гидротехнических сооружений подводящего тракта соблюдаются требования:

      1) уровень воды в подводящем тракте не ниже минимально допустимого по проекту;

      2) пропускная способность подводящих каналов контролируются путем проведения регулярных гидрометрических работ (промеры глубин, измерение скоростей);

      3) при заилении производится очистка каналов земснарядом или другими механизированными способами;

      4) показателем снижения пропускной способности водозаборов является перепад уровней, который соответствует расчетному значению и постоянно контролируются путем измерения уровней воды в подводящем тракте и в аванкамерах. При увеличении перепада производится очистка решеток отверстий аванкамер и оголовков.

      31. В теплый период года вода в систему технического водоснабжения поступает с более низкой температурой, чем на поверхности воды у заборного устройства. Это требование относится в основном к приплотинным водозаборам, где забор воды с нижних слоев осуществляется за счет поддержания уровня воды в верхнем бьефе в пределах нормального подпорного уровня.

      32. В зону водозабора и подводящего канала не рекомендуется поступление засоряющих веществ, бревен (сор). Для задержания мусора в начале (голове) канала устанавливается запань. Запань устанавливается таким образом, чтобы задерживаемый сор относился течением ниже иди в пролет водосбросных сооружений. Если на участке запани скорость потока, идущего в канал (ковш), превышает 0,25-0,30 м/с, запань снабжается козырьком. Древесный сор, задержанный запанью, во избежание намокания и прохода под запанью регулярно извлекается из воды. При значительной протяженности подводящих каналов рекомендуется устанавливать дополнительную запань у водозаборных сооружений (насосных станций).

      33. Зарастание откосов земляных каналов рекомендуется в том случае, если это не ведет к уменьшению пропускной способности канала или ухудшению качества воды.

      34. В предледоставный период во время сильных ветров, сопровождающихся резким понижением температуры воздуха или снегопадом, подготавливается к возможному появлению в подводящем канале шуги, которая может частично или полностью перекрыть сороочистное и рыбозащитное оборудование, для чего:

      1) включить подачу теплой воды на обогрев водозаборных ковшей насосных станций или подводящих каналов при понижении температуры воды в водоприемнике насосной станции до +(3÷5)°С;

      2) в длинных подводящих каналах для обеспечения быстрого образования ледяного покрова путем уменьшения водопотребления ТЭС и соответственно скорости воды в канале, устанавливаются запани в голове каналов;

      3) при понижении температуры воды до +0,1°С или ранних признаках появления в потоке шуги включается (при наличии) электрообогрев решеток;

      4) для определения начала появления шуги при понижении температуры воздуха ниже 0°С и одновременном охлаждении воды в зоне аванкамеры насосной станции до +1,0°С организуется контроль за появлением льда в соответствии с пунктом 112 настоящих Методических указаний;

      5) запани, не рассчитанные на давление льда, снимаются с рабочего положения, открепив канат от одной из опор, или отводятся на предусмотренное место стоянки или разбираются.

      35. Для подводящих каналов, эксплуатируемых в зимний период в режиме сработки уровня воды, по опыту эксплуатации определяются возможные повреждения от примерзшего льда, принимаются в соответствии с пунктом 136 настоящих Методических указаний.

      36. Вода на обогрев водозаборов, кроме периода шугообразования, подается в зимний период при переохлаждении конденсата в конденсаторах турбин.

      37. Сороудерживающие решетки водоприемника насосной станции устанавливаются на полную высоту воды. При перепаде уровней воды на решетке более 100 миллиметров (далее – мм) очистить ее с помощью решеткоочистной машины иди (при ее отсутствии) вручную (граблями).

      38. Водоочистные вращающиеся сетки работают в автоматическом режиме с включением через установленные промежутки времени или по достижении перепада уровня воды на сетках 100 мм.

      39. Рекомендуется одновременное опорожнение водоприемных камер:

      1) одного циркуляционного насоса на насосной станции с 3-6 циркуляционными насосами;

      2) двух несмежных насосов на насосных станциях с большим числом циркуляционных насосов.

      40. Во избежание аварий из-за неправильной установки затвора его секции нумеруются. При установке и подъеме секций затворов подвешивание их в пазах производится с помощью двутавровой балки.

      41. Затворы, решетки, пазы водоприемника содержатся в исправном состоянии, обеспечивая:

      1) прочность и устойчивость конструкции в целом и ее отдельных узлов;

      2) водонепроницаемость затворов и мест сопряжений его с частями сооружений;

      3) возможность свободного маневрирования в стоячей или текучей воде (в зависимости от назначения затвора), обеспечивается отсутствием искривлений пазов.

      Допустимые значения указанных параметров для затворов принимаются в соответствии со СН РК 3.04-01 "Гидротехнические сооружения".

      Перекрытия, балконы и другие строительные конструкции насосной станции рассчитаны на определенные равномерные или сосредоточенные нагрузки, поэтому не рекомендуется нагружать их оборудованием, материалами с неизвестной массой иди с массой, превышающей нормативную нагрузку.

      Дополнительные нагрузки на строительные конструкции рекомендуются после получения расчетных обоснований или после усиления этих конструкций.

