Техническая эксплуатация электрических станций и сетей Правила (стр. 69 из 128)
содержание растворенного кислорода, не более 20мкг/дм3;
количество взвешенных веществ, не более ………...............…………..…. 5 мг/дм3; содержание нефтепродуктов, мг/дм3, не более, для систем теплоснабжения:
открытых .......................................................................………………… 0,3, закрытых ......................................................................………………….. 1.
Для закрытых систем теплоснабжения с разрешения энергообъединения верхний предел значения рН допускается не более 10,5 при одновременном уменьшении значения карбонатного индекса до 0,1 (мг-экв/дм3)2, нижний предел может корректироваться в зависимости от коррозионных явлений в оборудовании и трубопроводах систем теплоснабжения.
В начале отопительного сезона и в послеремонтный период допускается превышение норм на протяжении 4 недель для закрытых систем теплоснабжения и 2 недель для открытых систем по содержанию железа – до 1,5 мг/дм3, растворенного кислорода – до 50 мкг/дм3 и взвешенных веществ – до 15 мг/дм3.
Карбонатный индекс Ик должен быть не выше значений, приведенных в таблице
8.15.
Таблица 8.15 - Нормативные значения Ик сетевой воды*
| Оборудование | Температура нагрева сетевой воды, 0С | Ик, (мг-экв/дм3)2 |
| Водогрейные котлы, установленные на электростанциях и ИТ | 70-100 101-120 121-130 131-140 141-150 | 3,2 2,0 1,5 1,2 0,8 |
| Сетевые подогреватели _____________________________ * При подпитке теплосети натрий- 0,5 (мг-экв/дм3)2 для температур нагрева сетевой воды 121 120оС. | 70-100 101-120 121-140 141-150 151-200 катионированной водой значение Ик –150 оС и 1 | 4,0 3,0 2,5 2,0 1,0 не должно превышать ,0 (мг-экв/дм3)2 для температур 70– |
При открытых системах теплоснабжения по согласованию с органами санитарноэпидемиологической службы допускается отступление от ДСанПіН по показателям цветности до 700 и содержанию железа до 1,2 мг/дм3 на срок до 14 дней в период сезонных включений эксплуатируемых систем теплоснабжения, присоединением новых, а также после их ремонта.
________________
* Верхний предел допускается только при глубоком умягчении воды.
** По согласованию с санитарными органами допускается 0,5 мг/дм3.
По окончании отопительного сезона или при останове водогрейных котлов и теплосетей должны быть приняты меры, препятствующие стояночной коррозии.
8.7.4.30 Качество воды в системе охлаждения питательных электронасосов должно удовлетворять нормам, не более:
кремниевая кислота……………………………………….…. 50 мкг/дм3; железо………………………………………………..……….. 150 мкг/дм3.
8.7.4.31 Качество воды в системе регулирования турбины должно удовлетворять нормам, не более:
общая жесткость ……………………………………………… 10 мкг-экв/дм3; железо ………………………………………………………… 200 мкг/дм3; медь ……………..…………………………………………….. 200 мкг/дм3; содержание нефтепродуктов ………………………………… 0,3 мг/дм3.
8.7.4.32 Качество воды в системе водяного охлаждения турбогенераторов должно удовлетворять нормам, не более:
значение рН (при 25 оС) ……………………………………… 8,5 0,5 ;удельная электропроводность (при 25 оС) ………………….. 5 мкСм/см; содержание кислорода …………………………………….…. 400 мкг/дм3; медь …………………………………………………………… 100 мкг/дм3.
8.7.4.33 На электростанциях, работающих на органическом топливе, внутристанционные потери пара и конденсата (без учета потерь при работе форсунок, продувках и обдувках котлов, водных отмывках, обслуживании установок для очистки конденсата, деаэрации добавочной воды теплосети, разгрузки мазута) при номинальной нагрузке работающих котлов должны быть не более, % общего расхода питательной воды: на конденсационных электростанциях....................................…......……………….. 1,0; на ТЭЦ с чисто отопительной нагрузкой................................….......………………. 1,2; на ТЭЦ с производственной или производственной и отопительной нагрузкой.... 1,6. Для ИТ нормы устанавливаются на основании существующего опыта эксплуатации.
Общее значение потерь пара и конденсата на АЭС, оборудованных реакторами типа ВВЭР, не должно превышать 1 паропроизводительности энергоблоков.При фактическом расходе питательной воды, меньшем номинального, нормы внутристанционных потерь соответственно увеличиваются, но не более чем в 1,5 раза.
