Утверждаю
Заместитель начальника
Главтехуправления
А.П.БЕРСЕНЕВ
7 июля 1986 года
Согласовано
Генеральный директор
ПО "Союзтехэнерго"
В.Е.ДЕНИСОВ
19 июня 1986 года
Директор ВГПИ
"Атомтеплоэлектропроект"
В.И.КУРОЧКИН
20 июня 1986 года
Генеральный директор
ПО "Союзэнергоавтоматика"
В.И.ПАВЛЕНКО
30 июня 1986 года
РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ
ТИПОВАЯ ПРОГРАММА
ОБСЛЕДОВАНИЯ СИСТЕМ КОНТРОЛЯ И УПРАВЛЕНИЯ ПРИ РЕКОНСТРУКЦИИ
И ТЕХНИЧЕСКОМ ПЕРЕВООРУЖЕНИИ ТЕПЛОВЫХ
ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
РД 34.20.580
1. ВВЕДЕНИЕ
Настоящая Программа составлена во
исполнение:
- Приказа Минэнерго СССР от 22.05.85 N
213 "О техническом перевооружении и реконструкции тепловых электростанций
Министерства энергетики и электрификации СССР в 1986 - 1990 гг.";
- Приказа Минэнерго СССР от 21.02.85 N
108 "О разработке мер по повышению использования установленной мощности
электростанций";
- протокола совещания у заместителя
министра т. Дьякова А.Ф. от 07.02.86 N Д-1826-пр "О выполнении проектных и
конструкторских работ по техническому перевооружению и реконструкции
электростанций".
Обследование проводится на энергообъектах, предусмотренных вышеуказанными
распорядительными документами.
Обследование осуществляется с целью:
- определения объема технического
перевооружения, реконструкции и модернизации систем контроля и управления
(СКУ);
- определения объемов работ по замене
физически изношенных технических средств СКУ, которые могут ухудшать
технико-экономические показатели или снижать надежность основного и
вспомогательного оборудования как при проведении, так
и без проведения реконструкции, модернизации и восстановления ресурса;
- определения необходимых мероприятий по
модернизации и реконструкции СКУ для продления срока службы основного и
вспомогательного оборудования, повышения использования установленной мощности,
маневренности и улучшения технико-экономических показателей ТЭС;
- получения данных по схемам контроля,
управления, технологических защит и автоматического регулирования и оценки их
соответствия действующим нормативно-техническим документам;
- получения основных данных, определяющих
техническое состояние аппаратуры, устройств, приборов, кабеля и т.п.,
необходимых при подготовке исходных материалов для выполнения проекта
реконструкции и модернизации СКУ;
- получения основных данных, определяющих
необходимый объем реконструкции технологического оборудования в связи с
требованиями автоматизации.
Настоящая Программа носит общий характер
и может быть применена при обследовании состояния устройств СКУ на тепловых
электростанциях с единичным генерирующим оборудованием различной мощности и
разнообразной аппаратурой СКУ.
2. ОРГАНИЗАЦИЯ
РАБОТЫ
Обследование организуется дирекцией электростанции.
Решение по результатам обследования принимается экспертной комиссией районного энергоуправления. Решение экспертной комиссии с актом и
протоколом обследования направляется в Союзтехэнерго
на заключение. К участию в обследовании могут привлекаться соответствующие
организации Министерства: Союзтехэнерго, Союзэнергоавтоматика, Союзэнергоремонт,
ВТИ, генпроектировщик и др.
Для проведения обследования подлежащих
модернизации энергоблоков 300 МВт и выше привлекаются предприятия Союзтехэнерго и проектировщика. Дирекция электростанции
решение экспертной комиссии РЭУ, заключение Союзтехэнерго,
протокол и акт обследования направляет проектной организации для руководства
при проектировании.
Обследование СКУ может осуществляться в
целом по электростанции, отдельным энергоблокам (котлам, турбинам), подлежащим
реконструкции и модернизации.
В обследовании СКУ, кроме специалистов по
КИПиА, должны принимать участие представители
технологических подразделений ТЭС и энергосистемы.
3. ОСНОВНЫЕ ЭТАПЫ
ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ
3.1. Подготовка электростанцией
материалов по СКУ, подлежащих реконструкции, модернизации или техническому
перевооружению (исполнительные чертежи схем контроля, технологических защит,
авторегулирования и т.д.; планы размещения щитовых устройств в БЩУ, ГрЩУ и сборок задвижек, чертежи заполнения сборок задвижек,
монтажно-коммутационные схемы (промклеммники),
кабельные журналы и т.д.).
