Прейскурант на экспериментально-наладочные работы и работы по совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей. Том 3. Раздел 7. Паротурбинные установки. Раздел 8. Газотурбинные установки. Раздел 9. Насосы. Раздел 10. Водоподготовка, водный режим и химический контроль. Раздел 11. Газовое и масляное хозяйство

(утв. Приказом Минэнерго СССР от 11.09.1991 № 92а)

ПРЕЙСКУРАНТ НА ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНО-НАЛАДОЧНЫЕ РАБОТЫ И РАБОТЫ ПО СОВЕРШЕНСТВОВАНИЮ ТЕХНОЛОГИИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И СЕТЕЙ

ТОМ 3

РАЗДЕЛ 7. ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ

РАЗДЕЛ 8. ГАЗОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ

РАЗДЕЛ 9. НАСОСЫ

РАЗДЕЛ 10. ВОДОПОДГОТОВКА, ВОДНЫЙ РЕЖИМ И ХИМИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ

Разработан фирмой по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей ОРГРЭС.

Согласован и рекомендован к внедрению Центральным научно-исследовательским институтом экономики и управления строительством (ЦНИИЭУС) Минстроя России (Протокол № 23 от 8 декабря 1992 г.).

Настоящее издание Прейскуранта ОРГРЭС, утвержденного Приказом Минэнерго СССР от 11.09.91 № 92а, дополнено и исправлено с учетом прогнозируемого уровня цен в 1993 г.

ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1. Настоящий Прейскурант предназначен для определения сметной стоимости и формирования договорных цен на выполнение экспериментально-наладочных работ и работ по совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей и рекомендуется для применения предприятиями и организациями независимо от форм собственности.

2. Прейскурант содержит отпускные стоимости работ, рассчитанные исходя из условия минимального уровня заработной платы, установленного законодательством РФ по состоянию на 1 апреля 1993 г.

При последующих изменениях минимального уровня заработной платы в РФ стоимость работ по Прейскуранту принимается с поправочным коэффициентом (индексом), рассчитанным отношением нового размера минимальной заработной платы к минимальному размеру заработной платы, учтенному в Прейскуранте.

3. Прейскурант содержит отпускные стоимости по следующим видам работ:

• экспериментально-наладочные работы;
• разработка мероприятий по повышению надежности, совершенствованию технологии и эксплуатации;
• выявление технического состояния и обобщение опыта эксплуатации;
• лабораторные работы.

Содержание Прейскуранта

Том 1

Раздел 1. Здания, сооружения и строительные конструкции энергопредприятий.

Раздел 2. Гидросооружения, водохранилища и водное хозяйство электростанций.

Раздел 3. Гидротехническое оборудование, системы управления гидроэлектростанций.

Том 2

Раздел 4. Топливно-транспортное оборудование, системы пылеприготовления.

Раздел 5. Котельные установки.

Раздел 6. Оборудование золошлакоудаления и золоулавливания.

Том 3

Раздел 7. Паротурбинные установки.

Раздел 8. Газотурбинные установки.

Раздел 9. Насосы.

Раздел 10. Водоподготовка, водный режим и химический контроль.

Раздел 11. Газовое и масляное хозяйство.

Том 4

Раздел 12. Трубопроводы и арматура. Анализ и контроль металла.

Раздел 13. Системы отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха.

Раздел 14. Системы централизованного теплоснабжения.

Том 5

Раздел 15. Основное электротехническое оборудование электростанций и электрических сетей.

Раздел 16. Релейная защита, электроавтоматика электростанций и энергосистем. Расчеты режимов энергосистем.

Раздел 17. Электрические сети.

Раздел 18. Основные и вспомогательные элементы воздушных линий электропередачи.

Том 6

Раздел 19. Средства диспетчерского и технологического управления.

Раздел 20. Волоконно-оптические системы.

Раздел 21. Автоматизированные системы управления технологическими процессами.

Раздел 22. Измерительная техника и метрология.

Том 7

Раздел 23. Топливоиспользование.

Раздел 24. Охрана окружающей среды.

Раздел 25. Совершенствование форм и методов организации труда и управления производством.

Раздел 26. Охрана труда.

Раздел 27. Технические средства и методы подготовки эксплуатационного персонала.

Раздел 28. Инфракрасный контроль состояния энергетического оборудования и сооружений.

4. Работы проводятся в соответствии с действующими Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей, Правилами устройства электроустановок, Правилами Госгортехнадзора СССР, Правилами техники безопасности и радиационной безопасности на АЭС, объемами и нормами испытаний электрооборудования и другими действующими руководящими документами государственных органов.

5. Стоимость работ по Прейскуранту определена из условий:

5.1. Проведения экспериментально-наладочных работ и работ по совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей на серийно выпускаемом энергетическом оборудовании, приборах, аппаратуре отечественного производства.

5.2. Выполнения заказчиком к моменту приезда бригады фирмы ОРГРЭС необходимой подготовки объектов и оборудования (технический осмотр, ремонт, внедрение схемы экспериментального контроля и т.д.), обеспечивающей бесперебойное выполнение работ.

5.3. Представления заказчиком до начала работ всей необходимой проектно-технической документации (проектные материалы, протоколы технических осмотров и заводских испытаний оборудования, акты на скрытые работы, акты приемки оборудования в эксплуатацию, принципиальные и монтажные схемы, исполнительные чертежи и паспортные характеристики оборудования, механизмов, аппаратуры и устройств, пояснительные записки и др.).

5.4. Обеспечения заказчиком бригады фирмы ОРГРЭС необходимыми для выполнения работ приспособлениями, измерительными устройствами, материалами и др., перечень и количество которых оговорено в договоре или специальном протоколе.

5.5. Обеспечения за счет заказчика при проведении работ во вредных условиях спецодеждой, спецобувью, спецпитанием.

5.6. Обеспечения заказчиком общих мер по технике безопасности и охране труда.

5.7. Обеспечения заказчиком своевременных остановов, пусков и изменений режимов работы налаживаемых или испытываемых агрегатов (установок), а также внесения необходимых изменений в согласованные сроки.

5.8. Выполнения заказчиком работ по ремонту и устранению дефектов, выявленных при проверке и наладке оборудования и аппаратуры.

5.9. Обеспечения заказчиком отправки с объекта приборов и специальной аппаратуры после окончания наладочных работ.

6. Стоимость работ по Прейскуранту установлена исходя из трудозатрат, определяемых нормами времени, и стоимости 1 чел.-дн. производственного персонала фирмы ОРГРЭС (табл. 1).

7. Стоимость 1 чел.-дн. производственного персонала определена для районов с районным коэффициентом, равным 1, на основе действующей в фирме ОРГРЭС схемы должностных окладов с учетом накладных расходов к заработной плате основного производственного персонала в размере 110,6% и плановых накоплений 34,8% полной себестоимости, продолжительности рабочей недели 41 ч.

8. Стоимость работ по Прейскуранту учитывает расходы фирмы ОРГРЭС на оснащение, учет, хранение и амортизацию приборов, приспособлений и материалов, находящихся на балансе фирмы ОРГРЭС, а также ремонт и поверку приборов персоналом ОРГРЭС.

9. Затраты, связанные с выездом производственного персонала (командировочные расходы), в стоимость работ фирмы ОРГРЭС и стоимость 1 чел.-дн. не включены.

При составлении смет на выездные работы командировочные расходы учитываются дополнительно в размере до 40% общей прейскурантной стоимости работ. Окончательные расчеты с заказчиком по командировочным расходам производятся по фактическим затратам.

10. Затраты времени производственного персонала фирмы ОРГРЭС на дорогу к месту работ и обратно (время в пути) в стоимость работ не включены и учитываются при составлении сметы дополнительно по фактически необходимому для этого времени и соответствующей стоимости 1 чел.-дн.

11. При проведении работ на энергопредприятиях, находящихся в районах, для которых установлены районные коэффициенты к заработной плате, стоимость этапов работ, выполняемых непосредственно на объекте, и стоимость 1 чел.-дн. определяются с коэффициентами, приведенными в табл. 2.

12. Затраты предприятий фирмы ОРГРЭС, связанные с выплатой стажевой надбавки, в соответствии с Постановлением Совета Министров СССР и ВЦСПС от 09.01.86 № 53 в стоимость работ и стоимость 1 чел.-дн. не включены и учитываются дополнительно при составлении смет, путем применения к стоимости работ и стоимости 1 чел.-дн. коэффициента 1,08.

13. При проведении работ в зимнее время на открытом воздухе или в неотапливаемых помещениях стоимость их для различных температурных зон определяется с коэффициентами, приведенными в табл. 3 <*>.

<*> Температурные зоны на территории СССР представлены в Приложении 1.

14. При выполнении экспериментально-наладочных и других работ на новом (головном), еще не освоенном оборудовании отечественного производства или на оборудовании импортной поставки, стоимость определяется с коэффициентом 1,2 к стоимости работ по Прейскуранту <1>.

<1> При выполнении работ на импортном оборудовании заказчик предоставляет необходимую проектно-техническую документацию на русском языке.

15. При выполнении отдельных этапов экспериментально-наладочных и других работ в условиях, снижающих производительность труда, к стоимости работ по этим этапам применяются следующие коэффициенты:

1,35 — при работе в условиях действующей ядерной паропроизводящей установки и необходимости оформления специальных нарядов-допусков для производства работ;

1,3 — при работе в действующих электрических установках, находящихся под напряжением, с оформлением при этом специальных нарядов-допусков;

1,25 — при температуре воздуха на рабочем месте, вибрации, шуме и т.п., превышающих допустимые нормы, а также при работе в действующих цехах с вредными условиями труда, в которых персоналу предприятия установлен сокращенный рабочий день, а исполнители экспериментально-наладочных и других работ имеют рабочий день нормальной продолжительности;

1,1 — при наличии в зоне производства работ действующего оборудования (установок, кранов, разгрузочных устройств и т.п.) или движения транспорта по внутрицеховым и внутризаводским путям.

16. Стоимость отдельных видов работ при разработке нормативно-технических, справочно-информационных и других документов определяется в соответствии с Приложением 2.

17. Стоимость работ, не вошедших в настоящий Прейскурант и другие действующие прейскуранты и ценники, определяется на основе трудозатрат, согласованных с заказчиком, и стоимости 1 чел.-дн.

18. Стоимость работ по Прейскуранту не учитывает:

18.1. Стоимости подготовительных работ, выполняемых заказчиком в соответствии с технической программой и договором.

18.2. Стоимости обслуживания технологического оборудования в период производства на нем работ по договору с фирмой ОРГРЭС.

18.3. Стоимости выполнения заказчиком лабораторных физико-технических и химических анализов.

18.4. Стоимости работ, выполняемых подсобной рабочей силой и лаборантами-наблюдателями, представляемыми заказчиком, а также затрат на транспорт, приобретение приспособлений, измерительных устройств, материалов, документации и др., оговоренных в договоре или специальном протоколе в соответствии с п. 5.4 общей части настоящего Прейскуранта.

18.5. Стоимости машинописных и множительных работ, выполняемых фирмой ОРГРЭС.

19. Простои производственного персонала фирмы ОРГРЭС из-за неподготовленности оборудования к выполнению работ, предусмотренных договором, из-за невозможности останова или пуска оборудования на параметрах и нагрузках, обусловленных технической программой работ, отсутствия эксплуатационного персонала и по другим причинам, не зависящим от производственного персонала фирмы ОРГРЭС, оплачиваются заказчиком исходя из фактического времени простоя и стоимости 1 чел.-дн. сверх стоимости работ по договору.

20. По согласованию между сторонами заказчик отчисляет фирме ОРГРЭС до 20% прибыли, полученной в результате достижения экономического эффекта от выполненных работ. Стоимость расчета экономического эффекта определяется на основании Приложения 2 настоящего Прейскуранта. Данные условия оговариваются и фиксируются в договоре.

<*> Географические наименования территориального деления независимых государств даны по состоянию на 01.01.91.

В зависимости от типа документа работа выполняется по следующим категориям сложности:

1 — правила, инструкции, нормы, методические указания, методики, номенклатуры, положения, циркуляры (предписания), планы, стандарты, руководства, технические задания, технические условия, комплексные программы и программы специального назначения;

2 — обзоры, методические пособия, информационные письма и листки, экспресс-информации, памятки, перечни, рекомендации, справочники, технические описания, указатели, отзывы, заключения.

Примечания:

1. При выполнении работы в большем или меньшем объеме, чем определено единицей измерения, стоимость ее увеличивается или уменьшается пропорционально принятой единице.

2. Объем текстовой части материала менее 0,5 авт. л. принимается равным 0,5 авт. л.

3. При изменении объема работы стоимость по отдельным видам работ определяется со следующими коэффициентами:

0,8 - при переработке (пересмотре) не менее 50% материалов для составления текстовой или графической части первой редакции материала (п. п. 11 и 14);

0,5 - то же при переработке менее 50% материалов;

0,8 - на второй и каждый последующий функциональный узел (предприятие) при одновременном обследовании нескольких функциональных узлов (п. п. 5, 6, 7 и 8).

РАЗДЕЛ 7

ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ

7.1. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНО-НАЛАДОЧНЫЕ РАБОТЫ

7.1.01. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПТИМАЛЬНЫХ ПУСКОВЫХ РЕЖИМОВ ПАРОТУРБИННОЙ УСТАНОВКИ (ТУРБОУСТАНОВКИ)

Работа выполняется на турбоустановках, работающих на перегретом паре в составе энергоблоков или на ТЭС с поперечными связями.

Отработка пусковых режимов выполняется для оборудования, указанного заводом-изготовителем турбины на тепловой схеме турбоустановки, за исключением оборудования теплофикационной установки турбины с регулируемыми отборами.