      42. Рекомендуется эксплуатация с устранением дефектов:

      1) элементов конструкций, пересеченных сквозными трещинами;

      2) конструкций с ослаблением их элементов коррозией более чем на 15%;

      3) конструкций и сооружений, имеющих отклонение от вертикали или продольные изгибы, угрожающе их устойчивости;

      4) железобетонных перекрытий, несущие элементы которых получили продольные трещины в пролете или в зоне опор.

      43. Деформационные швы в подземной части насосных станций водонепроницаемы.

      44. Оценивается состояние участков стен, подверженных коррозии. Коррозия бетона подводной части насосных станций происходит в местах недостаточной его плотности и строительных швов под воздействием агрессивной к бетону воды. Характерные признаки коррозии – фильтрация, образование белых потеков, хлопьев или сталактитов на внутренней поверхности стен сооружений. В сильно фильтрующем бетоне плотность его в результате коррозии резко снижается, следовательно, снижается и прочность бетона. Восстановление бетонных конструкций производится методом уплотнения бетона цементацией, инъекцией полимерных композиций. Технология и способы ремонта определяются в зависимости от характера повреждения и объема.

      45. При вибрации строительных конструкций в пределах санитарных норм динамическое воздействие на них не представляет опасности. Если колебания превышают допустимые санитарными нормами пределы, разрабатываются мероприятия по снижению уровня вибрации.

      46. При эксплуатации циркуляционных водоводов:

      1) поддерживаются в исправном состоянии аэрационные устройства (для выпуска и впуска воздуха) напорных водоводов; неисправность этих устройств может привести к возникновению вакуума при остановах циркуляционных насосов и смятию водовода;

      2) обеспечивается надежная работа компенсационных устройств;

      3) металлические водоводы защищаются от коррозии, водоводы, проложенные открыто над поверхностью земли, имеют антикоррозионное покрытие;

      4) обеспечивается нормальная работа и состояние опор трубопроводов;

      5) защищаются от промерзания надземные участки водоводов с холодной водой (диаметром менее 600 мм);

      6) не рекомендуется образование в железобетонных водоводах сплошных раковин и сквозных отверстий, трещин и значительной фильтрации через стены и стыки железобетонных элементов;

      7) контролируется овальность стальных водоводов, не превышающая 1% от диаметра водовода;

      8) осуществляется контроль полного открытия задвижек напорных и сливных водоводов (при наличии таковых) во время работы;

      9) не рекомендуется сужение рабочего сечения каналов в случае хранения отключающих затворов в пазах, оголовков сливных водоводов.

      47. При коррозионной активности циркуляционной воды относительно металла:

      1) периодически осматриваются стальные водоводы в соответствии с подпунктом 16) пункта 16 настоящих Методических указаний;

      2) производятся химические анализы отложений на стенках водоводов;

      3) оценивается коррозионная стабильность воды путем определения индекса насыщения воды карбонатом кальция согласно СНиП РК 4.01-02-2009 "Водоснабжение. Наружные сети и сооружения".

      48. Не рекомендуется движение транспорта по трассе водоводов с весом выше расчетного, складирование материалов и грунта, вскрытия работающих водоводов. Расчетная нагрузка на трубопроводы от транспортных средств согласно СНиП РК 4.01-02-2009 "Водоснабжение. Наружные сети и сооружения", составляет:

      1) 18 т - (масса единичного автомобиля) в колонне автомобилей;

      2) 60 т - для гусеничного трактора.

      49. Брызгальные бассейны работают в режиме, обеспечивающем установленную проектом температуру охлажденной воды (но не выше 33°С). Температура охлажденной воды в брызгальном бассейне зависит от плотности орошения, тепловой нагрузки, метеорологических факторов и напора воды в разбрызгивающих устройствах.

      50. В зимний период температура охлажденной воды в брызгальных бассейнах не ниже 3-5°С для предотвращения образования шуги, поэтому вода в бассейны подается по линиям рециркуляции, минуя разбрызгивающие устройства.

      51. Сопла, находящиеся в неудовлетворительном состояния, заменяются новыми или ремонтируются. Признаком засорения сопел является искажение формы и размеров водяной струи.

      52. В теплый период года сопла очищают при пониженном напоре воды с помощью проволочных крюков. При низких температурах воздуха сопла снимаются для очистки. Периодичность удаления накипи определяется следующим условием: толщина слоя ее не превышает 11 мм.

      53. Не рекомендуется скопление большого количества ила в резервуаре бассейна, поскольку это приводит к загрязнению очистных сеток, теплообменных аппаратов, трубопроводов и сопел брызгальных установок.

      Очистка бассейна производится после промывки распределительных трубопроводов и сопел не реже 1 раза в 2-4 года.

      54. При испытании брызгальных бассейнов определяются следующие основные эксплуатационные характеристики:

      1) температура охлажденной воды;

      2) недоохлаждение воды в брызгальном бассейне определяется путем сравнения фактического значения температуры охлажденной воды с расчетным (нормативным) значением, назначенным по тепловой характеристике брызгального бассейна; работа бассейна считается удовлетворительной, если недоохлаждение не превышает 1°С;

      3) расход воды на брызгальный бассейн, определяющий пропускную способность водораспределительной системы и сопел, отклонение фактического значения расхода воды от расчетного не рекомендуется превышать ±4%;

      4) капельный унос воды, не превышает 2% расхода воды.