3.2. Изучение представленных материалов и
предлагаемых электростанцией мероприятий по реконструкции, модернизации и
техническому перевооружению.
3.3. Ознакомление с состоянием СКУ по
месту их размещения, условиями эксплуатации, планировкой и т.д. путем
визуального осмотра, инструментальных замеров и опроса эксплуатационного и
ремонтного персонала.
3.4. Обсуждение и согласование
представленных мероприятий, обеспечивающих, по мнению электростанции и РЭУ,
проведение модернизации в обоснованном объеме, с учетом дополнений, уточнений и
предложений, выявленных в результате выполнения п. п. 3.2 и 3.3 и
обеспечивающих выполнение требований нормативных документов, действующих на
данный период.
3.5. Составление Акта осмотра
технического состояния СКУ и Протокола обследования СКУ (Приложение 1).
4. ОФОРМЛЕНИЕ
ДОКУМЕНТАЦИИ
Материалы по состоянию СКУ и предлагаемые
технические мероприятия группируются в следующие разделы:
4.1. Общие вопросы и мероприятия. При
подготовке материалов в этом разделе освещаются следующие вопросы:
4.1.1. Проектная организация, год
создания проекта, дата ввода в эксплуатацию, состояние проектной документации,
в т.ч. внесение изменений и согласование с генпроектировщиком по исполнительной документации
электростанции, объемы и причины таких изменений.
4.1.2. Компоновка блочных, групповых и
местных щитов управления (БЩУ, ГрЩУ, МЩУ), места их
расположения, состояние помещений. Возможность расположить в существующих
помещениях БЩУ и ГрЩУ дополнительных средств СКУ.
4.1.3. Состояние импульсных линий и
стендов датчиков, включая арматуру.
4.1.4. Общая оценка существующих
структурных и аппаратурных решений по СКУ (надежность, достаточность по
режимным требованиям и т.д.), соответствие нормативным требованиям и
циркулярам, акты или статистические данные по отказам СКУ (аварийным и проч.).
4.1.5. Нерешенные, но актуальные, по
мнению электростанции, вопросы автоматизации и пути их решения.
4.2. Состояние технологического
оборудования и мероприятия по нему, обеспечивающие автоматизацию
технологических процессов с учетом современных требований.
4.2.1. По котлоагрегату:
- общая оценка состояния (фактические
значения максимальной и минимальной нагрузки, технологические ограничения,
препятствующие расширению диапазона нагрузок, и т.д.);
- схема питательного узла, состояние и
характеристика регулирующих питательных клапанов РПК, состояние и
регулировочные возможности гидромуфты ПЭН, регулировочные возможности ПТН;
- схема водопарового тракта, состояние и
характеристики регулирующих клапанов впрысков и регулирующих органов узла
встроенных сепараторов (для прямоточных котлов);
- схема тракта промперегрева,
состояние и характеристики органов регулирования температуры вторичного пара;
- схема газовоздушного
тракта, зависимости мощности электродвигателей дутьевых вентиляторов (ДВ) и
дымососов (Д) от нагрузки энергоблока, состояние и характеристики регулирующих
органов ДВ и Д;
- схема топливного
тракта, виды основного и растопочного топлива, способ регулирования подачи
топлива, применяется ли одновременное (совместное) сжигание двух или нескольких
видов топлива, режимы совместного сжигания (соотношение и распределение по
горелкам сжигаемых топлив), расход жидкого (газообразного) топлива для покрытия
недостатка твердого топлива по теплу или для подсветки из-за плохого качества
топлива, способ розжига горелок, характеристики регулирующих органов топливного
тракта, способы измерения расхода топлива в
рабочих и пусковых режимах;
- оценка состояния котлоагрегата
по обеспечению требований взрывобезопасности.
4.2.2. По турбине и ее вспомогательному
оборудованию:
- состояние и характеристики системы
регулирования турбины (зависимости положения регулирующих клапанов турбины от
давления рабочей жидкости в системе регулирования и давления рабочей жидкости
от положения МУТ, люфт и выбег в канале воздействия от МУТ);
- состояние и характеристики регулирующих
органов вспомогательного оборудования турбины, предназначенных для поддержания
уровней в регенеративных подогревателях и конденсаторе, давление пара в
лабиринтовых уплотнениях, температуры масла, температуры пара в приемном
устройстве конденсатора и для обогрева фланцев и шпилек и др.;
- состояние датчиков и аппаратуры
вибрации и измерения механических величин;
- состояние датчиков измерения
температуры по турбине и генератору;
- наличие и состояние устройств АРЧМ и
противоаварийной автоматики.