В зависимости от целей и объема испытаний работа проводится по следующим категориям сложности:

1 - разработка типовых решений для определенного типа турбоустановки, работающей в блоке с типовыми котлами;

2 - разработка технологических решений для автоматизированного пуска турбоустановки, работающей в блоке с котлом;

3 - внедрение типовых или заводских решений для турбоустановки применительно к конкретной тепловой схеме ТЭС.

В зависимости от мощности, параметров пара и схемы турбоустановки работа выполняется по следующим группам оборудования:

1 - турбоустановки мощностью 801 - 1200 МВт с давлением свежего пара до 24 МПа;

2 - турбоустановки мощностью 500 - 800 МВт с давлением свежего пара до 24 МПа;

3 - турбоустановки мощностью 250 - 330 МВт с давлением свежего пара до 24 МПа;

4 - турбоустановки мощностью 160 - 230 МВт с давлением свежего пара до 13 МПа, имеющие систему промперегрева и работающие в блоке с котлом;

5 - турбоустановки мощностью до 185 МВт с давлением свежего пара до 13 МПа без системы промперегрева, работающие в блоке с котлом;

6 - турбоустановки мощностью до 185 МВт, работающие на ТЭС с поперечными связями без системы промперегрева.

При определении стоимости работы принято, что:

• работа выполняется для групп оборудования 1 - 5 в блоке с однокорпусным котлом;
• испытания турбоустановки проводятся для четырех режимов пуска из характерных исходных тепловых состояний после ее останова в резерв;
• работа не предусматривает определения пусковых расходов тепла или электроэнергии;
• работа не предусматривает проведения расчета термонапряженного состояния отдельных узлов турбоустановки.

При выполнении работы минимальное количество опытных пусков должно быть не менее восьми (по два опыта в каждом режиме пуска); общее количество опытных пусков в зависимости от категории сложности работы определяется в технической программе работ, согласованной с заказчиком, и может уточняться в процессе проведения работы.

7.1.01.01. Ознакомление с запросом заказчика. Составление сметно-договорной документации. Подбор и изучение технической документации, ознакомление с состоянием турбоустановки и тепловой схемы.

7.1.01.02. Разработка технической программы работ, согласование ее с заводами-изготовителями оборудования. Ознакомление со штатной системой контроля и управления турбоустановки. Разработка схемы экспериментального контроля, необходимых чертежей для установки специальных измерений в проточной части турбины и согласование схемы и чертежей с заводом-изготовителем турбины.

7.1.01.03. Разработка и согласование с заказчиком технической программы и схемы дополнительных измерений по турбоустановке.

7.1.01.04. Участие в установке датчиков для дополнительных измерений на турбине и контроль за монтажом схемы измерений.

7.1.01.05. Разработка и согласование с заказчиком рабочих программ пуска турбоустановки (и энергоблока) из различных тепловых состояний и плановых остановов в резерв.

7.1.01.06. Проведение предварительных пусков турбоустановки (и энергоблока) из различных тепловых состояний. Снятие режимов естественного остывания элементов турбоустановки.

7.1.01.07. Обработка материалов предварительных пусков в объеме, необходимом для рассмотрения заводом-изготовителем (только для 1 категории) или заказчиком (только для 3 категории), и корректировки рабочих программ, графиков-заданий.

7.1.01.08. Обработка материалов предварительных пусков. Анализ полученных результатов совместно со специалистами по автоматизации пусков, корректировка рабочих программ и графиков - заданий.

7.1.01.09. Проведение основных пусков турбоустановки из различных тепловых состояний.

7.1.01.10. Обработка материалов испытаний основных пусков в объеме, необходимом для разработки и согласования с заводом-изготовителем (только для 1 категории), специалистами по автоматизации пусков (только для 2 категории) и заказчиком окончательной технологии и графиков-заданий пусков из различных тепловых состояний.

7.1.01.11. Проведение контрольных пусков турбоустановки из различных тепловых состояний (только для 1 категории).

7.1.01.12. Окончательная обработка материалов испытаний, составление графиков, схем, таблиц, проведение расчетов, разработка рекомендаций.

7.1.01.13 Составление технического отчета.

Примечание. При проведении работы на турбоустановке, работающей в блоке с двумя котлами (или двумя корпусами котла), стоимость по группам оборудования 1 - 5 определяется с коэффициентом 1,2.

7.1.02. ИСПЫТАНИЯ ТУРБИННОГО ОБОРУДОВАНИЯ ПРИ НЕСТАЦИОНАРНЫХ (ДИНАМИЧЕСКИХ) РЕЖИМАХ РАБОТЫ

В зависимости от характера испытания подразделяются на 3 вида:

1 - сбросы нагрузки (табл. 1). К ним относятся сбросы паровой нагрузки турбины с закрытием стопорных или регулирующих клапанов без отключения генератора, сбросы электрической нагрузки турбоагрегата до холостого хода или собственных нужд с отключением генератора от сети или линии;

2 - отключения оборудования (табл. 2). К ним относятся испытания при мгновенном отключении вспомогательного оборудования ТПН, ПЭН, ПВД, КЭН, циркуляционных насосов и др.;

3 - импульсные разгрузки (табл. 3). К ним относятся кратковременные разгружения турбоагрегата по условиям энергосистемы с последующим восстановлением нагрузки до исходной либо ограниченной.

Стоимость работы на один вид испытания указана в табл. 1 - 3.

В зависимости от целей и объема испытаний работа проводится по следующим категориям сложности:

1 - разработка типовых решений и технических заданий средств автоматики с использованием средств экспериментального контроля;

2 - отработка проектных решений с изменением технических заданий средств автоматики;

3 - проверка проектных решений с использованием экспериментального контроля;

4 - проверка работы проектной схемы и средств автоматики без использования экспериментального контроля (по эксплуатационному контролю).

В зависимости от мощности, параметров пара и схемы паротурбинной установки (турбоустановки) предусматривается 6 групп оборудования:

1 - с турбинами мощностью 500 - 1000 МВт, работающими на влажном насыщенном паре с давлением до 6 МПа;

2 - с турбинами мощностью 500 - 1200 МВт, с давлением свежего пара до 24 МПа;

3 - с турбинами мощностью 250 - 330 МВт, с давлением свежего пара до 24 МПа;

4 - с турбинами мощностью 160 - 230 МВт, с давлением свежего пара до 13 МПа, с промперегревом, работающими в блоке с котлом;

5 - с турбинами мощностью до 185 МВт, с давлением свежего пара до 13 МПа, без промперегрева, работающими в блоке с котлом;

6 - с турбинами мощностью до 185 МВт, с давлением свежего пара до 13 МПа, без промперегрева, на электростанциях с поперечными связями.

Объем испытываемого оборудования включает в себя турбоустановку в объеме проектирования завода-изготовителя турбины, а также вспомогательное оборудование энергоблока в пределах машзала - питательную и деаэрационную установки, паропроводы собственных нужд. В объем работы не входит испытание общестанционного оборудования - теплофикационной установки, системы подготовки добавочной воды и др.

При определении стоимости работы принято, что:

• работа для первой группы оборудования выполняется на оборудовании II контура блока;
• для групп 2 - 5 работа выполняется на турбинном оборудовании энергоблока с котлом (котлами);
• для 6 группы испытания проводятся на турбинном оборудовании электростанции с поперечными связями;
• испытания проводятся на трех режимах работы блока (турбоустановки) - 50, 75 и 100% номинальной мощности;
• работа не предусматривает осциллографирования системы регулирования и определения динамических характеристик отдельных объектов авторегулирования.

При выполнении работы минимальное количество опытов устанавливается: 6 (по два опыта на трех режимах) для 1-й и 2-й категорий сложности и 3 (по одному опыту на трех режимах) для 3-й и 4-й категорий сложности.

7.1.02.01. Ознакомление с запросом заказчика. Составление сметно-договорной документации.

7.1.02.02. Подбор и ознакомление с нормативно-технической, проектной и эксплуатационной документацией. Ознакомление на объекте со схемами, конструкцией и состоянием турбоустановки и вспомогательного оборудования. Разработка технической программы испытаний и согласование ее с заказчиком и заинтересованными организациями.

7.1.02.03. Ознакомление на объекте со штатными схемами технологического контроля, управления, автоматики и блокировок оборудования машзала. Разработка принципиальной схемы измерений, составление перечня приборов и измерительных устройств. Составление и выдача заданий по подготовке к испытаниям.

7.1.02.04. Разработка и согласование с заказчиком схемы дополнительных измерений по турбоустановке и вспомогательному оборудованию. Составление спецификации на дополнительные приборы и измерительные устройства.

7.1.02.05. Подбор и отправка на объект приборов дополнительных измерений.

7.1.02.06. Участие в установке дополнительных средств измерений и контроль за монтажом схемы измерений.

7.1.02.07. Проверка на объекте приборов и измерительных устройств. Проведение предварительных опытов для оценки готовности турбины, вспомогательного оборудования и схемы измерений к испытаниям.

7.1.02.08. Разработка и согласование с заказчиком рабочей программы испытаний. Проведение основных опытов для различных режимов в соответствии с утвержденной программой.

7.1.02.09. Предварительная обработка результатов испытаний. Составление предварительного технического заключения.

7.1.02.10. Корректировка технологии работы турбинного оборудования, технических заданий на средства автоматики и блокировок и согласование их с заинтересованными организациями. Корректировка рабочей программы испытаний.

7.1.02.11. Проведение контрольных испытаний при различных режимах для подтверждения откорректированной технологии работы оборудования и условий работы средств автоматики.

7.1.02.12. Демонтаж приборов дополнительных измерений и отправка их с объекта.

7.1.02.13. Окончательная обработка результатов испытаний. Анализ работы турбинного оборудования при динамических испытаниях. Составление графиков, схем, таблиц, проведение необходимых расчетов. Разработка рекомендаций.

7.1.02.14 Составление технического отчета.

Примечание. При изменении технических условий или объема работы стоимость определяется со следующими коэффициентами:

0,9 - при проведении испытаний после проведения исполнителем пусконаладочных работ на данном оборудовании;

0,85 - для каждой последующей турбоустановки (блока) при одновременном испытании оборудования нескольких однотипных турбоустановок на одной электростанции;

0,8 - для второго и каждого последующего вида испытаний при одновременном проведении нескольких видов испытаний нестационарных режимов на одной турбоустановке;

0,2 - для каждых двух дополнительных опытов по 1 и 2 категории сложности либо для каждого дополнительного опыта по 3 и 4 категории сложности сверх предусмотренного.

7.1.03. ФУНКЦИОНАЛЬНЫЕ (ТЕПЛОВЫЕ) ИСПЫТАНИЯ ПАРОВЫХ ТУРБОУСТАНОВОК

Работа выполняется на турбоустановке, состоящей из турбоагрегата, конденсационной установки и системы регенеративных и сетевых подогревателей.

В зависимости от цели испытаний, объема и точности измерений работа выполняется по следующим категориям сложности:

1 - испытания головных образцов турбин, турбин после их модернизации или реконструкции, приемосдаточные испытания, испытания турбин, не имеющих типовых энергетических характеристик. Измерения проводятся приборами класса точности 0,5 и 0,6;

2 - испытания турбин на характерных режимах с проверкой соответствия показателей их работы с типовыми энергетическими характеристиками с применением штатных приборов.

Ниже приведены типы оборудования и количество опытов в зависимости от категории сложности испытаний.

7.1.03.01. Ознакомление с запросом заказчика, составление сметно-договорной документации.

7.1.03.02. Ознакомление с оборудованием и схемой турбины, технической документацией по эксплуатации и ремонту. Подбор исходных справочных и руководящих материалов. Составление и согласование технической программы испытаний и схемы измерений.

7.1.03.03. Составление и согласование перечня подготовительных работ. Подбор и отправка измерительных приборов и материалов на объект. Технический надзор за выполнением подготовительных работ, монтажом и наладкой средств измерений.

7.1.03.04. Проведение предварительных опытов для проверки готовности оборудования, тепловой схемы и схемы измерений к испытаниям. Обучение наблюдателей.

7.1.03.05. Проведение опытов в соответствии с программой. Предварительная обработка материалов испытаний.

7.1.03.06. Демонтаж схемы измерений, проверка и отправка приборов с объекта.

7.1.03.07. Первичная обработка информации. Расчет истинных значений измеренных параметров и состояния пара в характерных точках установки.

7.1.03.08. Определение расходов пара на подогреватели, по ступеням турбины и в конденсатор.

7.1.03.09. Расчет и построение тепловых характеристик турбины, регенеративных и сетевых подогревателей, конденсатора и их пересчет на номинальные условия.

7.1.03.10 Графическое оформление результатов испытания.

7.1.03.11 Анализ полученных данных и разработка рекомендаций.

7.1.03.12 Составление технического отчета.

Примечания:

1. При изменении технических условий или объема работы стоимость определяется со следующими коэффициентами:

0,65 - при проведении экспресс-испытаний (2 этапа) с сокращенным объемом и применением штатных приборов (по 2-й категории сложности);

0,50 - для каждого последующего этапа работ при проведении испытаний в несколько этапов с демонтажом и вторичным монтажом приборов;

0,20 - при составлении характеристики нетто турбины по результатам испытаний, проведенных по 1-й категорий сложности.

2. При увеличении количества опытов сверх предусмотренного типовым объемом стоимость работы определяется по формуле:

                                           n
                                            ф

                         С = С  (0,65 + 0,35 х ---),
                              п                n

                                            п

где:

С — стоимость по Прейскуранту; п

n — фактическое количество опытов; ф

n — максимальное количество опытов по Прейскуранту. п

3. Стоимость работы не учитывает стоимости ввода информации в ЭВМ и машинного времени.

4. В стоимости работ не учтены работы по участию в проектировании и обслуживании систем спецконтроля, разрабатываемых через проектные организации (ТЭП и т.д.) или включающих в себя средства измерений новых типов.