Расчет общих потерь воды и пара на технологические нужды выполняется в соответствии с нормами и с учетом возможного повторного использования воды в цикле электростанции.
Для каждой электростанции общие нормы потерь пара и конденсата должна ежегодно утверждать энергокомпания, руководствуясь приведенными выше значениями и методическими указаниями по расчету потерь пара и конденсата.
8.7.5 Защита тепломеханического оборудования от стояночной коррозии
8.7.5.1 Во время простоя тепломеханического оборудования в оперативном состоянии резерва продолжительностью более 3 суток или консервации необходимо предусмотреть мероприятия для предотвращения коррозии внутренних и внешних поверхностей нагрева котла и пароводяного тракта основного и вспомогательного оборудования энергоблока (ТЭС).
Технология и методы защиты оборудования от стояночной коррозии должны быть определены согласно действующих НД в зависимости от его конструктивных особенностей, режима работы, характера и продолжительности простоя.
8.7.5.2 Перед остановкой энергоблока АЭС на срок более 3 суток должна проводится пассивация внутренних поверхностей оборудования второго контура путем обработки рабочей среды гидразин-гидратом.
Дозирование аммиака во время пассивации прекращается. Парогенераторы поочередно продуваются с максимальным расходом для удаления шлама.
В случае непродолжительных остановов на время менее 3 суток пассивацию конденсатно-питательного тракта гидразин-гидратом можно не проводить.
Предотвращение коррозии парогенераторов на время остановки энергоблока более 10 суток производится согласно инструкции по эксплуатации парогенераторов.
Допускается использование других консервирующих реагентов по программе согласованной с органами государственного регулирования ядерной и радиационной безопасности.
8.7.5.3 Для защиты от коррозии внутренних поверхностей оборудования и трубопроводов, остановленных на консервацию (продолжительный срок – больше года), необходимо использовать методы, которые не требуют отопления помещений. При этом обязательным является освобождение от воды всех трубопроводов энергообъектов, ИТ в том числе и тех, которые не входят в состав тепломеханического оборудования.
8.7.5.4 Для защиты от коррозии металла внешних поверхностей перед выводом в долговременный резерв или консервацию котла, который работал на твердом топливе, необходимо провести тщательную очистку наружных поверхностей нагрева от золовых отложений с помощью стационарных (штатных) способов очистки, а в случае необходимости применить водную обмывку.
Если перед выводом в резерв на срок более 3 суток или консервацию, котел работал на сернистом мазуте, необходимо применить дополнительные меры для очистки и удаления с низкотемпературных поверхностей нагрева, в частности РВП, отложений, которые содержат соединения серы, путем:
– перевода котла на сжигание природного газа на протяжении 2–3 суток (при возможности);
– проведения водной обмывки РВП.
В случае применения водной обмывки трактов РВП необходимо после этого провести нейтрализацию этих поверхностей щелочным раствором с рН 10–11.
Операции очистки и нейтрализации соединений серы необходимо проводить в соответствии с требованиями эксплуатационных инструкций.
8.7.5.5 После останова водогрейного котла в кратковременный резерв (до 3 суток) необходимо провести вентиляцию топки и газоходов, загерметизировать газовоздушный тракт.
Если перед выводом в долговременный резерв водогрейный котел работал на сернистом мазуте, необходимо предусмотреть меры для предотвращения коррозии внешних поверхностей нагрева, аналогичные паровым котлам.
Во время простоя водогрейных котлов в резерве необходимо обеспечить поддержание температуры металла поверхностей нагрева и газоходов выше температуры конденсации водяного пара и периодически проводить вентиляцию топки и газоходов согласно инструкции по эксплуатации котлов.
8.7.5.6 За протеканием коррозионных процессов во время простоя оборудования необходимо вести контроль по индикаторам коррозии согласно действующих НД.
Интенсивность коррозии оценивается в зависимости от линейной скорости и представлена в таблице 8.16.
Таблица 8.16
| Скорость коррозии, мм/год | Характеристика коррозионного процесса |
| 0 – 0,02 | практически отсутствует |
| 0,02 – 0,04 | Слабый |
| 0,04 – 0,05 | Средний |
| 0,05 – 0,20 | Сильный |
| свыше 0,20 | Аварийный |
8.8 Трубопроводы и арматура
8.8.1 Общие положения
8.8.1.1 Основные требования к устройству и безопасной эксплуатации трубопроводов и арматуры, установлены ДНАОП 0.00-1.11 ‗‗Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды‘‘ и ПНАЭ Г-7-008 ―Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок‖. Настоящий раздел устанавливает дополнительные требования к эксплуатации трубопроводов и арматуры.