4.2.3. По общеблочному
и общестанционному вспомогательному оборудованию:
- состояние и характеристики регулирующих
органов общеблочного и общестанционного
вспомогательного оборудования.
4.2.4. По пусковой схеме:
- пусковая схема (котла, турбины,
энергоблока) с указанием всех органов управления и описанием пусковых операций,
подлежащих автоматизации.
4.2.5. По технологическим режимам.
В этом разделе отражается следующее:
- характерные летний и зимний суточные
графики нагрузки энергоблока (котла, турбины);
- диапазон изменения нагрузок блока,
технический минимум нагрузки, соответствие диапазона допустимых нагрузок и
регулировочного диапазона;
- средняя и
максимальная скорости измерения нагрузки энергоблока, принятые на ТЭС в
нормальных условиях;
- фактический режим изменения давления
пара перед турбиной, минимальные значения давлений по тракту котла;
- средняя частота пусков и остановов
энергоблока за последние один-два года;
- статистические данные по аварийным
разгрузкам и остановам энергоблоков, в том числе вызванные действием
противоаварийной автоматики;
- ожидаемые в перспективе изменения
режимов работы энергоблоков и ТЭС в целом (по данным службы режимов РЭУ).
4.3. По системе контроля и управления
(СКУ).
4.3.1. Система автоматического
регулирования (САР).
В этом разделе приводятся следующие
данные:
- типы применяемых технических средств
систем автоматического регулирования, год их изготовления, их состояние на
момент обследования, их физический износ и наличие резервной аппаратуры и
запчастей;
- организация ремонта аппаратуры,
трудозатраты на ремонт;
- структурные схемы всех применяемых
автоматических регуляторов;
- оценка качества поддержания основных
технологических параметров в нормальных эксплуатационных режимах (при
стабильной нагрузке и при ее изменениях);
- схема АРЧМ блочного и станционного
уровня, их связь с системами более высокого системного уровня и с устройствами
противоаварийной автоматики;
- объем и схемы автоматизации пусковых
операций;
- нерешенные, но актуальные, по мнению
электростанции, вопросы САР.
4.3.2. Система измерения (СИ).
По системе измерения приводятся следующие
данные:
- типы применяемых технических средств
измерения, год изготовления, их состояние на момент обследования, физический
износ и наличие резервной аппаратуры и запчастей;
- организация ремонта СИ, трудозатраты на
ремонт;
- принятые способы измерения расходов
питательной воды, топлива и воздуха при растопочной нагрузке, их стабильность и
точность;
- способы измерения малых расходов и
низких давлений для технологических защит;
- состояние контроля водно-химического
режима;
- нерешенные, но актуальные, по мнению
электростанции, вопросы СИ.
4.3.3. Технологические защиты, блокировки
и сигнализация (ТЗ, ТБ и ТС).
По этим системам приводятся следующие
данные:
- типы применяемых технических средств,
год изготовления, физический износ, наличие резервной аппаратуры и запчастей;
- организация ремонта и трудозатраты;
- схемы технологических защит и их
отличия от типовых решений;
- действующие "Условия защит и
блокировок";
- уставки срабатывания
ТЗ, ТБ и ТС;
- технические решения по переводу котла и
турбины на сниженные нагрузки;
- оснащение турбоагрегатов системой ТЗ,
ТБ и ТС по предотвращению развития загорания масла и аварийному останову
турбоагрегата (циркуляр Минэнерго СССР N Ц-03-85 Т,
июня 1984);
- нерешенные, но актуальные, по мнение
электростанции, вопросы ТЗ, ТБ и ТС.
4.3.4. Запорная и регулирующая арматура.
Приводятся следующие данные:
- типы применяемых технических средств,
год изготовления, физический износ, наличие резервной аппаратуры и запчастей;
- организация ремонта и трудозатраты;
- наличие избирательной системы управления
(ИСУ) или только индивидуальное управление;
- исполнительные схемы управления;
- соответствие технических характеристик
электропривода условиям введения технологических процессов при нормальных и
аварийных режимах работы основного оборудования.
4.3.5. Информационно-вычислительные
комплексы (ИВК).
По ИВК приводятся следующие данные:
- типы применяемых технических средств,
год изготовления, физический износ, наличие резервной аппаратуры и запчастей;
- организация ремонта и трудозатраты;
- структура ИВК, задачи, решаемые ИВК;
- режим работы ИВК;
- условия эксплуатации (температура,
влажность, наличие электрических и магнитных полей и т.п.);
- наличие и состояние установок
кондиционирования и пожаротушения;
- габариты и состояние помещений ИВК;
- нерешенные, но актуальные, по мнению
электростанции, вопросы ИВК.