7.1.04. ФУНКЦИОНАЛЬНЫЕ (ТЕПЛОВЫЕ) ИСПЫТАНИЯ ПАРОВОЙ ТУРБИНЫ С ПРОМЕЖУТОЧНОЙ СЕПАРАЦИЕЙ И ПРОМЕЖУТОЧНЫМ ПЕРЕГРЕВОМ ПАРА

Работа проводится на турбинах, работающих на влажном паре перед турбиной по двухконтурной схеме.

В зависимости от целей и объема испытания проводятся по следующим категориям сложности:

1 — детальные испытания турбин, испытания турбин после их модернизации или реконструкции, испытания для получения типовых энергетических характеристик;

2 — испытания турбин на характерных режимах с использованием штатных приборов для определения удельного расхода тепла брутто.

В зависимости от мощности турбины предусматриваются пять групп оборудования:

1 — теплофикационная турбина с регулируемыми отборами пара мощностью до 500 МВт;

2 — конденсационная турбина мощностью более 1000 МВт;

3 — то же 501 — 1000 МВт;

4 — то же 251 — 500 МВт;

5 — то же до 250 МВт.

7.1.04.01. Ознакомление с запросом заказчика, составление сметно-договорной документации.

7.1.04.02. Подбор исходных справочных и руководящих материалов, информационных сообщений, нормативов, стандартов, схем, чертежей, расчетов и пр. Ознакомление с чертежами и расчетными характеристиками установки, составление схемы измерений, согласование с заказчиком программы работ, принципиальной схемы измерений при испытаниях, определение парка приборов и измерительных устройств на объекте. Составление и выдача задания по подготовке к испытаниям.

7.1.04.03. Составление заявки на специальные приборы и измерительную аппаратуру, поставляемые для испытаний наладочной организацией. Подбор и калибровка приборов и измерительных устройств, отправка приборов на объект. Технический контроль при проведении подготовительных работ к испытаниям. Монтаж и наладка измерительных устройств и приборов схемы экспериментального контроля, предварительная проверка всей схемы измерений, согласование с заказчиком программы испытаний и календарного плана работ.

7.1.04.04. Проведение предварительных опытов при 2 — 3-х режимах для проверки состояния основного и вспомогательного оборудования, схемы измерений и обучения наблюдателей. Проведение калибровки сужающих устройств. Обработка результатов предварительных и калибровочных опытов. Составление ведомости дефектов с указанием мероприятий по устранению выявленных дефектов.

7.1.04.05. Проведение основных опытов при различных режимах в соответствии с программой (12 опытов) для определения тепловой характеристики турбины, определение поправок к мощности на давление отработавшего пара. Определение КПД отсеков турбины, проверка эффективности работы сепаратора-пароперегревателя, системы регенеративного подогрева конденсата и питательной воды. Предварительная обработка результатов испытаний.

7.1.04.06. Проведение основных опытов при различных режимах в соответствии с программой (8 опытов) для определения тепловой характеристики турбины. Предварительная обработка результатов испытаний.

7.1.04.07. Окончательная обработка результатов испытаний (подсчет усредненных показателей, введение поправок, приведение опытных данных к расчетным условиям).

7.1.04.08 Расчет и построение тепловых характеристик турбины.

7.1.04.09. Составление сводных таблиц, построение графиков, разработка рекомендаций.

7.1.04.10 Составление технического отчета.

Примечание. При изменении технических условий или объема работы стоимость определяется со следующими коэффициентами:

1,15 — при испытании турбины, работающей по одноконтурной схеме;

1,1 — при испытании конденсационной турбины с повышенным расходом пара на теплофикацию из нерегулируемых отборов;

0,2 — при составлении характеристики нетто турбины по результатам испытаний, проведенных по 1 категории сложности;

0,15 — при проведении испытаний с целью определения только зависимости мощности турбины от давления в конденсаторе отдельно от тепловых испытаний (по 1 категории сложности).

7.1.05. ФУНКЦИОНАЛЬНЫЕ (ТЕПЛОВЫЕ) ИСПЫТАНИЯ ЭНЕРГОБЛОКА С ТУРБИНОЙ, РАБОТАЮЩЕЙ НА ВЛАЖНОМ ПАРЕ

Работа проводится на энергоблоке с паровой турбиной мощностью 1000 МВт (моноблоке), работающей на влажном паре по двухконтурной схеме.

В зависимости от целей и объема испытания проводятся по следующим категориям сложности:

1 — детальные испытания энергоблока, испытания для получения нормативных характеристик;

2 — испытания энергоблока на характерных режимах работы с использованием штатных приборов для определения удельного расхода тепла брутто.

7.1.05.01. Ознакомление с запросом заказчика, составление сметно-договорной документации.

7.1.05.02. Ознакомление со схемой энергоблока, основным и вспомогательным оборудованием, технической документацией заводов-изготовителей оборудования, проектной документацией, составление схемы измерений. Согласование с заказчиком программы работ, принципиальной схемы измерений при испытаниях, определение парка приборов и измерительных устройств на объекте. Составление и выдача задания по подготовке к испытаниям.

7.1.05.03. Составление заявки на специальные приборы и измерительную аппаратуру, поставляемые для испытаний наладочной организацией. Подбор, проверка и калибровка приборов и измерительных устройств, отправка приборов на объект. Технический контроль при проведении подготовительных работ к испытаниям. Монтаж и наладка измерительных устройств и приборов схемы экспериментального контроля. Предварительная проверка всей схемы измерений.

7.1.05.04. Проведение предварительных опытов при 2 — 3-х режимах для проверки состояния основного и вспомогательного оборудования, схемы измерений и обучения наблюдателей. Проведение калибровки сужающих устройств. Обработка результатов предварительных и калибровочных опытов. Составление ведомости дефектов с указанием мероприятий по устранению выявленных дефектов.

7.1.05.05. Проведение основных опытов в соответствии с программой в диапазоне нагрузок 60 — 100% от номинальной (12 опытов). Предварительная обработка результатов испытаний. Демонтаж и проверка приборов и измерительных устройств.

7.1.05.06. Окончательная обработка результатов испытаний, составление алгоритмов и программ для расчетов на ЭВМ, подсчет усредненных показателей, введение поправок, приведение опытных данных к расчетным условиям.

7.1.05.07. Расчет и построение тепловых характеристик энергоблока, составление сводных таблиц, построение графиков. Анализ результатов испытаний, разработка рекомендаций по повышению надежности и экономичности работы.

7.1.05.08 Составление технического отчета.

Примечания:

1. При изменении технических условий стоимость работы определяется со следующими коэффициентами:

1,15 — при испытании моноблока с паровой турбиной мощностью 1000 МВт, работающей на влажном паре по одноконтурной схеме;

1,15 — при испытании энергоблока с одной паровой турбиной мощностью более 1000 МВт или энергоблока с двумя турбинами любой мощности, работающими на влажном паре;

0,85 — при испытании моноблока мощностью от 500 до 800 МВт;

0,75 — при испытании моноблока мощностью менее 500 МВт.

2. При увеличении количества опытов против предусмотренного типовым объемом стоимость определяется по формуле:

                                           n
                                            ф

                         С = С  (0,65 + 0,35 х ---),
                              п                n

                                            п

где:

С — стоимость по Прейскуранту; п

n — фактическое количество опытов; ф

n — максимальное количество опытов по Прейскуранту. п

7.1.06. ТИПОВЫЕ НАТУРНЫЕ ИСПЫТАНИЯ СИСТЕМЫ ПРОМЕЖУТОЧНОЙ СЕПАРАЦИИ И ПЕРЕГРЕВА ПАРА ТУРБИНЫ, РАБОТАЮЩЕЙ НА ВЛАЖНОМ ПАРЕ

Работа предусматривает детальные испытания двухступенчатой системы промежуточной сепарации и перегрева пара (ПСПП) турбины энергоблока мощностью 1000 МВт с двухконтурной схемой. Измерения проводятся приборами класса точности не ниже 1,0. Испытания проводятся на всех характерных режимах работы турбины, включая пуски из различных тепловых состояний, стационарную работу, нестационарные и динамические режимы, а также визуальные осмотры аппаратов в течение длительной эксплуатации.

7.1.06.01. Ознакомление с запросом заказчика. Составление сметно-договорной документации.

7.1.06.02. Ознакомление со схемой ПСПП, его конструкцией и технической документацией завода-изготовителя и проектной организации.

7.1.06.03. Составление программы испытаний, согласование ее с заводами-изготовителями, проектными и контролирующими организациями и с заказчиком.

7.1.06.04. Составление схемы измерений, выбор измерительной аппаратуры, составление технического задания проектной организации на рабочий проект экспериментального контроля.

7.1.06.05. Составление технической документации (рабочих чертежей) на нестандартные измерительные устройства и приспособления.

7.1.06.06. Подбор и отправка на объект необходимых измерительных приборов, устройств и приспособлений.

7.1.06.07. Техническое руководство и надзор за выполнением подготовительных работ на оборудовании (первичные врезки, монтаж КИП и вторичной коммутации) на электростанции и заводе-изготовителе.

7.1.06.08 Проведение предварительных опытов.

7.1.06.09. Определение теплогидравлических характеристик системы ПСПП на стационарных режимах.

7.1.06.10. Проверка работы ПСПП в пусковых режимах при пусках из различных тепловых состояний.

7.1.06.11. Определение динамических и теплогидравлических характеристик системы ПСПП в нестационарных режимах.

7.1.06.12. Проведение визуальных осмотров всех элементов системы ПСПП после наработки 2000, 5000, 10000 и 15000 ч.

7.1.06.13. Проведение предварительных расчетов, демонтаж приборов, выдача предварительного заключения.

7.1.06.14. Обработка материалов испытаний, составление алгоритмов и программ для расчетов на ЭВМ; проведение расчетов; составление сводных графиков и таблиц.

7.1.06.15. Составление технического отчета, согласование выводов и рекомендаций с заводами-изготовителями и другими организациями.

Примечание. При изменении технических условий стоимость работы определяется со следующими коэффициентами:

1,15 — при испытаниях системы ПСПП на энергоблоке с одноконтурной схемой;

1,15 — при испытаниях системы ПСПП на энергоблоке мощностью более 1000 МВт;

0,85 — при испытаниях системы ПСПП на энергоблоках мощностью 500 — 800 МВт;

0,75 — при испытаниях системы ПСПП на энергоблоках мощностью менее 500 МВт;

0,85 — при испытаниях системы ПСПП с одноступенчатым СПП.

7.1.07. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ПРОВЕРКА РЕЖИМА РАСХОЛАЖИВАНИЯ ПАРОТУРБИННОЙ УСТАНОВКИ

Работа предусматривает экспериментальную проверку одного способа расхолаживания паротурбинной установки (турбоустановки) с использованием приборов штатного контроля. Результатом работы является технология расхолаживания, обеспечивающая сокращение времени остывания элементов (цилиндров, клапанов) паротурбинной установки при выводе ее в ремонт. В зависимости от мощности турбоустановки работа выполняется по следующим группам оборудования:

турбоустановка с промперегревом пара мощностью:

1 — более 800 МВт;

2 — 501 — 800 МВт;

3 — 331 — 500 МВт;

4 — 250 — 330 МВт;

5 — 160 — 230 МВт;

турбоустановка без промперегрева пара мощностью:

6 — более 200 МВт;

7 — 101 — 200 МВт;

8 — до 100 МВт.

7.1.07.01. Ознакомление с запросом заказчика, составление сметно-договорной документации.

7.1.07.02. Ознакомление с технической документацией по турбоустановке, с тепловой схемой, объемом штатного теплотехнического контроля, с условиями и режимами работы оборудования. Выбор способа расхолаживания для турбоустановки с учетом возможностей схемы и режимов работы. Составление технической программы и перечня подготовительных работ.

7.1.07.03. Проведение необходимых предварительных расчетов по выбранному способу, составление и согласование схем и рабочих программ по расхолаживанию турбины.

7.1.07.04. Инструктаж персонала. Проведение экспериментальной проверки избранного способа расхолаживания паротурбинной установки.

7.1.07.05. Обработка результатов испытаний, составление диаграмм, схем, проведение расчетов.

7.1.07.06. Анализ результатов испытаний. Разработка рекомендаций (инструкций) для оперативного персонала электростанции по проведению расхолаживания паротурбинной установки при выводе ее в ремонт.

7.1.07.07 Составление технического отчета.

Примечание. При изменении технических условий или объема работы стоимость определяется со следующими коэффициентами:

1,2 — при использовании для измерения приборов специального контроля;

0,9 — при проведении расхолаживания паротурбинной установки одновременно с определением оптимальных пусковых режимов;

0,9 — для второго и каждого последующего способа при отработке нескольких способов расхолаживания.

7.1.08. ПРОМЫВКА ПАРОВОЙ ТУРБИНЫ ВЛАЖНЫМ ПАРОМ ПОД НАГРУЗКОЙ

Работа выполняется на турбинах любого типа на тепловых электростанциях.

В зависимости от мощности турбины работа проводится по следующим группам оборудования:

1 — более 800 МВт;

2 — 500 — 800 МВт;

3 — 250 — 330 МВт;

4 — до 230 МВт.

7.1.08.01. Ознакомление с запросом заказчика, составление сметно-договорной документации.

7.1.08.02. Подбор эксплуатационных и заводских материалов. Разработка методики и схемы промывки. Составление режимного графика снижения и повышения температуры свежего пара и пара промперегрева.

7.1.08.03. Согласование с заказчиком технической программы и схемы контроля за работой. Составление перечня подготовительных работ.

7.1.08.04. Проведение контрольной проверки по заносу турбины. Установление динамики повышения давления в контрольных ступенях по эксплуатационным режимам, анализ основных причин заноса турбины. Составление рабочей программы по промывке. Установка контрольно-измерительных приборов.