      55. Отводящий тракт системы технического водоснабжения ТЭС составляют закрытые и открытые отводящие каналы, отключающие оголовки, каналы обогрева, водосбросы, концевые сопрягающие сооружения, сифонные сооружения и перепады.

      56. Нормальному режиму эксплуатации сооружений отводящего тракта соответствуют:

      1) пропуск расчетных расходов воды при расчетном наполнении или повышенных уровнях воды (повышение уровня воды по сравнению с расчетным связано с заилением, засорением сечения канала или с установкой затворов в оголовках, что приводит к снижению устойчивости сопрягающих и водопропускных сооружений и ухудшению экономических показателей работы системы технического водоснабжения);

      2) скорость воды в канале, не превышает скорость, при которой возможно размывание крепления откосов и дна или грунта неукрепленного канала;

      3) целостность конструкций, их оснований, грунтовых засыпок, понуров, гасителей и рисберм сопрягающих сооружений, оборудования.

      57. При значительной пропускной способности каналов отбор воды на обогрев и понижение уровня воды в пристанционном канале увязывается с допустимым уровнем заполнения сливных циркуляционных водоводов.

      58. При наличии на отводящем тракте шахтного водосброса режим его работы устанавливается, напорным или безнапорным, при неустановившемся режиме работы, сопровождающемся захватом и выбросом воздуха, происходят кавитационные разрушения конструкций водосброса.

      59. Подъем затворов в отключающем оголовке канала обогрева при отсутствии стационарного подъемника производится автокраном с грузоподъемностью не меньшей тягового усилия для подъема затвора с учетом давления воды и других нагрузок (устанавливается проектом).

      Высота открытия затворов, отключающего оголовка канала, обогрева водозабора устанавливается в зависимости от:

      1) значения требуемого расхода воды на обогрев, составляющего около 25% расхода циркуляционной воды;

      2) конструктивных особенностей затворов, расположения точек закрепления;

      3) минимально допустимых значений уровня воды в пристанционном отводящем канале.

      60. Не рекомендуется сброс в отводящие каналы, в водохранилища и реки:

      1) неочищенных сточных вод, отбросов или отходов производства;

      2) нефтепродуктов;

      3) сточных вод, содержащих радиоактивные вещества и возбудители заболеваний;

      4) ядовитых веществ, действующих прямо или косвенно на организм человека, рыбы и кормовую базу рыб.

      61. Эксплуатация сооружений водохранилищ-охладителей ведется с соблюдением:

      1) достаточного запаса прочности и устойчивости плотин, дамб, водосбросных сооружений, исходя из требований проекта, существующих нормативов и фактических осадок, перемещений, напряжений, деформаций и фильтрационных параметров;

      2) проектного превышения гребня плотины над нормально подпорным уровнем и максимально подпорным уровнем водохранилища;

      3) достаточной пропускной способности водосбросных сооружений, исходя из требований проекта и правил использования водных ресурсов, утвержденных для данной электростанции;

      4) прочности и отсутствия разрушений крепления верхового откоса и его основания;

      5) плотности зон сопряжения бетонных и земляных сооружений, исправности уплотнений деформационных швов;

      6) исправности механического оборудования;

      7) исправности дренажных систем.

      62. Рытье шурфов и котлованов в теле напорных земляных сооружений или в непосредственной близости к ним без утвержденного проекта не рекомендуется.

      63. Дренажные насосные станции плотин работают в автоматическом режиме в зависимости от уровня воды в дренажном канале.

      64. Допустимое значение местного критического градиента напора JК в зоне выхода фильтрационного потока в нижний бьеф для суффозных грунтов в соответствии с нормативом, указанного в СН РК 3.04-01 "Гидротехнические сооружения" и СН РК 3.04-03 "Основания гидротехнических сооружений", определяется путем исследования на моделях в полевых условиях. Для несуффозных грунтов JК рекомендуется принимать равным не более 0,3, а при наличии дренажа – 0,6.

      Усредняющий критический напор:

      фильтрационного потока для нескальных грунтов оснований ГТС в соответствии со СН РК 3.04-01 "Гидротехнические сооружения" и СН РК 3.04-03 "Основания гидротехнических сооружений", составляет:

      1) для глин – 1,2;

      2) суглинков – 0,65;

      3) песка крупного – 0,45;

      4) песка мелкого – 0,29.

      65. В период пропуска половодий и паводков на речных водохранилищах-охладителях на электростанции создается (не позже чем за месяц до начала половодья, паводка) комиссия из представителей службы эксплуатации.

      66. На основе прогноза метеослужбы об ожидаемом притоке, расходе и сроках паводка или половодья комиссия разрабатывает план мероприятий по пропуску воды, предусматривающий:

      1) освидетельствование состояния плотины и паводкового водосброса;

      2) обследование состояния льда в водохранилище, возможности его воздействия на паводковый водосброс или затворы;

      3) завершение плановых ремонтов водосбросных сооружений;

      4) опробование затворов паводкового водосброса (основных и ремонтных), подъемных механизмов и решеток;

      5) пополнение аварийного запаса инструментов, механизмов, транспортных и плавучих средств;

      6) заготовку запасов строительных материалов (щебня, камня, песка);

      7) составление графика дежурств ответственных лиц, ремонтного персонала и транспортных средств;

      8) определение режима работы паводкового водосброса и наполнения водохранилища;

      9) определение объема наблюдений по пьезометрам плотины (из условия не реже одного раза в сутки);

      10) определение продолжительности промывки водохранилища;

      11) организацию оперативкой связи.