Примечание. На электростанциях, на
которых ИВК отсутствует, но в нем есть потребность, необходимо привести
обоснования применения.
4.3.6. Щиты контроля и управления.
По щитовым устройствам приводятся
следующие данные:
- планировка щитовых помещений (ГрЩУ, БЩУ и т.п.), их площади;
- исполнительная документация по
компоновке щитов и пультов (наличие мнемосхемы);
- климатические условия в зимний и летний
период, наличие кондиционирования воздуха;
- типы коммутационной аппаратуры, год
изготовления, состояние на момент обследования, физический износ и наличие
резервной аппаратуры;
- условия обслуживания, удобство
эксплуатации, условия демонтажа при модернизации и т.п.;
- наличие помещений или площадок для
установки дополнительных устройств СКУ (автоматического химконтроля,
групповых щитов управления, средств вычислительной техники и др.).
4.3.7. Кабельные трассы (контрольный
кабель):
- состояние кабельных трасс;
- состояние кабеля, тип кабеля и т.п.
4.3.8. Трубные импульсные линии:
- состояние трасс трубных импульсных
линий;
- состояние труб и арматуры, марки стали
и т.п.
5. ПРЕДСТАВЛЕНИЕ
МАТЕРИАЛОВ
Материалы по п. п. 4.1 - 4.3.8 настоящей
Программы подготавливает и представляет для экспертной оценки электростанция до
начала обследования.
Результаты обследования.
Начальник цеха АСУ ТП ТЭС и АЭС МГП
ПО "Союзтехэнерго"
А.А.ВИНОГРАДОВ
Начальник технического отдела ВГПИ
"Атомтеплоэлектропроект"
Ю.Г.ЕРМАКОВ
Начальник отдела автоматизации
ПО "Союзэнергоавтоматика"
А.С.ЛЕВИТАН
18 июня 1986 года
Приложение 1
Утверждаю
Главный инженер
электростанции
____________________
"__" _______ 19__ г.
ПРОТОКОЛ
обследования технического состояния системы контроля и
управления энергоблока (котла, турбины) _________________
станционный N
_______
г. __________________ "__" ___________
19__ г.
В
обследовании принимали участие:
от РЭУ
от
электростанции
от Союзтехэнерго
от Союзэнергоавтоматики
от
проектировщика
На основании
приказа по РЭУ __________ от _________ N _______ проведено
обследование
технического состояния системы
контроля и управления
энергоблока (котла,
турбины) ст. N ___________ в соответствии с программой
обследования, утвержденной Главтехуправлением "__" ___________ 1986 г.
Комиссии были
представлены следующие материалы,
подготовленные
электростанцией:
1.
____________________________________________________________________
АКТ
осмотра
технического состояния устройств системы контроля
и управления энергоблока (котла, турбины),
станционный номер ________________________
электростанция ____________, _________ РЭУ
┌─────┬──────────────┬───────┬────────┬─────────┬─────┬──────┬───────────┬───────────┐
│ N │
Место │Наиме- │ Тип │Техничес-│Коли-│Год │Техническое│Предложения│
│ п/п │ установки
и │нование│ │кие │чест-│ввода
│ состояние │ комиссии │
│ │ назначение
│пози- │ │данные │во
│в экс-│ │ │
│ │ │ции, │ │ │ │плуа- │ │ │
│ │ │обозна-│ │ │ │тацию │ │ │
│ │ │чение │
│ │ │ │ │ │
├─────┼──────────────┼───────┼────────┼─────────┼─────┼──────┼───────────┼───────────┤
│ 1 │
2 │ 3 │ 4 │ 5 │ 6 │ 7 │ 8
│ 9 │
├─────┼──────────────┼───────┼────────┼─────────┼─────┼──────┼───────────┼───────────┤
│I │Теплотехничес-│
│ │ │ │ │ │ │
│ │кий
контроль │ │ │ │ │ │ │ │