7.1.08.05. Технический контроль при переводе энергоблока с номинального на промывочный режим, промывка турбины влажным паром и восстановление параметров пара и нагрузки до номинальных значений. Проведение проверки эффективности промывки. Составление предварительного заключения по результатам промывки.

7.1.08.06. Обработка данных измерений параметров работы энергоблока и температуры металла элементов турбины и паропроводов. Обработка данных химических анализов пара, конденсата и питательной воды. Построение графиков. Разработка рекомендаций.

7.1.08.07 Составление технического отчета.

7.1.09. ИСПЫТАНИЯ И НАЛАДКА РЕЖИМОВ ВАКУУМНОЙ СИСТЕМЫ ТУРБОУСТАНОВКИ И СХЕМЫ КОНЦЕВЫХ УПЛОТНЕНИЙ ТУРБИНЫ

Работа выполняется на одной турбоустановке, оснащенной пароструйным эжектором, и охватывает схемы концевых уплотнений и всю вакуумную систему турбины.

В зависимости от мощности турбины работа проводится по следующим группам оборудования:

1 — 801 — 1200 МВт;

2 — 500 — 800 МВт;

3 — 231 — 330 МВт;

4 — до 230 МВт.

7.1.09.01. Ознакомление с запросом заказчика, составление сметно-договорной документации.

7.1.09.02. Подбор справочных и руководящих материалов, ознакомление с вакуумной системой турбоустановки и режимом ее эксплуатации. Проверка состояния элементов установки.

7.1.09.03. Составление и согласование программы испытаний. Разработка схемы измерений.

7.1.09.04. Подготовка и наладка приборов и контроль за монтажом схемы измерений.

7.1.09.05. Выявление мест неплотностей в вакуумной системе. Обработка результатов поиска неплотностей. Разработка мероприятий по повышению воздушной плотности и контроль за их выполнением. Проверка эффективности выполненных мероприятий и обработка результатов проверки.

7.1.09.06. Практическое обучение персонала электростанции приемам поиска неплотностей на работающей турбине.

7.1.09.07. Проведение проверки работоспособности схемы концевых уплотнений.

7.1.09.08. Разработка мероприятий по совершенствованию схемы концевых уплотнений, подготовка материалов к согласованию с заказчиком и с заводом — изготовителем турбины.

7.1.09.09. Контроль за выполнением мероприятий по совершенствованию схемы уплотнений, разработка дополнительной схемы измерений и контроль за ее монтажом.

7.1.09.10. Составление и согласование программы испытаний. Проведение испытаний реконструированной схемы концевых уплотнений на всех режимах работы турбины.

7.1.09.11. Обработка результатов испытаний реконструированной схемы концевых уплотнений.

7.1.09.12. Составление инструкции по эксплуатации схемы концевых уплотнений турбины.

7.1.09.13. Окончательная обработка материалов испытаний и наладки. Оформление технической документации. Составление технического отчета.

Примечание. При использовании в схеме турбоустановки водоструйного эжектора в качестве основного стоимость работы определяется с коэффициентом 1,15.

7.1.10. ПРОВЕРКА РАБОТЫ ПАРОВОЙ ТУРБИНЫ В БЕСПАРОВОМ РЕЖИМЕ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ГЕНЕРАТОРА В КАЧЕСТВЕ СИНХРОННОГО КОМПЕНСАТОРА

В зависимости от мощности турбины работа выполняется по следующим группам оборудования:

1 — свыше 230 МВт;

2 — 101 — 230 МВт;

3 — 51 — 100 МВт;

4 — до 50 МВт.

7.1.10.01. Ознакомление с запросом заказчика, составление сметно-договорной документации.

7.1.10.02. Подбор исходных данных, справочных и руководящих материалов, составление схемы испытаний и измерений. Подбор и калибровка приборов и измерительных устройств. Подготовка необходимых расчетных и нормативных материалов, разработка специальных измерительных устройств, спецоснастки и схемы специальных измерений.

7.1.10.03. Ознакомление с оборудованием, изучение технической документации по эксплуатации и ремонту, ознакомление со схемой установки. Согласование схемы и программы испытаний. Составление и выдача перечня подготовительных работ к испытаниям.

7.1.10.04. Технический контроль за выполнением подготовительных работ; установка, наладка приборов и специальных измерительных устройств. Проведение предварительных опытов для проверки работы оборудования, измерительной схемы и обучения наблюдателей.

7.1.10.05. Проведение основных опытов по программе: переход на беспаровой режим после работы с различной электрической нагрузкой; переход с беспарового режима на нормальный режим с набором электрической нагрузки. Предварительная обработка результатов испытаний и составление предварительного заключения по результатам испытания.

7.1.10.06. Обработка результатов испытания, подсчет средних, приведение к номинальным условиям, составление таблиц и графиков, разработка рекомендаций по переходу с режима нагрузки на беспаровой режим и переходу с беспарового режима на режим нагрузки.

7.1.10.07 Составление технического отчета.

7.1.11. ИСПЫТАНИЕ ПАРОВОЙ ТУРБИНЫ В РЕЖИМЕ С ПОВЫШЕННЫМ ПРОТИВ РАСЧЕТНОГО ДАВЛЕНИЕМ В КОНДЕНСАТОРЕ

В зависимости от типа и мощности турбины работа выполняется по следующим группам оборудования:

1 — турбина теплофикационная с двумя регулируемыми отборами пара — производственным и отопительным (типа ПТ) мощностью 25 — 60 МВт;

2 — то же мощностью 12 — 24 МВт;

3 — турбина теплофикационная с одним регулируемым отбором пара — производственным или отопительным (типа П или типа Т) мощностью 25 — 60 МВт;

4 — то же мощностью 12 — 24 МВт;

5 — турбина конденсационная (типа К) мощностью 25 — 60 МВт;

6 — то же мощностью 12 — 24 МВт.

7.1.11.01. Ознакомление с запросом заказчика, составление сметно-договорной документации.

7.1.11.02. Ознакомление с оборудованием, схемой и режимами эксплуатации турбины. Составление перечня подготовительных работ и эскизов специальных измерительных устройств. Технический контроль за выполнением подготовительных работ, установкой, наладкой и тарировкой приборов. Составление и согласование с заказчиком схемы и рабочей программы испытаний.

7.1.11.03. Проведение предварительной серии опытов (5 — 8 опытов) для проверки правильности собранной тепловой схемы, тепловых и расходных балансов, обучения наблюдателей.

7.1.11.04. Проведение основных опытов (34 — 54 опыта). При проведении опытов вакуум ухудшается искусственным образом. Предварительная обработка результатов испытаний.

7.1.11.05. Выдача заключения о целесообразности реконструктивных работ по турбине и схеме.

7.1.11.06. Расчет количества подлежащих удалению последних ступеней турбины и ограничительных режимов при работе турбины с удаленными ступенями на циркуляционной воде.

7.1.11.07. Проведение контрольных испытаний (8 — 15 опытов) после включения конденсатора турбины в схему тепловой сети (в схему подготовки воды), составление технического заключения.

7.1.11.08. Окончательная обработка материалов испытания, составление сводных таблиц, графиков, схем; расчет и построение характеристик турбины при повышенном противодавлении в конденсаторе.

7.1.11.09. Разработка рекомендаций по надежной и экономичной работе турбины, расчет годового экономического эффекта.

7.1.11.10 Составление технического отчета.

Примечание. При изменении технических условий или объема работы стоимость определяется со следующими коэффициентами:

0,3 — при проведении контрольных испытаний отдельно от основной работы, вызванном неготовностью турбины к проведению испытаний с включенным в схему тепловой сети конденсатором;

0,3 — на каждые полные и неполные 30 МВт при проведении работы на турбинах мощностью более 60 МВт (по 1, 3, 5-й группам оборудования).

7.1.12. НАТУРНЫЕ ИСПЫТАНИЯ АВТОМАТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ (АСР) ПАРОВОЙ ТУРБИНЫ

Работа предусматривает проведение натурного типового испытания гидравлической АСР и защиты от разгона одной паровой турбины при следующих условиях:

• на остановленной турбине;
• при работе турбины на холостом ходу и при медленных изменениях электрической и тепловой нагрузок;
• при мгновенных сбросах паровой нагрузки с последующим отключением турбогенератора (ТГ) от сети и при мгновенных сбросах электрической нагрузки с отключением ТГ от сети.

Работа выполняется на следующих АСР паровых турбин:

1 — АСР конденсационной паровой турбины (типа К) мощностью 801 — 1200 МВт или АСР теплофикационной паровой турбины (типа ТК) мощностью до 500 МВт.

АСР конденсационной паровой турбины (типа К) мощностью, МВт:

2 — 500 — 800;

3 — 250 — 330;

4 — до 230.

АСР теплофикационной паровой турбины с одним регулируемым отопительным отбором пара (типа Т) или АСР паровой турбины с противодавлением без регулируемого отбора (типа Р) мощностью, МВт:

5 — 201 — 300;

6 — 100 — 200.

АСР теплофикационной паровой турбины с двумя регулируемыми (производственным и отопительным) отборами пара (типа ПТ) мощностью, МВт:

7 — 101 — 200;

8 — 50 — 100.

7.1.12.01. Ознакомление с запросом заказчика, составление сметно-договорной документации.

7.1.12.02. Подбор и изучение технической, информационной и эксплуатационной документации (проектно-конструкторской, нормативной). Разработка и согласование программ испытаний АСР и защиты от разгона, перечня подготовительных работ, плана-графика испытаний.

7.1.12.03. Техническое руководство проведением подготовительных работ (подбор и поверка манометров, контроль сборки схем измерений).

7.1.12.04. Снятие характеристик АСР и проверка защиты от разгона на остановленной турбине.

7.1.12.05. Снятие характеристик АСР и проверка защиты от разгона при работе турбины на холостом ходу и под нагрузкой.

7.1.12.06 Испытание АСР мгновенными сбросами нагрузки турбины.

7.1.12.07. Предварительная обработка опытных данных. Составление технического акта (предварительного заключения) по результатам испытаний.

7.1.12.08. Окончательная обработка материалов испытаний, составление характеристик и таблиц, построение графиков. Анализ результатов испытаний и разработка рекомендаций.

7.1.12.09 Составление технического отчета.

Примечание. При изменении технических условий или объема работы стоимость определяется со следующими коэффициентами:

1,5 — при выполнении сверх предусмотренного объема работ импульсных испытаний АСР и частичных мгновенных сбросов нагрузки турбины без отключения ТГ от сети;

1,3 — при испытании АСР турбины с тремя регулируемыми отборами пара;

1,3 — при испытании АСР турбины с электрической частью (ЭЧСР);

1,2 — при испытании АСР на головном или модернизированном (неосвоенном) оборудовании;

0,85 — при испытании АСР без проведения опытов с мгновенными сбросами нагрузки отключением ТГ от сети;

0,8 — на повторное испытание в полном объеме;

0,75 — при испытании АСР турбин с одним регулируемым отбором пара мощностью менее 100 МВт и турбин с двумя регулируемыми отборами пара мощностью менее 50 МВт.

7.1.13. ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ НАЛАДКА И НАСТРОЙКА АВТОМАТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ (АСР) ПАРОВОЙ ТУРБИНЫ

Работа предусматривает проведение эксплуатационной наладки и настройки органов (узлов) и каналов, входящих в состав гидравлической АСР или защиты паровой турбины:

1 — органов парораспределения АСР турбины в количестве до 5-ти штук, в число которых могут входить:

регулирующий, стопорный, отсечной, защитный, сбросной клапаны турбины;

поворотная диафрагма или заслонка;

клапан греющего пара СПП;

обратный клапан отбора пара, резервируемого РОУ или другим источником тепла.

2 — одного регулирующего гидравлического канала АСР и защиты от разгона паровой турбины, которым может быть:

канал регулирования частоты вращения ротора;

канал регулирования давления отборов пара;

канал регулирования давления отработавшего пара;

канал защиты турбины от разгона.

Гидравлический регулирующий канал — часть АСР, выполняет заданную функцию, состоит из одного командного органа, промежуточных усилителей, исполнительных органов и гидравлических связей между ними.

В объем работы входит настройка канала по заданным контрольным точкам и его наладка с целью обеспечения существующих технических требований к качеству функциональных зависимостей канала.

3 — одного командного органа АСР или защиты от разгона паровой турбины, которым может быть:

регулятор скорости (механический или гидравлический преобразователь частоты вращения ротора);

регулятор давления пара отбора или регулятор противодавления с их переключающим устройством и механизмом управления;

регулятор безопасности в составе двух бойков и их расхаживающего устройства;

электрогидравлический преобразователь;

электромагнитный выключатель турбины в количестве двух штук с их расхаживающими устройствами.

4 — одного гидравлического усилителя АСР, которым может быть:

золотник регулятора скорости с механизмом управления турбины;

промежуточный золотник или суммирующий золотник № 1;

суммирующий золотник регулятора давления;

золотники регулятора безопасности;

гидравлический сервомотор вместе с его золотником (или импульсным паровым клапаном), устройством ручного расхаживания и обратной связью.

7.1.13.01. Ознакомление с запросом заказчика, составление сметно-договорной документации.

7.1.13.02. Ознакомление с перечнем дефектов канала или узла и техническим состоянием АСР, их формулярами по настройке и заводскими чертежами. Разработка и согласование объема, программы и плана-графика работ.

7.1.13.03. Проверка соответствия канала или узла АСР техническим требованиям завода — изготовителя турбины. Техническое руководство устранением дефектов, возникших при эксплуатации турбины или выявленных при испытании и проверке канала или узла. Настройка и корректировка настройки канала или узла в соответствии с их формулярами.

7.1.13.04. Визуальная проверка работы канала или узла в составе АСР на остановленной турбине (по контрольным точкам) при ее работе на холостом ходу и под нагрузкой. Заполнение формуляров канала или узла.

7.1.13.05 Составление технического отчета (заключения).

Примечание. При изменении технических условий или объема работы стоимость определяется со следующими коэффициентами:

1,5 — при наладке и настройке каждого органа парораспределения, имеющего привод от общего сервомотора через кулачковый, клиновый или рычажный механизм;

1,3 — при настройке и наладке узла, совмещенного с ограничителем мощности;

1,25 — при настройке и наладке канала АСР, имеющей электрическую часть (ЭЧСР);

1,25 — при настройке и наладке телескопического сервомотора;

1,2 — при настройке и наладке органа (узла) или канала АСР на головном или модернизированном (неосвоенном) основном оборудовании;

0,5 — при наладке и настройке электромагнитных выключателей турбины, не имеющих расхаживающих устройств;

0,5 — при наладке и настройке одного электромагнитного выключателя;

0,3 — при наладке и настройке золотника предварительной защиты или золотника электромагнитного выключателя регулирующих клапанов ЦВД или ЦСД;

0,2 — на каждый последующий орган парораспределения сверх 5-ти предусмотренных.

7.1.14. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВРЕМЕННЫХ ХАРАКТЕРИСТИК АВТОМАТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ (АСР) И ЗАЩИТЫ ОТ РАЗГОНА ПАРОВОЙ ТУРБИНЫ

Работа предусматривает осциллографирование 10-ти параметров гидравлической части АСР для защиты от разгона одной паровой турбины при следующих условиях:

• при воздействиях на АСР и защиту от разгона на остановленной турбине;
• при мгновенном сбросе паровой нагрузки с последующим отключением турбогенератора (ТГ) от сети и при мгновенных сбросах электрической нагрузки с отключением ТГ от сети;
• при частичных сбросах нагрузки и импульсных разгружениях турбины без отключения ТГ от сети.

Работа проводится на АСР следующих типов оборудования:

1 — теплофикационной турбины с тремя регулируемыми отборами пара;

2 — теплофикационной турбины с двумя регулируемыми отборами пара или с одним регулируемым отбором пара и с промперегревом;

3 — теплофикационной турбины с одним регулируемым отбором пара без промперегрева или АСР конденсационной турбины с промперегревом;

4 — конденсационной турбины без промперегрева.

7.1.14.01. Ознакомление с запросом заказчика, составление сметно-договорной документации.

7.1.14.02. Ознакомление со схемой штатного контроля АСР, проектными временными характеристиками. Разработка схемы осциллографирования, программы и плана-графика испытаний, их согласование. Подбор и отправка приборов на объект.

7.1.14.03. Ознакомление с состоянием штатного контроля на турбине. Составление перечня подготовительных работ, разработка эскизов установки преобразователей. Проведение подготовительных работ (установка преобразователей, оборка и проверка работы схемы осциллографирования).

7.1.14.04. Осциллографирование процессов работы АСР и защиты от разгона на остановленной турбине по каналам регулятора безопасности, регулятора скорости, регуляторов давления, электромагнитных выключателей, электрогидравлического преобразователя ЭГП (при релейной форсировке, импульсных воздействиях), предварительной защиты.

7.1.14.05. Осциллографирование процессов работы АСР и защиты от разгона при мгновенных сбросах паровой нагрузки с последующим отключением генератора от сети и сбросах электрической нагрузки до собственных нужд энергоблока и до нуля, при частичных сбросах нагрузки (без отключения генератора от сети) и импульсных разгружениях.

7.1.14.06. Предварительная обработка материалов испытания. Составление технического акта по предварительным результатам испытания.

7.1.14.07. Окончательная обработка материалов испытания, построение графиков и таблиц. Анализ результатов осциллографирования, разработка рекомендаций.

7.1.14.08 Составление технического отчета (заключения).

Примечание. При изменении технических условий или объема работы стоимость определяется со следующими коэффициентами:

1,2 — при осциллографировании АСР на головном или модернизированном (неосвоенном) основном оборудовании;

1,3 — при осциллографировании АСР и системы маслоснабжения (водоснабжения) при перерывах питания насосов АСР;

0,75 — при выполнении работы не в полном объеме:

осциллографирование режимов при импульсной разгрузке и частичных сбросах нагрузки с предварительным осциллографированием процесса АСР и защиты от разгона на остановленной турбине;

осциллографирование режимов при мгновенных сбросах нагрузки с отключением ТГ от сети с предварительным осциллографированием процесса работы АСР и защиты от разгона на остановленной турбине;

0,7 — на повторное (при необходимости) осциллографирование АСР и защиты от разгона;

0,55 — при определении временных характеристик только на остановленной турбине;

0,05 — на осциллографирование каждого дополнительного параметра сверх десяти предусмотренных.

7.1.15. НАЛАДКА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЧАСТИ АВТОМАТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ (АСР) ПАРОТУРБИННОГО АГРЕГАТА ПРИ ЕЕ РЕМОНТЕ В ПРОЦЕССЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ ИЛИ РЕКОНСТРУКЦИИ

Работа предусматривает наладку электрической части АСР одной турбоустановки, содержащей быстродействующий контур управления или контуры регулирования давления пара в регулируемых отборах, противодавлении и температуры подогреваемой воды. Работа проводится на действующей турбоустановке.

В зависимости от типа турбоагрегата работа проводится по следующим группам оборудования:

1 — турбина теплофикационная с одним регулируемым отбором или конденсационная, с промперегревом; турбина теплофикационная с тремя регулируемыми отборами пара;

2 — турбина с двумя регулируемыми отборами без промперегрева;

3 — турбина с одним регулируемым отбором или противодавлением без промперегрева.

7.1.15.01. Ознакомление с запросом заказчика, составление сметно-договорной документации.

7.1.15.02. Ознакомление с технической документацией (проектно-конструкторской, паспортными данными, расчетными и нормативными материалами). Составление и согласование программы испытаний, схемы измерений и перечня подготовительных работ.

7.1.15.03. Техническая помощь на завершающей стадии монтажа электрической части АСР.

7.1.15.04 Подготовка измерительной схемы и схемы осциллографирования.

7.1.15.05. Наладка и испытания с осциллографированием АСР. Предварительная обработка результатов испытаний и наладки.

7.1.15.06. Окончательная обработка материалов наладки и испытаний. Обработка осциллограмм, составление характеристик, таблиц, построение диаграмм.

7.1.15.07. Анализ результатов. Разработка рекомендаций. Составление технического отчета.

Примечание. Для второй и каждой последующей турбоустановки при одновременном проведении работы на нескольких однотипных турбоустановках одной электростанции стоимость работы определяется с коэффициентом 0,9.

7.1.16. ИСПЫТАНИЯ СИСТЕМЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ МОДЕЛИ, ЗАМЕНЯЮЩЕЙ ОБЪЕКТ

Работа предусматривает проведение испытаний системы регулирования в режиме сброса нагрузки с отключением турбогенератора от сети на остановленной турбоустановке с использованием модели, заменяющей объект. Работа включает проведение натурных испытаний АСР для получения исходных данных. Работа выполняется для следующих групп оборудования:

1 — теплофикационная турбоустановка с отопительными отборами и с промперегревом;

2 — теплофикационная турбоустановка с производственным или (и) отопительным отбором (типа Т, П или ПТ) без промперегрева пара;

3 — конденсационная установка с промперегревом пара мощностью 500 — 800 МВт;

4 — то же 250 — 330 МВт;

5 — то же 200 — 230 МВт.

Проведение контрольных испытаний работой не предусматривается.

7.1.16.01. Ознакомление с запросом заказчика, составление сметно-договорной документации.

7.1.16.02. Получение исходных данных для расчета паровых объемов нерегулируемых и регулируемых отборов.

7.1.16.03. Составление математической модели турбины как объекта регулирования. Набор математической модели на аналоговой вычислительной машине, отладка модели и соединение ее с АСР.

7.1.16.04. Монтаж измерительной схемы и проверка схемы осциллографирования.

7.1.16.05. Снятие характеристик АСР на остановленной турбоустановке, холостом ходу и под нагрузкой. Проверка быстродействия АСР и клапана обратного сервомоторного КОС. Корректировка модели по данным испытаний.

7.1.16.06. Испытания АСР в режиме сброса нагрузки на остановленной турбоустановке. Предварительная обработка результатов испытаний.

7.1.16.07. Окончательная обработка материалов испытаний. Обработка осциллограмм, составление таблиц зависимостей. Построение диаграмм и графиков. Анализ результатов. Разработка рекомендаций. Составление технического отчета.

Примечание. При изменении технических условий или объема работы стоимость определяется со следующими коэффициентами:

1,15 — при выполнении сверх предусмотренного объема работ снятия частичных и импульсных характеристик на одной турбоустановке;

0,85 — для второй и каждой последующей турбоустановки при одновременном проведении работ на турбоустановках одной электростанции.

7.1.17. ИСПЫТАНИЯ АВТОМАТИЧЕСКИХ СИСТЕМ РЕГУЛИРОВАНИЯ (АСР) ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ ТУРБИН С ПОДСОЕДИНЕННЫМИ СЕТЕВЫМИ ПОДОГРЕВАТЕЛЯМИ КАК ОБЪЕКТОВ РЕГУЛИРОВАНИЯ

Работа предусматривает получение динамических характеристик АСР и подсоединенных к теплофикационной турбине теплообменников, предназначенных для подогрева сетевой воды при различных режимах работы турбоустановки.

Работа проводится по следующим группам оборудования:

1 — турбина с одним регулируемым отбором пара и промперегревом;

2 — турбина с двумя регулируемыми отборами без промперегрева пара;

3 — турбина с одним отопительным регулируемым отбором без промперегрева пара.

7.1.17.01. Ознакомление с запросом заказчика, составление сметно-договорной документации.

7.1.17.02. Ознакомление с технической документацией (проектно-конструкторской, паспортными данными, расчетными и нормативными материалами). Составление и согласование программы испытаний, схемы измерений и перечня подготовительных работ.

7.1.17.03 Подготовка измерительной схемы и схемы осциллографирования.

7.1.17.04. Проведение испытаний с осциллографированием переходных процессов на различных режимах работы турбины и сетевых подогревателей. Предварительная обработка результатов испытаний.

7.1.17.05. Окончательная обработка материалов испытаний. Обработка осциллограмм, составление характеристик, таблиц, построение диаграмм.

7.1.17.06. Анализ результатов, разработка рекомендаций. Составление технического отчета.

Примечание. При изменении технических условий или объема работы стоимость определяется со следующими коэффициентами:

0,8 — для второй и каждой последующей турбоустановки при одновременном проведении работы на нескольких однотипных установках одной электростанции;

0,7 — для турбины дополнительно или только оснащенной регулятором температуры при использовании конденсатора для подогрева сырой, сетевой и др. воды.

7.1.18. ИСПЫТАНИЯ И НАЛАДКА СИСТЕМЫ МАСЛОСНАБЖЕНИЯ БЛОЧНОЙ ПАРОТУРБИННОЙ УСТАНОВКИ (ТУРБОУСТАНОВКИ)

Работа предусматривает испытания и наладку маслоснабжения системы смазки блочных турбоустановок и не предусматривает испытаний и наладки маслоснабжения системы уплотнений вала генератора.

В зависимости от мощности турбины работа выполняется по следующим группам оборудования:

1 — 801 — 1200 МВт;

2 — 501 — 800 МВт;

3 — 331 — 500 МВт;

4 — до 330 МВт.

7.1.18.01. Ознакомление с запросом заказчика; составление сметно-договорной документации.

7.1.18.02. Подбор и изучение технической документации (проектно-конструкторской, нормативной, информационной). Разработка и согласование рабочих программ испытаний, перечня подготовительных работ и плана-графика испытаний.

7.1.18.03. Техническое руководство проведением подготовительных работ (подбор и проверка измерительных приборов, контроль сборки схем измерения и др.).

7.1.18.04. Определение гидравлических характеристик системы маслоснабжения на остановленной и работающей турбоустановке до наладки. Обработка результатов испытаний.

7.1.18.05. Выполнение расчетов, чертежей, схем. Разработка мероприятий по повышению надежности и экономичности системы маслоснабжения. Техническое руководство внедрением разработанных мероприятий.

7.1.18.06. Определение гидравлических характеристик системы маслоснабжения на остановленной и работающей турбоустановке после наладки. Предварительная обработка результатов испытаний. Составление технического акта (предварительное заключение) по результатам испытаний.

7.1.18.07. Окончательная обработка результатов испытаний, составление технической документации. Анализ результатов испытаний и разработка рекомендаций по эксплуатации системы маслоснабжения.

7.1.18.08 Составление технического отчета.

Примечание. При проведении испытаний и наладки маслоснабжения (водоснабжения) автоматической системы регулирования (АСР) турбины стоимость работы определяется с коэффициентом 0,85.

7.1.19. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СТАТИЧЕСКИХ И ДИНАМИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК СИСТЕМЫ ГИДРОПРИВОДОВ ОБРАТНЫХ СЕРВОМОТОРНЫХ КЛАПАНОВ (КОС)

В зависимости от количества КОС (шт.), имеющихся в тепловой схеме одной паровой турбины, работа проводится по следующим группам оборудования:

1 — 12 и более КОС;

2 — 7 - 11 КОС;

3 — менее 7 КОС.

Работа проводится на остановленной турбине.

7.1.19.01. Ознакомление с запросом заказчика. Составление сметно-договорной документации.

7.1.19.02. Подбор и изучение технической документации (проектно-конструкторской, нормативной, информационной и эксплуатационной). Разработка схемы измерений, подбор и проверка приборов, тарировка датчиков, отправка приборов и измерительных устройств на объект, получение с объекта. Разработка специальных приспособлений для установки измерительных устройств. Разработка и согласование программ испытаний, перечня подготовительных работ и плана-графика испытаний.

7.1.19.03. Техническое руководство проведением подготовительных работ (проверка манометров, контроль за изготовлением и установкой приспособлений).

7.1.19.04 Снятие статических характеристик гидроприводов КОС.

7.1.19.05. Установка датчиков давления и перемещения. Сборка схемы измерения для осциллографирования переходных процессов системы гидроприводов КОС.

7.1.19.06. Снятие динамических характеристик системы гидроприводов КОС путем осциллографирования переходных процессов.

7.1.19.07. Предварительная обработка материалов испытаний. Составление технического акта (предварительное заключение) по результатам испытаний.

7.1.19.08. Окончательная обработка материалов испытаний. Составление характеристик и таблиц, построение графиков. Анализ результатов испытаний и разработка рекомендаций.

7.1.19.09 Составление технического отчета.

Примечание. При повторении испытаний (например, с целью проверки эффективности внедрения наладочных мероприятий) стоимость работы определяется с коэффициентом 0,8.

7.1.20. ФУНКЦИОНАЛЬНЫЕ (ТЕПЛОВЫЕ) ИСПЫТАНИЯ КОНДЕНСАЦИОННОЙ УСТАНОВКИ ПАРОВОЙ ТУРБИНЫ ИЛИ УСТАНОВКИ ПОДОГРЕВА СЕТЕВОЙ ВОДЫ С ПОДОГРЕВАТЕЛЕМ ГОРИЗОНТАЛЬНОГО ТИПА (ПСГ)

Работа выполняется на конденсационной установке паровой турбины или на установке подогрева сетевой воды с ПСГ, состоящей из конденсатора (ПСГ), воздухоудаляющих устройств и системы откачки конденсата.

В зависимости от целей и объема испытания проводятся по следующим категориям сложности:

1 — детальные испытания на конденсационных установках (ПСГ) головных образцов турбин, а также на конденсационных установках (ПСГ) после их реконструкции; испытания проводятся при двух температурах охлаждающей (нагреваемой) воды;

2 — испытания серийных конденсационных установок (ПСГ) по сокращенной программе при одной температуре охлаждающей (нагреваемой) воды для получения общих характеристик. Используются штатные приборы.

В процессе работы для одной температуры охлаждающей (нагреваемой) воды проводится 25 опытов.

В зависимости от мощности турбины работа предусматривает испытания конденсаторов следующих групп оборудования:

1 — 801 — 1200 МВт;

2 — 331-800 МВт;

3 — 250 — 330 МВт;

4 — 101 — 230 МВт;

5 — до 100 МВт.

7.1.20.01. Ознакомление с запросом заказчика, составление сметно-договорной документации.

7.1.20.02. Подбор исходной технической документации и руководящих материалов, составление схемы измерений. Подбор и градуировка приборов и измерительных устройств прямого действия. Контроль за упаковкой и отправкой приборов.

7.1.20.03. Ознакомление с оборудованием, технической документацией по эксплуатации, согласование программы испытания, составление и выдача перечня подготовительных работ к испытанию. Технический контроль за выполнением подготовительных работ к испытанию. Установка, наладка и градуировка приборов и измерительных устройств.

7.1.20.04. Проведение предварительных опытов. Наладка схемы измерений и обучение наблюдателей.

7.1.20.05. Проведение основной серии опытов при изменении паровой нагрузки конденсатора (ПСГ), расхода охлаждающей (нагреваемой) воды и впускаемого воздуха.

7.1.20.06. Проведение опытов по снятию характеристики воздухоудаляющих устройств на сухом воздухе и паровоздушной смеси.

7.1.20.07. Проведение опытов при параллельной работе двух, трех (нескольких) воздухоудаляющих устройств.

7.1.20.08. Проведение опытов по определению характеристики системы отвода конденсата.

7.1.20.09. Предварительная обработка результатов испытания и составление предварительного заключения.

7.1.20.10. Окончательная обработка результатов испытания конденсатора, составление характеристик, таблиц, построение графиков.

7.1.20.11. Окончательная обработка результатов испытаний воздухоудаляющих устройств, построение характеристик при работе на сухом воздухе, паровоздушной смеси при их параллельной работе.

7.1.20.12. Окончательная обработка результатов испытаний системы отвода конденсата.

7.1.20.13 Составление технического отчета.

Примечание. Для каждого последующего испытания при другой температуре воды стоимость работы определяется с коэффициентом 0,85.

7.1.21. ИСПЫТАНИЕ ДЕАЭРИРУЮЩЕЙ СПОСОБНОСТИ КОНДЕНСАЦИОННОЙ УСТАНОВКИ ИЛИ УСТАНОВКИ ПОДОГРЕВА СЕТЕВОЙ ВОДЫ С ПОДОГРЕВАТЕЛЕМ ГОРИЗОНТАЛЬНОГО ТИПА (ПСГ)

Работа выполняется на конденсационной установке турбины или на установке подогрева сетевой воды с ПСГ, состоящей из конденсатора (ПСГ), конденсатных насосов и тракта конденсата от конденсатора до деаэратора.

В зависимости от мощности турбины работа предусматривает испытание конденсатора (ПСГ) следующих групп оборудования:

1 — 801 — 1200 МВт;

2 — 331 — 800 МВт;

3 — 250 — 330 МВт;

4 — 101 — 230 МВт;

5 — до 100 МВт.

Проводятся 25 — 30 опытов с переменной паровой нагрузкой и различным расходом охлаждающей (нагреваемой) воды при одном значении температуры воды на входе.

7.1.21.01. Ознакомление с запросом заказчика, составление сметно-договорной документации.

7.1.21.02. Подбор исходной технической документации, справочных и руководящих материалов, составление схемы измерений. Подбор и проверка приборов и измерительных устройств прямого действия. Подбор химических реактивов для проведения анализов, контроль за упаковкой и отправкой приборов.

7.1.21.03. Ознакомление с оборудованием, технической документацией по эксплуатации, согласование схемы измерений и программы испытаний, составление и выдача перечня подготовительных работ. Контроль за выполнением подготовительных работ к испытанию. Установка, наладка и градуировка приборов, измерительных устройств; подготовка аппаратуры и реактивов для химического анализа конденсата в различных точках конденсатного тракта.

7.1.21.04. Проведение предварительных опытов, наладка измерительной схемы, обучение персонала.

7.1.21.05. Проведение опытов с изменением паровой нагрузки конденсатора (ПСГ) и расхода охлаждающей (сетевой) воды для определения деаэрирующей способности конденсатора (подогревателя).

7.1.21.06. Проведение опытов для определения кислородосодержания в конденсате в различных точках тракта на участке конденсатор — деаэратор, в конденсате греющего пара подогревателей низкого давления.

7.1.21.07. Предварительная обработка результатов испытания. Составление предварительного заключения.

7.1.21.08. Окончательная обработка материалов испытаний по деаэрирующей способности конденсатора (ПСГ), составление таблиц, построение графиков.

7.1.21.09. Окончательная обработка материалов испытаний по проверке кислородосодержания на участке конденсатного тракта конденсатор — деаэратор.

7.1.21.10. Разработка рекомендаций по улучшению деаэрирующей способности конденсатора, подогревателей низкого давления, по наладке бескислородного режима на тракте конденсатор-деаэратор.

7.1.21.11 Составление технического отчета.

Примечания:

1. Стоимость работы на каждую последующую серию опытов при другом значении температуры определяется с коэффициентом 0,85.

2. В стоимость работы не включена стоимость проведения химических анализов.

7.1.22. ФУНКЦИОНАЛЬНЫЕ (ТЕПЛОВЫЕ) ИСПЫТАНИЯ ТРУБНОГО ПУЧКА КОНДЕНСАТОРА ПАРОВОЙ ТУРБИНЫ ИЛИ ПОДОГРЕВАТЕЛЯ СЕТЕВОЙ ВОДЫ ГОРИЗОНТАЛЬНОГО ТИПА (ПСГ)

В зависимости от мощности турбины работа предусматривает испытания следующих групп оборудования:

1 — 801 — 1200 МВт;

2 — 331 — 800 МВт;

3 — 250 — 330 МВт;

4 — 101 — 230 МВт;

5 — до 100 МВт.

В процессе работы проводятся 30 опытов для одной температуры охлаждающей (нагреваемой) воды.

7.1.22.01. Ознакомление с запросом заказчика, составление сметно-договорной документации.

7.1.22.02. Подбор исходной технической документации, справочных и руководящих материалов, составление схемы испытания и измерений, составление программы испытаний. Подбор, проверка приборов и измерительных устройств прямого действия, контроль за упаковкой и отправкой приборов на объект; подготовка расчетных и нормативных материалов.

7.1.22.03. Ознакомление с оборудованием, технической документацией по эксплуатации, согласование схемы и программы испытаний, составление и выдача перечня подготовительных работ, участие в выполнении подготовительных работ к испытанию; установка и наладка приборов и измерительных устройств. Проведение градуировки приборов и измерительных устройств перед испытаниями и после них.

7.1.22.04. Проведение опытов по снятию гидравлической характеристики конденсатора (ПСГ) и распределению скоростей воды по зонам трубного пучка. Проведение серии опытов с изменением паровой нагрузки конденсатора (ПСГ), расхода охлаждающей воды, количества впускаемого воздуха при одном значении температуры охлаждающей воды.

7.1.22.05. Обработка результатов испытаний по снятию гидравлической и тепловой характеристик конденсатора, составление таблиц, проведение расчетов, построение графиков, разработка рекомендаций по усовершенствованию конструкции конденсатора (ПСГ).

7.1.22.06 Составление технического отчета.

Примечание. Стоимость работы на каждую последующую серию опытов при другом значении температуры определяется с коэффициентом 0,85.

7.1.23. НАЛАДКА УСТАНОВКИ НЕПРЕРЫВНОЙ ОЧИСТКИ КОНДЕНСАТОРОВ ПАРОВЫХ ТУРБИН ШАРИКАМИ ИЗ ГУБЧАТОЙ РЕЗИНЫ

Работа выполняется на одной установке шариковой очистки конденсатора, состоящей из фильтра предварительной очистки охлаждающей воды, шарикоулавливающей сетки, загрузочной камеры, насоса (эжектора) транспортировки шариков и трубопроводов циркуляции шариков с запорно-регулировочной арматурой.

В зависимости от мощности турбины предусматривается наладка установки шариковой очистки конденсатора для следующих групп оборудования:

1 — 801 — 1200 МВт;

2 — 331 — 801 МВт;

3 — 250 — 330 МВт;

4 — 101 — 230 МВт;

5 — 51 — 100 МВт;

6 — до 50 МВт.

7.1.23.01. Ознакомление с запросом заказчика, составление сметно-договорной документации.

7.1.23.02. Подбор проектной документации по установке шариковой очистки, анализ проекта установки; ознакомление с состоянием конденсаторов, с характером загрязнения трубок, эксплуатационными способами очистки конденсаторов.

7.1.23.03. Техническая помощь при выполнении подготовительных мероприятий (предпусковая очистка оборудования, устранение застойных зон в водяных камерах конденсаторов и возможных мест ухода шариков и пр.); выявление дефектов в работе установки, разработка рекомендаций по их устранению.

7.1.23.04. Техническая помощь в наладке работы фильтра предварительной очистки охлаждающей воды (проверка работы насосов промывки, наладка режимов отмывки, наладка оптимальной скорости вращения отмывочного устройства).

7.1.23.05. Оказание технической помощи в наладке элементов установки шариковой очистки (шарикоулавливающих сеток, средств транспортировки шариков, загрузочных камер).

7.1.23.06. Техническая помощь в организации эксплуатации установки шариковой очистки, наладка циркуляции шариков, определение оптимальных режимов работы, количества загружаемых шариков, режимов загрузки и выгрузки, определение наиболее пригодных для условий электростанции типов шариков; корректировка инструкции по обслуживанию установки.

7.1.23.07. Обработка материалов наладочных работ, разработка рекомендаций по эксплуатации установки шариковой очистки конденсатора. Составление технического отчета.

Примечание. При изменении технических условий или объема работы стоимость определяется:

• по пятой группе оборудования при наладке установок шариковой очистки сетевых подогревателей или встроенных пучков конденсаторов теплофикационных турбин;
• по шестой группе оборудования при наладке установок шариковой очистки конденсаторов приводных турбин питательных насосов, воздуходувок;
• с коэффициентом 0,85 при наладке второй и каждой последующей установки шариковой очистки конденсаторов при одновременном проведении работ.

7.1.24. ИСПЫТАНИЕ И НАЛАДКА ДЕАЭРАЦИОННЫХ УСТАНОВОК И РАЗРАБОТКА РЕКОМЕНДАЦИЙ ПО УСОВЕРШЕНСТВОВАНИЮ ИХ РАБОТЫ

Работа выполняется на деаэрационной установке с одной колонкой, состоящей из деаэрационной колонки, аккумуляторного бака, схемы обвязки.

В зависимости от типа деаэрационной колонки работа проводится по следующим группам оборудования:

1 — вакуумная деаэрационная установка;

2 — деаэрационная установка на давление 0,6 МПа (6 кгс/кв. см) и выше;

3 — атмосферная деаэрационная установка.

Выполнение рабочих чертежей по реконструкции элементов и схемы деаэрационной установки работой не предусматривается.

7.1.24.01. Ознакомление с запросом заказчика, составление сметно-договорной документации.

7.1.24.02. Ознакомление с установкой и режимом ее эксплуатации, проверка состояния элементов установки. Разработка схемы измерений, подготовка и наладка приборов, контроль за их монтажом. Составление и согласование программы испытаний.

7.1.24.03. Проведение испытаний деаэраторов до наладки и обработка материалов испытаний.

7.1.24.04. Разработка мероприятий по наладке и контроль за их выполнением.

7.1.24.05. Проверка эффективности наладочных мероприятий, обработка результатов испытаний и установление режима работы деаэратора.

7.1.24.06. Разработка реконструктивных мероприятий по улучшению внутренних элементов деаэратора и изменению схемы его включения (эскизные проработки). Согласование изменений конструкции деаэратора с заводом-изготовителем (только для деаэраторов повышенного давления).

7.1.24.07 Наблюдение за выполнением реконструктивных мероприятий.

7.1.24.08. Проведение испытаний реконструированной деаэрационной установки.

7.1.24.09. Обработка результатов испытаний реконструированной деаэрационной установки, составление таблиц, графиков, схем. Составление технического отчета.

Примечание. При изменении объема работы стоимость определяется со следующими коэффициентами:

0,6 — на вторую и каждую последующую однотипную деаэрационную установку при одновременном проведении работ на одной электростанции;

0,45 — на вторую деаэрационную колонку, установленную на деаэраторном баке.

7.1.25. НАКЛАДКА ВОЗДУХООТСАСЫВАЮЩЕГО УСТРОЙСТВА ДЛЯ ВАКУУМНОГО ДЕАЭРАТОРА

Работа выполняется на одном воздухоотсасывающем устройстве одного деаэратора.

В зависимости от типа воздухоотсасывающего устройства работа выполняется по следующим группам оборудования:

1 — водоструйный эжектор;

2 — пароструйный эжектор;

3 — водокольцевой насос.

7.1.25.01. Ознакомление с запросом заказчика, составление сметно-договорной документации. Подбор справочных и руководящих материалов.

7.1.25.02. Ознакомление с воздухоотсасывающим устройством и режимом его эксплуатации; проверка состояния его элементов.

7.1.25.03. Анализ работы воздухоотсасывающего устройства. Разработка мероприятий по устранению дефектов и их внедрение.

7.1.25.04. Проверка эффективности внедренных мероприятий по наладке режима работы воздухоотсасывающего устройства.

7.1.25.05. Обработка полученных данных и анализ результатов. Построение графиков, составление формуляров и заключения.

Примечание. При изменении объема работы стоимость определяется со следующими коэффициентами:

0,9 — на второй и каждый последующий деаэратор, оснащенный однотипными воздухоотсасывающими устройствами при одновременном проведении работы;

0,5 — на второе и каждое последующее однотипное воздухоотсасывающее устройство, установленное на одном деаэраторе.

7.1.26. ИСПЫТАНИЯ ТЕПЛООБМЕННИКОВ (ПОДОГРЕВАТЕЛЕЙ) ПОВЕРХНОСТНОГО ТИПА

Работа предусматривает эксплуатационные или натурные испытания одного теплообменника поверхностного типа следующих групп оборудования:

1 — подогреватели высокого давления (ПВД);

2 — испарители-паропреобразователи;

3 — подогреватели низкого давления (ПНД), подогреватели общестанционного назначения.

7.1.26.01. Ознакомление с запросом заказчика, составление сметно-договорной документации.

7.1.26.02. Подбор и анализ нормативных, справочных, методических и других документов. Составление программы испытаний и схемы измерений.

7.1.26.03. Подбор, проверка, градуировка приборов, упаковка и отправка приборов на объект.

7.1.26.04. Ознакомление с оборудованием, технической документацией по эксплуатации. Согласование схемы и программы испытания. Составление и выдача перечня подготовительных работ к испытанию.

7.1.26.05. Техническая помощь при выполнении подготовительных работ к испытанию. Установка и наладка приборов.

7.1.26.06. Проведение предварительных опытов для проверки состояния оборудования, измерительной схемы и обучения наблюдателей.

7.1.26.07. Проведение основных опытов по снятию характеристики теплообменника.

7.1.26.08. Предварительная обработка материалов испытаний. Демонтаж приборов.

7.1.26.09 Окончательная обработка материалов испытаний.

7.1.26.10 Составление технического отчета.

Примечания:

1. При проведении работ на теплообменниках новых типоразмеров с внедрением после 1985 г. стоимость работ определяется с коэффициентом 1,2.

2. При одновременном испытании нескольких однотипных теплообменников на одном объекте стоимость работы на второй и каждый последующий теплообменник определяется с коэффициентом 0,87.

7.1.27. ПРОВЕРКА РАБОТЫ И НАЛАДКА ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ТЕПЛООБМЕННОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Работа предусматривает проведение наладки одного теплообменника (подогревателя) поверхностного типа или эквивалентного ему по расходу рабочих сред смешивающего теплообменника (подогревателя). В зависимости от площади поверхности нагрева (охлаждения) работа выполняется по следующим группам оборудования:

1 — более 4000 кв. м;

2 — 2001 — 4000 кв. м;

3 — 1001 — 2000 кв. м;

4 — 501 — 1000 кв. м;

5 — 201 — 500 кв. м;

6 — до 200 кв. м.

7.1.27.01. Ознакомление с запросом заказчика, составление сметно-договорной документации.

7.1.27.02. Ознакомление с технической документацией: проектно-конструкторской, заводской, тепловой схемой, схемами контроля, автоматики и паспортными данными. Составление замечаний по технической документации, разработка рекомендаций по устранению недостатков.

7.1.27.03. Ознакомление с состоянием оборудования. Разработка и согласование с заказчиком схем и программ очисток оборудования и трубопроводов. Участие в проведении предпусковых очисток оборудования и трубопроводов.

7.1.27.04. Проверка заводских условий включения оборудования, контроль за режимом нагружения и работы оборудования. Выявление дефектов в работе в период пробных включений и опробования. Составление предварительного заключения о работе оборудования по проектной схеме.

7.1.27.05. Разработка реконструктивных мероприятий по улучшению конструкции теплообменника или схемы его включения (эскизные проработки). Согласование изменений с заказчиком и заводом-изготовителем (при необходимости).

7.1.27.06 Наблюдение за выполнением реконструктивных мероприятий.

7.1.27.07. Проверка включения и режимов работы реконструированного оборудования. Составление предварительного заключения.

7.1.27.08. Разработка инструктивных материалов по режимам нагружения и эксплуатации оборудования.

7.1.27.09. Обработка материалов наладочных работ, анализ результатов и составление технического отчета.

Примечание. При одновременном проведении работы на нескольких однотипных теплообменниках одного объекта стоимость работы для второго и каждого последующего теплообменника определяется с коэффициентом 0,8.

7.1.28. НАЛАДКА УСТАНОВКИ ДЛЯ КОНСЕРВАЦИИ ТУРБИНЫ ПОДОГРЕТЫМ ВОЗДУХОМ

В зависимости от мощности турбины работа выполняется по пяти группам оборудования:

1 — турбины мощностью 500 — 1000 МВт, работающие на влажном насыщенном паре с давлением до 6 МПа;

2 — турбины мощностью 500 — 1200 МВт с давлением свежего пара до 24 МПа;

3 — турбины мощностью 250 — 330 МВт с давлением свежего пара до 24 МПа;

4 — турбины мощностью 160 — 230 МВт;

5 — турбины мощностью менее 160 МВт.

7.1.28.01. Ознакомление с запросом заказчика. Составление сметно-договорной документации.

7.1.28.02. Подбор и ознакомление с нормативно-технической, проектной, заводской и эксплуатационной документацией. Ознакомление на объекте со схемами, конструкцией и состоянием турбоустановки.

7.1.28.03. Разработка схемы воздушной консервации турбины, проведение необходимых тепловых и гидравлических расчетов, выбор вспомогательного оборудования для проведения консервации по результатам расчетов.

7.1.28.04. Наблюдение за монтажом схемы воздушной консервации на объекте. Пуск и наладка установки. Проведение опытов с целью определения оптимального режима консервации турбины подогретым воздухом.

7.1.28.05 Обработка полученных материалов и их анализ.

7.1.28.06. Составление инструкции по эксплуатации консервационной установки.

7.1.28.07 Составление технического отчета.

7.2. РАЗРАБОТКА МЕРОПРИЯТИЙ ПО ПОВЫШЕНИЮ НАДЕЖНОСТИ, СОВЕРШЕНСТВОВАНИЮ ТЕХНОЛОГИИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ

7.2.01. РАЗРАБОТКА СХЕМ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПАРОВЫХ ТУРБИН НА РЕЖИМАХ С ПОДОГРЕВОМ В КОНДЕНСАТОРАХ СЕТЕВОЙ И ПОДПИТОЧНОЙ ВОДЫ

В зависимости от вида схем и типа турбины работа выполняется по следующим группам оборудования:

1 — схема с четырьмя турбинами с регулируемыми отборами пара;

2 — схема с тремя турбинами с регулируемыми отборами пара;

3 — схема с двумя турбинами с регулируемыми отборами пара;

4 — схема с четырьмя турбинами без регулируемых отборов пара;

5 — схема с тремя турбинами без регулируемых отборов пара;

6 — схема с двумя турбинами без регулируемых отборов пара.

7.2.01.01. Ознакомление с запросом заказчика, составление сметно-договорной документации.

7.2.01.02. Ознакомление с оборудованием, тепловой схемой и режимом эксплуатации турбоустановок, тепловыми характеристиками тепловой сети, схемой подготовки подпиточной воды. Ознакомление с результатами испытаний турбин в режиме с повышенным по сравнению с расчетным давлением в конденсаторе.

7.2.01.03. Разработка принципиальной схемы включения конденсаторов турбин в систему тепловой сети (в схему подготовки подпиточной воды); расчет режимов и составление режимных графиков эксплуатации турбоустановок при работе по рекомендованной схеме по температурному графику тепловой сети в отопительный период.

7.2.01.04. Расчет на прочность элементов конденсаторов, подвергающихся повышенному давлению сетевой (подпиточной) воды при работе турбоустановок по рекомендованной схеме (водяные камеры, трубные доски и др.).

7.2.01.05 Составление технического отчета.

Примечание. В случае наличия в схеме турбин и с регулируемыми отборами пара и без регулируемых отборов пара стоимость определяется как средневзвешенная по количеству турбин соответствующих групп: по группам 1 и 4 (наличие в схеме четырех турбин), 2 и 5 (наличие в схеме трех турбин), 3 и 6 (наличие в схеме двух турбин).

Например: в схеме четыре турбины — три с регулируемыми отборами пара и одна без регулируемого отбора пара. Стоимость работы в этом случае определяется как:

                                  1 1    4 4
                                 С n    С n

С = ---- + ----,

                                   1      4
                                  n      n
                                   о      о

С = 3863 / 4 х 3 + 3438 / 4 х 1 = 3757 руб.,

где:

С — общая стоимость работы;

     1   4
    С , С  - стоимость работы по соответствующей группе оборудования;
     1   4
    n , n  - количество турбин соответствующей группы оборудования;
     о   о
     1   4
    n , n  -  реальное  количество турбин в схеме по соответствующей группе

оборудования.

7.2.02. РАЗРАБОТКА ТЕХНИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ И МЕРОПРИЯТИЙ ПО РАЦИОНАЛИЗАЦИИ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ЭНЕРГОБЛОКА

Работа выполняется на одном энергоблоке. В зависимости от мощности и типа энергоблока работа выполняется по следующим группам оборудования:

1 — энергоблок с турбиной типа К мощностью 800 МВт и более;

2 — то же мощностью 300 — 500 МВт;

3 — то же мощностью 150 — 230 МВт;

4 — энергоблок с турбиной типа Т или ПТ любой мощности.

7.2.02.01. Ознакомление с запросом заказчика, составление сметно-договорной документации.

7.2.02.02. Подбор справочной и нормативной документации. Ознакомление с проектной и эксплуатационной документацией по энергоблоку.

7.2.02.03. Проверка фактического состояния тепловой схемы, выявление внесенных изменений в тепловую схему энергоблока. Определение соответствия выполненной тепловой схемы предъявленным требованиям в связи с новыми функциональными задачами оборудования в настоящее время.

7.2.02.04. Анализ характерных для электростанции режимов работы энергоблока. Выявление ограничений и узких мест, накладываемых тепловой схемой на работу энергоблока при различных режимах — минимальных и максимальных нагрузках, пусках и остановах, работе энергоблока с нагрузкой собственных нужд после сброса нагрузки различных уровней и эксплуатации оборудования в наиболее характерных стабильных режимах.

7.2.02.05. Разработка и выдача технических решений и мероприятий по реконструкции схемы с целью ликвидации ограничений и повышения надежности и экономичности энергоблока.

7.2.02.06 Составление технического отчета.

7.2.03. РАЗРАБОТКА ТЕХНИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПО АВТОМАТИЗИРОВАННОЙ СИСТЕМЕ УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМ ПРОЦЕССОМ ПАРОТУРБИННОЙ УСТАНОВКИ (ТУРБОУСТАНОВКИ)

Работа проводится для турбоустановки энергоблока (энергообъекта) на стадии технического проектирования АСУ ТП и предусматривает разработку технических решений следующих задач:

1 — информация оператору для контроля за работой турбоустановки;

2 — автоматизированное управление пуском турбины;

3 — регистрация аварийных ситуаций (РАС);

4 — информационное сопровождение пуска турбины;

5 — анализ действия защит (АДЗ);

6 — автоматизированное ведение оперативной документации.

7.2.03.01. Ознакомление с запросом заказчика, составление сметно-договорной документации.

7.2.03.02. Подбор и ознакомление с исходной документацией, типовыми решениями для аналогичных задач АСУ ТП, режимом работы оборудования.

7.2.03.03. Анализ тепловых схем, схем теплового контроля, объема автоматизации, защит и блокировок, компоновки органов управления и средств контроля.

7.2.03.04 Разработка основных положений по решению задачи.

7.2.03.05. Разработка состава и характеристик органов управления оборудования.

7.2.03.06 Разработка состава и характеристик используемой информации.

7.2.03.07. Разработка перечня входной и выходной информации, способов вывода информации, требований к периоду опроса датчиков и двухпозиционных органов, последовательности выполнения расчетов.

7.2.03.08. Разработка схем представления информации (мнемосхема, таблица, график, рабочая точка, гистограмма).

7.2.03.09 Распределение средств контроля и управления на БЩУ.

7.2.03.10 Оформление технических решений, графиков, схем, таблиц.

Составление технического отчета.

Примечание. При выполнении работы на действующем оборудовании (модернизация АСУ ТП) при необходимости дополнительно выполняются следующие работы:

• разработка технических решений и мероприятий по рационализации тепловой схемы энергоблока;
• выявление технического состояния и условий эксплуатации турбоустановки тепловой электростанции.

7.2.04. ОКАЗАНИЕ ТЕХНИЧЕСКОЙ ПОМОЩИ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ МАШЗАЛА

В зависимости от мощности турбоустановки работа выполняется по следующим группам оборудования:

1 — 801 — 1200 МВт с промперегревом;

2 — 500 — 800 МВт с промперегревом;

3 — 250 — 330 МВт с промперегревом;

4 — 160 — 230 МВт с промперегревом;

5 — до 200 МВт, блочные схемы без промперегрева;

6 — до 200 МВт, схемы с поперечными связями без промперегрева.

Работа выполняется на стадии ТЭО (ТЭР) и выпуска рабочей документации.

7.2.04.01. Ознакомление с запросом заказчика, составление сметно-договорной документации.

7.2.04.02. Ознакомление с исходными материалами проекта энергоблока. Подбор нормативно-технической и справочной документации, необходимой для работы.

7.2.04.03. Разработка предложений по выбору и составу пусковой схемы энергоблока. Расчет параметров пусковой схемы. Согласование технических решений с заказчиком.

7.2.04.04. Техническая помощь при разработке тепловой схемы. Рассмотрение и согласование общих вопросов компоновки основного и вспомогательного оборудования.

7.2.04.05. Участие в разработке принципиальных решений по системам защит, автоматики, сигнализации, блокировок, дистанционного управления и технологического контроля. Разработка рекомендаций по компоновке БЩУ.

7.2.04.06. Рассмотрение ТЗ и ИВС энергоблока. Разработка и согласование принципиальных решений по системе представления информации оператору и функционально-групповому управлению.

7.2.04.07. Анализ тепловой схемы и пусковой схемы энергоблока в составе рабочей документации. Выдача рекомендаций по компоновке основного и вспомогательного оборудования и по схеме дренажей энергоблока. Участие в проектировании.

7.2.04.08. Анализ технических условий на выполнение защит и блокировок, принципиальных схем технологических защит, автоматики, сигнализации, блокировок, дистанционного управления, технологического контроля. Участие в проектировании.

7.2.04.09. Составление замечаний по рабочей документации на основании проведенного анализа. Разработка предложений по совершенствованию проектных решений. Выполнение обоснования принятых технических решений.

7.2.04.10. Оформление технических решений, схем, чертежей, пояснительных записок с необходимыми расчетами.

Примечания:

1. При оказании технической помощи при проектировании тепловой схемы теплофикационной турбоустановки стоимость работы определяется с коэффициентом 1,3.

2. При выполнении работы только на стадии разработки технико-экономического обоснования стоимость определяется по этапам 7.2.04.01/7.2.04.06, 7.2.04.10. При выполнении работы только на стадии выпуска рабочей документации стоимость определяется по этапам 7.2.04.01, 7.2.04.02, 7.2.04.07/7.2.04.10.

3. При выполнении анализа проекта стоимость работы определяется с коэффициентом 0,8.

7.2.05. РАЗРАБОТКА ТЕХНИЧЕСКОГО ЗАДАНИЯ НА СОСТАВ, СОДЕРЖАНИЕ И КОМПОНОВКУ ОПЕРАТИВНОГО КОНТУРА БЛОЧНОГО ЩИТА ЭНЕРГОБЛОКА

Работа предусматривает разработку технического задания на состав, содержание и компоновку оперативного контура блочного щита управления головного либо первого на электростанции пылеугольного моноблока.

В зависимости от мощности энергоблока работа выполняется по следующим группам оборудования:

1 — более 800 МВт;

2 — 250 — 800 МВт;

3 — менее 230 МВт.

7.2.05.01. Ознакомление с запросом заказчика, составление сметно-договорной документации.

7.2.05.02. Подбор и ознакомление с технической и нормативно-справочной документацией. Анализ соответствия функциональных возможностей оборудования и схем режимам работы и условиям эксплуатации.

7.2.05.03. Формирование принципов организации оперативного контура блочного щита управления.

7.2.05.04. Определение объемов измерений, управления и сигнализации, размещаемых в оперативном контуре, их распределение по типам, местам установки или способам представления.

7.2.05.05. Эскизная проработка мнемосхемы для блочного щита управления.

7.2.05.06. Эскизная проработка фасадов пультов и панелей с размещением приборов контроля и ключей управления.

7.2.05.07. Компоновочные решения по блочному щиту управления с учетом символов, требований нормативов и правил.

7.2.05.08 Согласование с заказчиком и оформление материалов.

Примечание. При изменении технических условий или объема работы стоимость определяется со следующими коэффициентами:

1,25 — для энергоблоков с парогазовой установкой;

1,15 — для дубль-блоков;

1,1 — для энергоблоков, оснащенных функционально-групповым управлением;

0,9 — для энергоблоков с газомазутными котлами;

0,55 — при выполнении разработки отдельно только котельной или только турбинной части БЩУ;

0,5 — при использовании аналогов БЩУ однотипного оборудования;

0,5 — для второго и каждого последующего однотипного блока ТЭС при одновременном проведении работы;

0,3 — для БЩУ газотурбинной установки.

7.2.06. РАЗРАБОТКА ТЕХНИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ И МЕРОПРИЯТИЙ ПО ПОВЫШЕНИЮ НАДЕЖНОСТИ АВТОМАТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ (АСР) ПАРОВОЙ ИЛИ ГАЗОВОЙ ТУРБИНЫ

Работа предусматривает устранение конструктивных дефектов на одном элементе (детали) гидравлической АСР паровой или газовой турбины.

7.2.06.01. Ознакомление с запросом заказчика, составление сметно-договорной документации. Подбор и изучение нормативной, эксплуатационной и другой технической документации по узлу, составление и согласование программы работ.

7.2.06.02. Определение размеров деталей узла, проведение расчетов, изготовление чертежей и другой технической документации. Техническое руководство монтажом вновь изготовленных деталей.

7.2.06.03. Согласование технических решений по реконструкции элемента с заводом — изготовителем турбины.

7.2.06.04 Составление технического отчета (заключения).

Примечание. При одновременном проведении работы на нескольких элементах (деталях) АСР стоимость для второго и каждого последующего элемента определяется с коэффициентом 0,85.

7.2.07. РАЗРАБОТКА ТЕХНИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ И МЕРОПРИЯТИЙ ПО ВНЕДРЕНИЮ УСТАНОВОК ОЧИСТКИ КОНДЕНСАТОРА ТУРБИНЫ РЕЗИНОВЫМИ ШАРИКАМИ

Работа предусматривает оказание технической помощи в решении вопросов по разработке конструкции, компоновки и схемы установок непрерывной очистки конденсаторов турбины резиновыми шариками.

Работа выполняется на турбине, оснащенной двухкорпусным конденсатором. В зависимости от мощности турбины работа проводится на конденсаторах по следующим группам оборудования:

1 — 801 — 1200 МВт;

2 — 331 — 800 МВт;

3 — 250 — 330 МВт;

4 — 101 — 230 МВт;

5 — до 100 МВт.

7.2.07.01. Ознакомление с запросом заказчика, составление сметно-договорной документации.

7.2.07.02. Подбор и ознакомление с заводской, проектной и эксплуатационной документацией по конденсатору; ознакомление с условиями и режимом работы его; ознакомление с системой водоснабжения и качеством охлаждающей воды, с характером загрязнения конденсаторных трубок. Подбор компоновочных чертежей и технологических схем конденсационной установки.

7.2.07.03. Проведение прикидочных испытаний с целью определения гидравлического режима работы конденсатора; снятие необходимых эскизов по месту.

7.2.07.04. Разработка технологической схемы установки шариковой очистки; разработка конструкции определенных узлов установки (фильтра предварительной очистки воды, шарикоулавливающей сетки, загрузочной камеры и других элементов). Выбор средств транспортирования шариков. Графическое оформление разработанных узлов (выполнение чертежей общих видов элементов, компоновки установки). Составление спецификации на материалы и комплектующее оборудование.

7.2.07.05. Разработка рекомендаций по подготовке конденсатора и системы водоснабжения к вводу в эксплуатацию установок шариковой очистки (по очистке конденсаторных трубок от загрязнений, устранению возможных мест утечки шариков из контура).

7.2.07.06. Составление пояснительной записки по разработанным техническим решениям и мероприятиям. Согласование с заказчиком технических решений, разработанных рекомендаций и мероприятий.

Примечания:

1. При изменении технических условий или объема работы стоимость определяется со следующими коэффициентами:

0,75 — на вторую и каждую последующую однотипную турбину при одновременном выполнении работ на одной электростанции;

0,65 — для турбины, имеющей однокорпусный конденсатор;

0,35 — на третий и каждый последующий корпус конденсатора для турбин, имеющих более двух корпусов конденсатора.

2. При проведении работ на сетевых подогревателях или конденсационных турбоприводах питательных насосов стоимость определяется по 5-й группе оборудования.

7.3. ВЫЯВЛЕНИЕ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ И ОБОБЩЕНИЕ ОПЫТА ЭКСПЛУАТАЦИИ

7.3.01. СОСТАВЛЕНИЕ ТИПОВОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ ТУРБИНЫ

В зависимости от типа турбины работа выполняется по следующим группам оборудования:

1 — теплофикационные турбины без промперегрева с двумя регулируемыми отборами пара и одноступенчатым подогревом сетевой воды;

2 — конденсационные турбины с промперегревом.

При составлении характеристики используются данные двух-трех испытаний турбин, в схемах которых отсутствуют ПТН и ТВД; предусматривается построение 15-ти поправочных кривых для пересчета характеристики на эксплуатационные условия.

7.3.01.01. Анализ представительности материалов тепловых испытаний, определение количества испытаний, которые необходимо принять за основу при проведении работы; составление сметно-договорной документации.

7.3.01.02. Отбор наиболее представительных характеристик испытанных турбин. Выбор номинальных условий для обобщенных характеристик.

7.3.01.03. Расчет и построение обобщенных характеристик турбины. Разработка системы поправочных кривых.

7.3.01.04. Расчет и построение диаграммы режимов теплофикационной турбины или характеристик конденсационной турбины.

7.3.01.05 Сравнение с гарантийными данными завода-изготовителя.

7.3.01.06. Разработка первой редакции типовой энергетической характеристики. Оформление материала и его корректировка в соответствии с замечаниями. Составление технического отчета по работе.

7.3.01.07. Оформление окончательной редакции типовой энергетической характеристики.

Примечание. При изменении технических условий или объема работы стоимость определяется со следующими коэффициентами:

1,25 — при наличии в схеме турбины многоступенчатого подогрева сетевой воды;

1,25 — при составлении характеристики теплофикационной турбины с промперегревом;

1,2 — при наличии в схеме турбины питательного турбонасоса или турбовоздуходувки;

0,8 — при составлении характеристики конденсационной турбины без промперегрева;

0,75 — при составлении характеристики турбины с противодавлением;

0,75 — при составлении характеристики теплофикационной турбины с одним регулируемым отбором.

7.3.02. ВЫЯВЛЕНИЕ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ И УСЛОВИЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ КОНДЕНСАЦИОННЫХ УСТАНОВОК ПАРОВОЙ ТУРБИНЫ

Работа предусматривает обследование конденсационной установки с двухкорпусным конденсатором одной турбины. В объем обследуемого оборудования входят конденсаторы, воздухоудаляющие устройства, конденсатные насосы, трубопроводы конденсатного и пароводяного тракта.

В зависимости от мощности турбины работа выполняется по следующим группам оборудования:

1 — конденсационная установка турбины мощностью 801 — 1200 МВт;

2 — то же 331 — 800 МВт;

3 — то же 250 — 330 МВт;

4 — то же 101 — 230 МВт;

5 — то же до 100 МВт.

7.3.02.01. Ознакомление с запросом заказчика, составление сметно-договорной документации.

7.3.02.02. Подбор проектно-конструкторской документации, паспортных данных, расчетных и нормативных документов. Ознакомление с технико-экономическими эксплуатационными показателями. Подбор эксплуатационных данных по авариям, остановам, отказам. Ознакомление с дефектами оборудования, выявленными во время ремонтов.

7.3.02.03. Осмотр оборудования конденсационной установки, проверка технологических схем, наблюдение за работой оборудования. Составление перечня обнаруженных дефектов и недостатков.

7.3.02.04. Подбор и систематизация данных по режимам работы конденсационной установки. Проверка соответствия фактических показателей работы оборудования нормативным документам ПТЭ, эксплуатационным инструкциям.

7.3.02.05. Анализ материалов по работе конденсационной установки. Оценка уровня эксплуатации и качества работы оборудования. Разработка рекомендаций по повышению надежности и экономичности работы конденсационной установки, по устранению выявленных дефектов и конструктивных недостатков.

7.3.02.06. Составление заключения по результатам обследования с рекомендациями по повышению уровня эксплуатации конденсационных установок.