      67. Весной перед паводком:

      1) проводится общий осмотр ГТС электростанций, устраняются выявленные недостатки;

      2) очищается водобой и рисберму паводкового водосброса от льда и наледей для обеспечения нормального гидравлического режима и сопряжения;

      3) заканчиваются подготовительные работы не позднее чем за 15 дней до наступления паводка.

      68. Высота, последовательность и количество открытых затворов во время пропуска воды соответствует требованиям проекта или определяется с учетом опыта эксплуатации. При этом исключается вибрация оборудования, неравномерные гидродинамические нагрузки на рисберму сооружения. Максимальное открытие затворов для сброса воды истечением из-под затвора ограничивается по условиям вибрации.

      При подъеме воды в водохранилище выше нормально подпорного уровня затворы всех водосбросных и водопропускных сооружений открываются полностью.

      69. Промывы водохранилищ производятся в период весенних половодий с требованиями законодательства Республики Казахстан в области водных ресурсов.

      70. В период паводка обеспечивается (при возможности) наполнение водохранилища до отметки нормально подпорного уровня.

      71. После прохождения половодья (или паводка) осматриваются ГТС, выявленные повреждения устраняются.

Глава 6. Эксплуатационный контроль за состоянием и работой гидротехнических сооружений

      72. Эксплуатационный контроль за состоянием и работой ГТС представляет комплекс технических мероприятий, направленных на оценку характера физических процессов, происходящих в ГТС и в их отдельных элементах.

      Эксплуатационный контроль обеспечивается:

      1) систематическое получение достоверных данных о состоянии и условиях работы ГТС;

      2) своевременное принятие мер для предотвращения возможных аварий или отказов;

      3) получение технических данных для своевременного определения номенклатуры, объемов ремонта и выбора оптимальной технологии ремонтных работ;

      4) контроль за эффективностью ремонтных работ.

      73. Требования о проведении контроля за состоянием ГТС установлено в соответствии с Правилами.

      74. Натурные наблюдения за состоянием ГТС организовываются с начала их возведения и продолжаются в течение всего периода эксплуатации. Номенклатура и размещение контрольно-измерительной аппаратуры, состав, методика и периодичность натурных наблюдений устанавливаются проектной организацией.

      75. При сдаче ГТС в эксплуатацию строительная организация передает дирекции ТЭС контрольно-измерительную аппаратуру и все данные измерений по ней, а проектная организация – результаты анализа измерений.

      76. Проектная организация разрабатывает для каждого напорного ГТС предельно допустимые показатели состояния и работы сооружения.

      77. К основным показателям состояния и работы ГТС относятся:

      1) осадки и горизонтальные смещения ГТС и их оснований;

      2) деформации температурно-осадочных и межблочных швов;

      3) поровое давление и интенсивность его рассеивания в водоупорных элементах грунтовых плотин и оснований;

      4) напряжения в материалах ГТС и основании (бетон, арматура, скала, гранит и др.);

      5) контактные напряжения в подошвах, на вертикальных и наклонных плоскостях бетонных сооружений;

      6) фильтрационные деформации грунтовых плотин и их оснований;

      7) фильтрационное давление на подошвы бетонных сооружений;

      8) пьезометрические градиенты фильтрации;

      9) отметки депрессионной поверхности фильтрационного потока;

      10) фильтрационной расход воды, поступающей в дренажные устройства или выходящие на дневную поверхность;

      11) размыв русла в нижнем бьефе;

      12) отложение наносов в водохранилище;

      13) воздействие льда на сооружения и их обледенение.

      78. Состав контролируемых натурными наблюдениями показателей состояния ГТС определяется при проектировании в зависимости от класса сооружения, вида конструкции, особенностей основания, условий работы.

      79. Периодичность контроля основных показателей состояния ГТС тепловых электростанций принимается в соответствии со СН РК 3.04-01 "Гидротехнические сооружения".

      80. В зависимости от состояния ГТС и характера происходящих в них процессов, периодичность эксплуатационного контроля изменяется по решению энергопредприятия.

      81. Первичная обработка материалов натурных наблюдений производится эксплуатационным персоналом.

      82. Обобщенные материалы выдаются в форме таблиц, графиков, эпюр, позволяющих наглядно оценить динамику процесса (фильтрационного режима, осадки сооружений, напряженного состояния). На основе натурных наблюдений и первичной обработки этих материалов с анализом их соответствия проектным данным и предельно допустимым показателям служба эксплуатации ежегодно составляет отчет с заключением о состоянии сооружений.

      83. Для выполнения особо сложных и ответственных работ по оценке состояния ГТС, для разработки мероприятий по повышению безопасности и надежности этих сооружений привлекаются на договорных началах проектные, специализированные наладочные и научно-исследовательские организации.

      84. Объем работ по наблюдению за осадками и горизонтальными смешениями бетонных и железобетонных ГТС определяется типом и размером сооружения, характером грунтов и пород, слагающих его основание и борта примыканий.

      85. Основным методом определения осадок ГТС является геометрическое нивелирование.

      86. Наблюдения за осадками (нивелировку) проводится в одно и то же время года, когда на длительное время устанавливается одинаковая температура воздуха и устойчиво поддерживается уровень воды в бьефах. Наблюдения за осадками проводятся не реже:

      1) на сооружениях на скальных основаниях в первые три года эксплуатации - 1 раза в год, в дальнейшем - 1 раза в два года;

      2) на сооружениях на нескальных основаниях в первые три года эксплуатации - 2 раза в год, в дальнейшем - 1 раза в два года.

      В ряде случаев возможна активизация осадок и периодичность наблюдений устанавливается с учетом фиксирования начала повторного активного этапа. Результаты наблюдений заносятся в журнал регистрации осадок и перемещений, по форме согласно приложению 1 к настоящим Методическим указаниям.

      87. Горизонтальные перемещения гребня бетонных плотин являются одной из важнейших характеристик для контроля за их работой и состоянием. Контроль осуществляется путем сравнения измеренных во время эксплуатации горизонтальных перемещений с прогнозируемым экстремальным перемещениями. Прогнозирование экстремальных перемещений выполняется специализированной научно-исследовательской организацией на основе результатов натурных наблюдений в начальный период эксплуатации.

      88. Для наблюдения за раскрытием деформационных и строительных швов и трещин в бетоне используются щелемеры. При измерении раскрытия швов измеряется температура окружающей среды.

      89. Осадки грунтовых плотин измеряются нивелированием III класса. При наблюдениях за осадками плотин с негрунтовыми экранами и диафрагмами, при значительной длине плотин применяется более высокий класс нивелирования. Наблюдения за осадками основания плотин проводятся с помощью глубинных марок. Периодичность наблюдений за осадками и горизонтальным смещениями плотин назначается при составлении проекта натурных наблюдений, индивидуально для каждой плотины с учетом ее конструктивных особенностей.

      90. Для плотин I и II классов периодичность наблюдений составляет (не реже):

      1) за осадкой основания плотины - от 1 раза в месяц до 1 раза в квартал до окончания строительства плотины и наполнения водохранилища, затем в первый год после сдачи в эксплуатацию - 3 раза, во второй год - 2 раза, далее 1-2 раза в год;

      2) за осадкой гребня и берм - 1 раз в месяц в течение первого года наблюдений, затем 1 раз в квартал в течение второго года наблюдений, далее 1-2 раза в год. В одни и те же сроки проводятся наблюдения за горизонтальным смещениями марок на гребне и бермах, за высотным положением и горизонтальным смещением внутри тела плотины.

      При обнаружении в процессе эксплуатации плотины каких-либо неблагоприятных явлений (повышения уровня грунтовых вод, фильтрационных расходов, оползней, просадок) наблюдения проводятся более часто.

      91. Фильтрационный расход воды измеряется одновременно с наблюдениями за положением депрессионной поверхности. Измеренное значение фильтрации сравнивается с проектным и с данными предыдущих наблюдений.

      92. Периодичность фильтрационных наблюдений устанавливается в зависимости от конструкции и материала плотины, свойств основания, значимости плотины и для плотин I и II классов составляет (не реже):

      1) за положением депрессионной поверхности - 1 раз в 5-10 дней;

      2) за поровым давлением - в начальный период (строительство плотины, заполнение водохранилища) 1 раз в 10-20 дней, по мере стабилизации показаний приборов интервал между измерениями увеличивается и после стабилизации (после окончательной консолидации грунта) наблюдения за поровым давлением прекращаются.

      93. При измерении фильтрационного расхода периодически (не реже 1 раза в 3 месяца) отбираются пробы для определения количества взвешенных частиц (мутности) и химического состава воды. При обнаружении твердых частиц или растворенного в воде материала, выносимых из тела плотины или ее основания, организовываются регулярные наблюдения, по результатам которых рекомендуются инженерные мероприятия по устранению выноса.

      94. Особое внимание уделяется местам сосредоточенного выхода фильтрационной воды на откос плотины. Обнаруженные выходы воды каптируются, организовываются наблюдения за расходом воды с отбором проб для контроля за мутностью и химическим составом, за температурой фильтрующейся воды. Измерения сначала проводятся ежедневно, а затем - с периодичностью, учитывающей развитие или стабилизацию процессов. Измерения продолжаются до устранения выхода фильтрационной воды.

      95. При контроле фильтрационного режима плотины определяется и регистрируется в журнале:

      1) уровень воды в водохранилище;

      2) уровень воды в дренажной канаве;

      3) положение депрессионной поверхности фильтрационного потока в теле плотины;

      4) температуру воды в водохранилище и дренажном канале;

      5) мутность воды;

      6) фильтрационный расход.

      96. Положение депрессионной поверхности фильтрационного потока устанавливают путем измерения уровней воды в пьезометрических скважинах.

      Для измерения уровня воды в безнапорных пьезометрах применяют лоты с мерным тросом (лот-свисток, лот-хлопушку, лот с электрической сигнальной лампочкой), измеритель уровня воды конструкции НИС Гидропроекта, акустический уровнемер, струнный пьезодинамометр без дистанционной передачи показаний или в комплекте с прибором ПЦП и др. Точность измерений с помощью лотов - +20 мм, других приборов - +100 мм.

      97. Отметка устья пьезометра определяется перед началом заполнения водохранилища; в дальнейшем – один раз в год или в случае повреждения пьезометра.

      98. Уровень воды в каждом пьезометре определяется дважды. В случае расхождения результатов более чем на 20 мм измерения повторяются.

      Последовательно измеряются уровни воды во всех пьезометрах одного створа, а затем переходить к следующему створу.

      Результаты измерений регистрируются в журнале регистрации пьезометрических уровней по форме, согласно приложению 2 к настоящим Методическим указаниям.

      99. Общий фильтрационный расход через плотину определяют по глубине заполнения каналов, лотков в тарировочных створах. При этом выявляются участки плотин с наибольшей фильтрацией. При наличии насосной станции возврата фильтрационных вод в водохранилище измеряется фильтрационный расход с помощью расходомеров, установленных на напорных трубопроводах.

      100. По результатам измерений проводятся анализ фильтрационного режима плотины или другого подпорного сооружения с построением следующих графиков:

      1) зависимости фильтрационных расходов от напора;

      2) фильтрационных расходов в течение года;

      3) совмещенный график колебаний уровней верхнего и нижнего бьефов в течение года.

      На графиках исключаются периоды осадков, для чего измерения производить через 1-2 суток после выпадения осадков.

      101. Повышение уровней выше расчетной депрессионной поверхности свидетельствует о возможности разуплотнения монолитного крепления верхового откоса или неудовлетворительной работе дренажных устройств.

      102. Один раз в год проверяется исправность (чувствительность) пьезометров. Исправность пьезометров проверяется откачкой или заливкой воды с последующим измерением уровня и продолжительности его восстановления. Если первоначальный уровень воды в пьезометре не восстанавливается вообще или позже расчетного времени, пьезометр считается неисправным.

      103. Уровень воды в водозаборе и в подводящих каналах контролируется ежедневно. Уровень воды в водохранилищах измеряется при контроле за состоянием плотин.

      На каналах и водохранилищах для измерения уровня оборудуются водомерные посты, где устанавливаются водомерные рейки или уровнемеры. Точность измерений уровня воды + 10 мм.

      104. Уровень воды в отводящих каналах измеряется при наличии в них сифонных и сопрягающих сооружений в периоды осмотра последних.

      105. Периодически (1 раз в полгода) с помощью нивелирования проверяются отметки свай (основания уровне мерных реек).

      Нивелирования водомерных постов производится во всех случаях повреждения и ремонта свай или реек поста.

      106. Водопотребление тепловых электростанций измеряется в напорных водоводах с помощью измерительных сужающих устройств в комплекте со вторичными регистрирующими приборами, по методике в соответствии СТ РК 2.36 "Государственная система обеспечения единства измерений Республики Казахстан. Расход воды в напорных трубопроводах. Методика выполнения измерений методом Площадь-скорость".

      Непосредственно в открытых каналах расход воды измеряется с помощью гидрометрических вертушек.

      107. Постоянный контроль за температурой охлажденной воды на охладителях (водохранилищах, брызгальных бассейнах) осуществляется непосредственно в месте поступления ее на теплообменное оборудование в машинном зале.

      На ГТС температура воды измеряются:

      1) в подводящих каналах или водозаборах в предледоставный период и в жаркую декаду;

      2) в водохранилище, в его нижнем бьефе или очагах фильтрации при контроле за состоянием плотины.

      108. Для измерения температуры воды применяются ртутные стеклянные термометры или другие термометры с ценой деления 0,5°С.

      109. Наблюдения за размывами подводных частей крепления дна и откосов в отводящем канале водосбросов осуществляются путем промеров глубин на постоянных поперечниках для возможности сопоставления результатов измерений. Промеры проводятся в межень, их точность составляет 5-10 сантиметров. Наблюдения ведутся по линии зуба водобоя или жесткой рисбермы, по всей площади гибкой рисбермы и участков, закрепленных каменной наброской и мощением, в ковше и за ковшом рисбермы. Участки бетонного крепления в зонах сбойного течения и водоворотов ежегодно осматриваются водолазами. На участках сильных размывов промеры производятся в дополнительных точках с таким расчетом, чтобы зафиксировать границы и местоположение максимальных глубин размывов.

      110. Наблюдения за деформацией берегов водохранилища под воздействием ветровых волн, особенно интенсивной в первые годы его эксплуатации, производится нивелировкой и промерами надводной и подводной частей берега.

      111. После штормов проверяется состояние крепления откосов земляных сооружений, наличие вымыва уплотнения из швов крепления, из-под плит крепления, просадки их. Наличие пустот под плитами определяется простукиванием.

      112. Если наносы создают затруднения в работе ТЭС (заиление водохранилища-охладителя и аванкамеры, износ насосов, трубопроводов), ведутся наблюдения за режимом твердого стока по специально разработанной программе. Наблюдения за заилением проводятся при осенней межени на постоянных поперечниках. Фиксируется гранулометрический состав отложений путем промеров и взятия проб на поперечниках.

      113. Объем зимних наблюдений зависит от местных условий и определяется местной инструкцией по эксплуатации.

      В зимний период проводятся наблюдения за характерными явлениями на сооружениях данной ТЭС:

      1) началом и особенностями ледостава;

      2) появлением шуги;

      3) началом таяния ледяного покрова и его особенностями;

      4) особенностью ледохода через плотины;

      5) обледенением ГТС;

      6) температурой окружающего воздуха и воды.

      Цель наблюдений – накопление данных для прогнозирования ледовых явлений и опыта успешной борьбы с зимними затруднениями.

      114. При визуальном контроле за ГТС маршрут обхода сооружений обеспечивается полный их осмотр и строго соблюдается.

      115. При обходе плотины и каналов проверяется:

      1) состояние откосов, гребня и берм сооружений (отсутствие размывов, оползней и осыпания грунта);

      2) состояние щебеночного и каменного крепления;

      3) состояние железобетонного крепления и конструкций (отсутствие разрушения бетона);

      4) отсутствие выхода фильтрационных вод на низовой откос плотины;

      5) состояние берегов водохранилища (отсутствие разрушения и зарастания мелководий);

      6) работу дренажной системы (отвод или откачку фильтрационных вод, отсутствие засорений);

      7) состояние контрольно-измерительной аппаратуры (осадочных марок и пьезометров);

      8) результаты визуальных наблюдений регистрируются на картах-развертках, и в журнале визуальных наблюдений описываются повреждения ГТС;

      9) размеры повреждений земляных сооружений и деформационных швов;

      10) площадь и глубину повреждений железобетонных креплений;

      11) характер фильтрации (капельная, струйчатая, мокрые пятна);

      12) площадь и глубину коррозии механического оборудования.

      На картах-развертках дефекты ГТС обозначаются в соответствии со СН РК 3.04-01 "Гидротехнические сооружения".

      116. При осмотрах особое внимание обращается на состояние конструкций, работающих под напором воды, в зоне переменного уровня, и железобетонных перекрытий (плотина, паводковый водосброс, насосные станции).

      117. При визуальных наблюдениях и технических осмотрах железобетонных конструкций ГТС выявляется:

      1) состояние защитных покрытий (облицовочных, лакокрасочных штукатурных, теплоизоляционных);

      2) наличие в конструкции протечек и увлажненных участков, выщелачивания;

      3) состояние плотности защитного слоя (видимые дефекты: раковины, пористость);

      4) наличие трещин и отколов защитного слоя, их протяженность, глубину, месторасположение;

      5) нарушение сцепления арматуры с бетоном; наличие коррозии арматуры (путем контрольных сколов защитного слоя).

      118. В процессе осмотра выявляются и регистрируются следующие виды трещин:

      1) в колоннах – вертикальные, вблизи ребер или на гранях;

      2) горизонтальные, совпадающие с расположением хомутов;

      3) в балках – наклонные, у опорных концов, вертикальные и наклонные в пролетных участках;

      4) в плитах – в средней части плит, с раскрытием на нижней (потолочной) поверхности.

      119. Обследование видимых деформаций сопровождается измерениями всех повреждений, дефектов и отклонений от проекта (прогибов, сдвигов, искривлений, осадок, раскрытия и протяженности трещин с зондированием их глубин, изменения геометрических размеров).

      120. Очередные весенние и осенние технические осмотры ГТС электростанций проводятся постоянно действующей комиссией. Состав комиссии назначается техническим руководителем или директором ТЭС.

      121. Весенний технический осмотр проводится с целью освидетельствования технического состояния сооружений после таяния снега или зимних дождей.

      При весеннем осмотре уточняются:

      объемы работ по текущему ремонту, намеченному к выполнению в летний период, и выявляются объемы работ по капитальному ремонту для включения их в план следующего года или в перспективный план ремонтных работ (на 3 – 5 лет).

      122. Осенний технический осмотр сооружений проводится ежегодно за 1,5 месяца до наступления морозов. К этому времени заканчиваются все летние работы по текущему и капитальному ремонтам, обеспечивающие нормальную эксплуатацию зданий и сооружений в зимний период.

      Проверяется:

      1) достаточность засыпки и утепления водоводов;

      2) утепление камер задвижек и контрольно-измерительных приборов;

      3) отсутствие просадок грунта под бетонными плитами крепления каналов;

      4) исправность каналов обогрева и механического оборудования.

      123. Текущие технические осмотры проводятся в межсезонье по утвержденному графику.

      Результаты технических осмотров оформляются актом технического осмотра гидротехнических сооружений по форме, согласно приложению 3 к настоящим Методическим указаниям.

      124. Разовые инструментальные измерения производятся для оперативного получения информации о состоянии ГТС, обоснования вызова специализированной организации для проведения долговременных наблюдений, принятия срочных мер по устранению опасности аварийного разрушения или для контроля качества ремонтных или строительно-монтажных работ, выполненных различными организациями.

      125. Разовые инструментальные измерения производятся для выявления:

      1) отклонения размеров конструкций, глубин каналов, размеров водопропускных отверстий и пазов водоприемников от проектных значений;

      2) протяженности, ширины раскрытия и глубины трещин;

      3) отклонения от вертикали отдельных строительных конструкций или сооружений;

      4) искривлений, выгибов и прогибов отдельных элементов;

      5) прочности бетона, раствора в конструкциях;

      6) нарушений требований технических условий производства ремонтных и строительно-монтажных работ;

      7) уровня вибрации фундаментов оборудования, перекрытий, балок, ригелей, колонн.

      126. Для обеспечения проведения разовых измерений с достаточной точностью используются следующие средства измерений:

      1) для измерений фактических геометрических размеров элементов сооружений или конструкций – метр, рулетку измерительную в соответствии с ГОСТ 7502-98 "Рулетки измерительные металлические. Технические условия. Межгосударственный стандарт";

      2) для измерений искривлений, выгибов, прогибов отдельных элементов конструкций небольшой длины – как вспомогательные приспособления стальную проволоку, капроновую леску с натяжным устройством (динамометр, груз), линейку поверочную в соответствии с ГОСТ 8026-92 "Линейки поверочные. Технические условия";

      3) для измерения отклонений от вертикали (крена) зданий насосных станций – отвесы на стальной проволоке, капроновой леске и стальную мерительную линейку, для более точных измерений – теодолит в соответствии с ГОСТ 10529-96 "Межгосударственный стандарт. Теодолиты. Общие технические условия";

      4) для измерения видимых трещин (ширины раскрытия и глубины) микрометры, мерную лупу с масштабными делениями, микроскоп, микрометрический глубиномер;

      5) для определения прочности бетона, раствора – эталонный молоток Кашкарова или пружинный пистолет Борового, молоток ГМ или ультразвуковой прибор УК-10П;

      6) для измерения вибрации и определения характера обнаруженных трещин в ригелях, колоннах, перекрытиях – вибродатчик с осциллографом;

      7) для измерения глубин каналов, водозаборов с целью определения степени заиления - эхолот с самописцем, ручной лот, при небольших глубинах – шест с дециметровым делениями, гидрометрическая лебедка.

      127. Границы распространения трещин или раскрытия деформационного шва отмечается краской, измеряется их длина.

      128. Наблюдения за трещинообразованием в напорных и несущих конструкциях ГТС проводится при ширине (раскрытии) трещин 0,3 мм и более. Если с помощью маяка будет выявлено, что раскрытие трещины продолжается, проводится систематическое наблюдение с помощью щелемеров. В течение 20 дней после возникновения трещин и установки маяков осмотр их проводится ежедневно, а в дальнейшем - еженедельно до полной стабилизации деформаций. Щелемерные наблюдения проводятся с точностью +0,1 мм.

      129. Определение прочности бетона с помощью вышеперечисленных механических средств производятся в соответствии с ГОСТ 17624 "Бетоны. Ультразвуковой метод определения прочности".

      130. Определение прочности бетона в эксплуатируемых конструкциях ГТС с помощью ультразвуковых приборов производятся, согласно ГОСТ 23009 "Конструкции и изделия бетонные и железобетонные сборные. Условные обозначения (марки)".

      131. Лабораторное определение прочности бетона конструкций путем испытания заготовленных в период строительства образцов или отобранных из конструкций кернов производятся в соответствии с ГОСТ 23009 "Конструкции и изделия бетонные и железобетонные сборные. Условные обозначения (марки)".

Глава 7. Техническое обслуживание и ремонт

      132. Техническое обслуживание ГТС производится для поддержания их первоначальных эксплуатационных характеристик.

      Техническое обслуживание установленного на ГТС оборудования производится в соответствии с требованиями инструкций изготовителей.

      133. При обнаружении промоин, оползней, просадок, выпучивания грунта и вымыва его в дренажи, каверн и трещин в теле сооружения, разрушения ливнеотводящих устройств определяются и устраняются причины их появления.

      134. Обнаруженные в теле сооружений ходы землеройных животных надо ликвидировать. Для борьбы с землеройными животными привлекаются специализированные организации.

      135. При обнаружении застоя воды на гребне или берегах земляных сооружений организовывается отвод воды.

      136 Откосы земляных плотин содержатся в исправном состоянии с соблюдением проектных данных, толщина крепления соответствует фактическим волновым и ледовым нагрузкам. Верховые откосы плотин, имеющие экраны, зону дренажных устройств очищаются от деревьев и кустарников.

      137. В случае возможных деформаций или повреждений бетонных креплений откосов или других частей ГТС в результате покрытия их льдом производится защита бетона путем установки бревен, запаней или скалывания льда.

      138. Для защиты ГТС от обрастания моллюсками дрейсены рекомендуется применять антиобрастающее покрытие краской ХВ-53.

      139. Для повышения эффективности работы водохранилища-охладителя рекомендуется проводить следующие мероприятия:

      1) уничтожать при значительном зарастании водную растительность механическими камышекосилками или биологическим методом – разведением растительноядных рыб в водохранилище-охладителе;

      2) всплывший торф отбуксировать катером в мелководные застойные зоны с последующим ограждением сваями или выемкой на береговую зону в отведенные участки;

      3) проводить дноуглубительные работы на заиленных участках ложа;

      4) ликвидировать застойные зоны при их значительной площади путем устройства струенаправляющих дамб, указанное мероприятие выполняется совместно со специализированной организацией.

      140. Ловушки для дрейсены на подводящем канале (при наличии таких) очищаются своевременно, не рекомендуется заполнение их более чем на половину высоты.