│1 │Температура │Т-115б │КСМ │гр. 23 │1
│1978 │Удовлетвор.│-
│
│ │масла
подшип- │
│2-0075 │0 - 60 °С│ │ │ │ │
│ │ников турбин │ │ │ │ │ │ │ │
│II │Автоматическое│ │ │ │ │
│ │ │
│ │регулирование
│ │ │ │ │ │ │ │
│2.1 │Регулирующие │
│ │ │ │ │ │ │
│ │приборы: │ │ │ │ │ │ │ │
│2.1.1│Регулятор │РТ-5б │ЭР-Ш-59 │ │1 │1961
│Морально и │Подлежат │
│ │давления
пара │ │ │ │ │ │физически │замене │
│ │в
коллекторе │ │ │ │ │ │устарели, │ │
│ │уплотнений │ │ │ │ │ │выпуск ЗИП │ │
│ │ │ │ │ │ │ │прекращен │ │
│2.2 │Первичные
при-│ │ │ │ │ │ │ │
│ │боры
(датчики)│ │ │ │ │ │ │ │
│2.2.1│Регулятор │РТ-5а │ДММ
│0 - 0,4 │1 │1961
│Морально и │Подлежат │
│ │давления
пара │ │ │кгс/кв. │
│ │физически │замене │
│ │ │ │ │см │ │ │устарели, │ │
│ │ │ │ │ │ │ │выпуск ЗИП │ │
│ │ │ │ │ │ │ │прекращен │ │
│3 │Технологичес- │
│ │ │ │ │ │ │
│ │кие защиты, │ │ │ │ │ │ │ │
│ │блокировки, │
│ │ │ │ │ │ │
│ │сигнализация │
│ │ │ │ │ │ │
│3.1 │Аварийное
па- │РП-40
│ │Р = 340│ │1961 │Состояние │ │
│ │дение вакуума │
│ │ ср │ │ │удовл. │ │
│ │в
конденсаторе│ │ │мм
рт. │ │ │ │ │
│ │ │ │ │ст. │ │ │ │ │
│4 │Щиты
управле- │
│ │ │ │ │ │ │
│ │ния, сборки │ │ │ │ │ │ │ │
│ │РТ30 │ │ │ │ │ │ │ │
│4.1 │Сборки
задви- │N 6
│РТ30-69 │5 шкафов │ │1975 │Состояние │ │
│ │жек растопоч- │ │ │ │ │ │удовл. │ │
│ │ных форсунок │ │ │ │ │ │ │ │
│5 │Кабель
конт- │ │ │ │ │ │ │ │
│ │рольный,
ка- │ │ │ │ │ │ │ │
│ │бельные трассы│
│ │ │ │ │ │ │
│5.1 │Кабель
от │Т-505 │Кабель с│КВВГ │300 м│1965 │На отдель- │Требуется │
│ │датчиков, │ │медными │ │ │ │ных участ- │частичная │
│ │измеряющих │ │жилами │ │ │ │ках
кабель │замена │
│ │температуру │
│ │ │ │ │находится в│(40%) │
│ │металла
турбин│ │ │ │ │ │неудовлет-
│ │
│ │ │ │ │ │ │ │ворительном│ │
│ │ │ │ │ │ │ │состоянии,
│ │
│ │ │ │ │ │ │ │высохла │ │
│ │ │ │ │ │ │ │изоляция │ │
│6 │Импульсные │ │ │ │ │ │Импульсные │Требуется │
│ │трубы, │ │ │ │ │ │трубы и │частичная │
│ │запорная │ │ │ │ │ │арматура на│замена тех │
│ │арматура │ │ │ │ │ │них нахо- │и других │
│ │ │ │ │ │ │ │дятся
в │ввиду │
│ │ │ │ │ │ │ │удовлетво- │физического│
│ │ │ │ │ │ │ │рительном │износа │
│ │ │ │ │ │ │ │состоянии │ │
└─────┴──────────────┴───────┴────────┴─────────┴─────┴──────┴───────────┴───────────┘
Начальник цеха ТАИ
Представитель РЭУ
Представитель Союзтехэнерго
Представитель Союзэнергоавтоматики
Представитель проектировщика
По результатам рассмотрения
представленных материалов и осмотров по месту, а также ____________________
(перечисляются дополнительные источники, использованные для оценки технического
состояния СКУ) комиссия отмечает следующее:
1. Общие вопросы.
2. Технологическое оборудование.
3. Система автоматического регулирования.
4. Система измерения.
5. Технологические защиты, блокировка и
сигнализация.
6. Запорная и регулирующая арматура.
7. Информационно-вычислительные
комплексы.
8. Щиты контроля и управления.
9. Кабельные трассы.
10. Трубные импульсные линии.
Уровень технического состояния СКУ
отражается в Протоколе и Акте, являющемся неотъемлемой частью Протокола.
Выводы и рекомендации
Излагаются принятые после рассмотрения
комиссией решения по подготовленным станцией предложениям об объемах,
структуре, аппаратуре и этапах выполнения работ по модернизации СКУ.
Подписи: