2

І. Загальні положення

1 2

1. Терміни, які

вживаються в

документації

конкурсних

торгів

Документація конкурсних торгів розроблена на виконання вимог

Закону України «Про здійснення державних закупівель» від

01.06.2010 №2289-VI (далі – Закон). Терміни, які використовуються

в цій документації конкурсних торгів, вживаються в значеннях,

визначених Законом.

2. Інформація

про замовника

торгів

- повне

найменування

Публічне акціонерне товариство «Дніпроенерго»

- місцезнахо-

дження

м. Запоріжжя, вул. Добролюбова, 20, 69006

- посадова

особа

замовника,

уповноважена

здійснювати

зв'язок з

учасниками

Таращук Олег Станіславович, директор з забезпечення виробництва;

Банькова Оксана Володимирівна, начальник відділу підготовки і

проведення тендерних закупівель;

м. Запоріжжя, вул. Добролюбова, 20, 69006, тел. (061) 286-73-40,

факс (061) 286-72-99, е-mail: necheporenko@dniproenergo.ua

3. Інформація

про предмет

закупівлі

- найменування

предмета

закупівлі

Виконання повного комплексу будівельно-монтажних робіт з

розробкою проектно-кошторисної документації стадії «Проект» та

«Робоча документація» з конструкторською документацією,

виготовленням та постачанням обладнання, пусконалагоджувальних

робіт на об’єкті: ПАТ «Дніпроенерго» Криворізька ТЕС «Технічне

переоснащення енергоблока ст. № 5»

- вид предмета

закупівлі

Роботи

- місце,

кількість, обсяг

поставки

товарів

(надання

послуг,

виконання

робіт)

Криворізька ТЕС, Дніпропетровська обл., Апостолівський район,

м. Зеленодольськ, 53860

- строк

поставки

товарів

(надання

послуг, вико-

нання робіт)

жовтень 2011р. – грудень 2013р.

3

4. Процедура

закупівлі

Відкриті торги

5. Недискримі-

нація

учасників

5.1. Вітчизняні та іноземні учасники беруть участь у процедурі

закупівлі на рівних умовах.

6. Інформація

про валюту

(валюти), у

якій (яких)

повинна бути

розрахована і

зазначена ціна

пропозиції

конкурсних

торгів

6.1. Валютою пропозиції конкурсних торгів є національна валюта

України - гривня.

7. Інформація

про мову

(мови), якою

(якими)

повинні бути

складені

пропозиції

конкурсних

торгів

7.1. Під час проведення процедури закупівлі всі документи, що

готуються замовником, викладаються українською мовою.

7.2. Усі документи, що мають відношення до пропозиції конкурсних

торгів, та підготовлені безпосередньо учасником, повинні бути

складені українською мовою. Всі інші документи, що мають

відношення до пропозиції конкурсних торгів, документи та

інформація щодо підтвердження відповідності вимогам цієї

конкурсної документації, можуть бути складені як українською, так

і російською мовами.

ІІ. Порядок внесення змін та надання роз`яснень до документації конкурсних

торгів

1. Процедура

надання

роз'яснень

щодо

документації

конкурсних

торгів

1.1. Учасник, який отримав документацію конкурсних торгів, має

право не пізніше ніж за 10 днів до закінчення строку подання

пропозицій конкурсних торгів звернутися до замовника за

роз'ясненнями щодо документації конкурсних торгів. Замовник

повинен надати роз’яснення на запит протягом трьох днів з дня його

отримання всім особам, яким було надано документацію

конкурсних торгів.

1.2. Замовник має право з власної ініціативи чи за результатами

запитів внести зміни до документації конкурсних торгів,

продовживши строк подання та розкриття пропозицій конкурсних

торгів не менше ніж на сім днів, та повідомити письмово протягом

одного робочого дня з дня прийняття рішення про внесення

зазначених змін усіх осіб, яким було надано документацію

конкурсних торгів.

1.3. У разі несвоєчасного подання замовником роз'яснень щодо

змісту документації конкурсних торгів або несвоєчасного внесення

до неї змін, замовник повинен продовжити строк подання та

розкриття пропозицій конкурсних торгів не менш як на сім днів, та

повідомити про це всіх осіб, яким було надано документацію

конкурсних торгів.

Зазначена інформація оприлюднюється замовником протягом трьох

робочих днів з дня прийняття відповідного рішення, але не пізніше

як за сім днів до дати розкриття пропозицій конкурсних торгів.

4

2. Порядок

проведення

зборів з метою

роз'яснення

запитів щодо

документації

конкурсних

торгів

2.1. У разі проведення зборів з метою роз'яснення будь-яких запитів

щодо документації конкурсних торгів замовник повинен забезпечити

ведення протоколу таких зборів з викладенням у ньому всіх

роз'яснень щодо запитів і надсилає його всім особам, яким було

надано документацію конкурсних торгів, незалежно від їх

присутності на зборах.

Зазначена інформація оприлюднюється замовником протягом трьох

робочих днів з дня прийняття відповідного рішення, але не пізніше

як за сім днів до дати розкриття пропозицій конкурсних торгів.

ІІІ. Підготовка пропозицій конкурсних торгів

1. Оформлення

пропозиції

конкурсних

торгів

*Ця вимога не

стосується

учасників, які

здійснюють

діяльність без

печатки згідно з

чинним

законодавством,

за винятком

оригіналів чи

нотаріально

завірених

документів,

виданих

учаснику

іншими

організаціями

(підприємствам

и, установами).

1.1. Пропозиція конкурсних торгів подається у письмовій формі за

підписом уповноваженої посадової особи учасника, прошита

(томами не більше 250 аркушів у кожному томі), пронумерована та

скріплена печаткою* в 1-му примірнику у запечатаному конверті

(посилці).

Гарантія не прошивається, а вкладається в конверт (посилку)

окремо. 1.2. Учасник процедури закупівлі має право подати лише одну

пропозицію конкурсних торгів.

1.3. Усі сторінки пропозиції конкурсних торгів учасника

процедури закупівлі повинні бути пронумеровані та містити

підпис уповноваженої посадової особи учасника процедури

закупівлі, а також відбитки печатки*.

1.4. Пропозиція повинна мати реєстр наданих документів.

1.5. Повноваження щодо підпису документів пропозиції конкурсних

торгів учасника процедури закупівлі підтверджується випискою з

протоколу засновників, наказом про призначення, довіреністю,

дорученням або іншим документом, що підтверджує повноваження

посадової особи учасника на підписання документів.

1.6. Пропозиція конкурсних торгів та гарантія запечатується в

одному конверті (одній посилці), який у місцях склеювання повинен

містити відбитки печатки учасника процедури закупівлі*.

На конверті (посилці) повинно бути зазначено:

- повне найменування і місцезнаходження замовника;

- назва предмета закупівлі відповідно до оголошення про проведення

відкритих торгів;

- повне найменування (прізвище, ім’я, по батькові) учасника

процедури закупівлі, його місцезнаходження (місце проживання),

ідентифікаційний код за ЄДРПОУ, номери контактних телефонів;

- маркування: «Не відкривати до: 07.09.2011 о 10:00».

1.7. Якщо конверт (посилка) не запечатаний або не промаркований у

відповідності з вищенаведеними вимогами, замовник не несе

відповідальності за неправильне або передчасне відкриття

пропозиції.

1.8. Всі сторінки пропозиції, на яких зроблені будь-які окремі записи

або правки, мають містити напис біля виправлення наступного

змісту: „Виправленому вірити” дата, підпис, прізвище та ініціали

особи або осіб, що підписують пропозицію. Відповідальність за

помилки друку у документах, надісланих до комітету конкурсних

торгів та підписаних відповідним чином, несе учасник.

5

ПРОПОЗИЦІЇ, ОФОРМЛЕНІ НЕ НАЛЕЖНИМ ЧИНОМ,

БУДУТЬ ВІДХИЛЕНІ

2. Зміст

пропозиції

конкурсних

торгів

учасника

Пропозиція конкурсних торгів, яка подається учасником процедури

закупівлі, повинна складатися з:

2.1. Пропозиції за формою «Пропозиція конкурсних торгів»,

наданою у Додатку 1;

2.2. Забезпечення пропозиції конкурсних торгів у вигляді гарантії за

формою, наданою у Додатку 2 (гарантія не прошивається, а

вкладається в конверт (посилку) окремо);

2.3. Документів, що підтверджують повноваження посадової особи

або представника учасника процедури закупівлі щодо підпису

документів пропозиції конкурсних торгів (копія документа, що

підтверджує повноваження керівника (для юридичних осіб) чи

доручення (або копія) на підпис документів, якщо пропозицію

конкурсних торгів підписала інша особа, крім керівника).

2.4. Інформації про підтвердження відповідності пропозиції

конкурсних торгів учасника технічним, якісним, кількісним та іншим

вимогам до предмета закупівлі, встановленим замовником у п.7

Розділу ІІІ.

2.5. Документально підтвердженої інформації про відповідність

учасника кваліфікаційним критеріям та вимогам, щодо відсутності

підстав для відмови в участі у процедурі закупівлі, а саме:

2.5.1. Довідки про виконання аналогічних договорів учасником і/або

субпідрядниками (у разі залучення субпідрядників) за формою,

наданою в Додатку 3.

2.5.2. Листів-відгуків щодо виконаних аналогічних договорів

учасником і/або субпідрядниками (у разі залучення субпідрядників)

(не менше двох листів по учаснику і/або по кожному субпідряднику).

2.5.3. Довідки про наявність обладнання та матеріально-технічної

бази у учасника і/або у субпідрядників (у разі залучення

субпідрядників) (у довільній формі).

2.5.4. Листів-гарантій учасника і/або субпідрядників (у разі

залучення субпідрядників) щодо можливості ознайомлення

замовника з наявністю обладнання та матеріально-технічної бази (у

довільній формі);

2.5.5. Довідки про наявність працівників відповідної кваліфікації, які

мають необхідні знання та досвід у учасника і/або у субпідрядників

(у разі залучення субпідрядників) (у довільній формі).

2.5.6. Оригіналу довідки з обслуговуючого банку про відсутність

(наявність) заборгованості за кредитами (отримана не раніше ніж

як за 10 днів до дати розкриття пропозиції конкурсних торгів). 2.5.7. Копій документів:

• баланс (за попередній звітний період - рік);

• звіт про фінансові результати (за попередній звітний період - рік);

• звіт про рух грошових коштів (за попередній звітний період - рік)

(надають підприємства, фінансова звітність яких включає

вказану форму звіту)

у разі ненадання учасником відповідного документа, необхідно

надати лист - пояснення з зазначенням підстави ненадання

документа з посиланням на законодавчі акти.

6

2.5.8. Оригіналу або нотаріально завіреної копії довідки Державного

департаменту з питань банкрутства або Державного підприємства

«Державний центр з питань відновлення платоспроможності та

банкрутства» Міністерства економіки України про відсутність

підприємства учасника в єдиній базі даних, щодо якого порушено

провадження у справі про банкрутство не більше місячної давнини

відносно дати розкриття пропозицій конкурсних торгів, якщо інше

не встановлено в довідці.

2.5.9. Оригіналу або нотаріально завіреної копії довідки податкової

інспекції про відсутність заборгованості із сплати податків і зборів

(обов'язкових платежів) (отримана не раніше ніж як за 10 днів до

дати розкриття пропозиції конкурсних торгів).

2.5.10. Копії Статуту або іншого установчого документа.

2.5.11. Довідки у довільній формі, яка підтверджує, що:

а) службову (посадову ) особу учасника не було засуджено за злочин,

пов’язаний з порушенням процедури закупівлі, чи інший злочин,

вчинений з корисних мотивів, судимість з якої не знято або не

погашено у встановленому законом порядку (завірена

уповноваженою особою підприємства);

б) учасника не було притягнуто згідно із законом до відповідальності

за вчинення у сфері державних закупівель корупційного

правопорушення;

в) фізична особа, яка є учасником не була засуджена за злочин,

пов'язаний з порушенням процедури закупівлі, чи інший злочин,

вчинений з корисних мотивів, судимість з якої не знято або не

погашено у встановленому законом порядку.

2.5.12. Копії документа, що підтверджує повноваження керівника на

підпис договору.

Інші документи:

2.6. Виписка чи витяг із Єдиного державного реєстру юридичних

осіб та фізичних осіб - підприємців;

2.7. Копія довідки ЄДРПОУ (для юридичних осіб);

2.8. Довідка, складена у довільній формі, яка містить відомості про

підприємство:

а) реквізити (адреса – юридична та фактична, телефон, факс, телефон

для контактів);

б) керівництво (посада, ім’я, по батькові, телефон для контактів) –

для юридичних осіб.

2.9. Копія довідки про присвоєння ідентифікаційного коду (для

фізичних осіб).

2.10. Копія паспорта (для фізичних осіб).

2.11. Копія довідки про взяття на облік платника податку (форма №4-

ОПП).

2.12. Копія свідоцтва про реєстрацію учасника платником податку на

додану вартість чи єдиного податку.

2.13. Істотні умови, які обов'язково включаються до договору про

закупівлю.

2.14. Копії відповідних дозвільних документів (ліцензій і/або

дозволів) учасника і/або субпідрядників (у разі залучення

субпідрядників) на право виконання робіт, що закуповуються, згідно

чинного законодавства.

2.15. За умови залучення субпідрядників, учасник додатково надає:

7

- копію Статуту або іншого установчого документу субпідрядників;

- виписку чи витяг із Єдиного державного реєстру юридичних осіб та

фізичних осіб – підприємців субпідрядників;

- копію довідки ЄДРПОУ (для юридичних осіб) субпідрядників;

- оригінали листів субпідрядників щодо погодження виконати

роботи, що їм доручаються, в зазначені строки.

Примітки:

а) документи, що не передбачені Господарським кодексом для

суб’єктів підприємницької діяльності та фізичних осіб, не

подаються учасниками в складі своєї пропозиції конкурсних

торгів*;

б) учасник-нерезидент повинен надати документи з

урахуванням особливостей законодавства його країни

походження (аналоги зазначених документів).*

* У разі відсутності документів учасник повинен надати замість

нього лист пояснення з зазначенням підстави не надання

документа з посиланням на законодавчі акти.

3.

Забезпечення

пропозиції

конкурсних

торгів

3.1. Пропозиція конкурсних торгів обов'язково супроводжується

документом, що підтверджує внесення забезпечення пропозиції

конкурсних торгів, яке має бути подано у вигляді гарантії на суму:

8 087 200 (вісім мільйонів вісімдесят сім тисяч двісті) грн.

3.2. Усі витрати, пов’язані з поданням забезпечення пропозиції

конкурсних торгів, здійснюються за рахунок коштів учасника.

3.3. Термін дії гарантії, наданої як забезпечення пропозиції

конкурсних торгів учасника, має відповідати терміну дії пропозиції

конкурсних торгів.

3.4. Пропозиції, що не супроводжуються забезпеченням пропозиції

конкурсних торгів, відхиляються замовником.

3.5. Забезпечення пропозиції конкурсних торгів у виді оригіналу

гарантії повинно бути надане учасником за формою, яка надана в

Додатку 2.

У випадку, якщо гарант пропонує свою форму гарантії, учасник

повинен погодити її з замовником наступним чином: направити

замовнику зразок своєї форми гарантії (факс, е-mail, особисто).

Замовник розглядає отриману форму і повідомляє свій висновок

щодо відповідності гарантії вимогам замовника (факс, е-mail,

особисто).

4. Умови

повернення чи

неповернення

забезпечення

пропозиції

конкурсних

торгів

4.1. Забезпечення пропозиції конкурсних торгів буде повернене

учаснику протягом 3 банківських днів з дня настання підстави для

повернення забезпечення пропозиції конкурсних торгів у разі:

а) закінчення строку дії забезпечення пропозиції конкурсних

торгів;

б) укладення Договору про закупівлю з учасником, що став

переможцем конкурсних торгів;

в) відкликання пропозиції конкурсних торгів до закінчення строку

її подання;

г) закінчення процедури закупівлі у разі неукладення Договору про

закупівлю з жодним з учасників, що подали пропозиції конкурсних

торгів.

8

Учасник може отримати забезпечення особисто (при наявності

доручення та документа, який посвідчує особу) або поштою

(замовник надсилає забезпечення поштою на адресу з повідомленням

про отримання).

4.2. Забезпечення пропозиції конкурсних торгів не повертається

замовником у разі:

а) відкликання пропозиції конкурсних торгів учасником після

закінчення строку її подання;

б) непідписання учасником, що став переможцем процедури торгів,

договору про закупівлю;

в) ненадання переможцем торгів забезпечення виконання договору

про закупівлю після акцепту його пропозиції конкурсних торгів.

Кошти, що надійшли як забезпечення пропозиції конкурсних

торгів (у разі, коли вони не повертаються учаснику), підлягають

перерахуванню на рахунок замовника.

5. Строк,

протягом

якого

пропозиції

конкурсних

торгів є

дійсними

5.1. Пропозиції конкурсних торгів вважаються дійсними протягом 90

днів з дати розкриття пропозиції конкурсних торгів.

5.2. До закінчення цього строку замовник має право вимагати від

учасника продовження дії пропозиції конкурсних торгів.

5.3. Учасник має право:

- відхилити таку вимогу без втрати свого забезпечення пропозиції

конкурсних торгів;

- погодитися з вимогою та продовжити строк дії поданої ним

пропозиції конкурсних торгів та наданого забезпечення пропозиції

конкурсних торгів.

6.

Кваліфікаційні

критерії до

учасників

6.1. Учасник повинен відповідати наступним кваліфікаційним

критеріям: - наявність обладнання та матеріально-технічної бази;

- наявність працівників відповідної кваліфікації, які мають необхідні

знання та досвід;

- наявність документально підтвердженого досвіду виконання

аналогічних договорів;

- наявність фінансової спроможності (баланс, звіт про фінансові

результати, звіт про рух грошових коштів, довідка з обслуговуючого

банку про відсутність (наявність) заборгованості за кредитами).

6.2. Учасник повинен підтвердити документально відсутність підстав

у замовника, визначених статтею 17 Закону, щодо відмови в участі у

торгах.

6.3. Замовник приймає рішення про відмову учаснику в участі у

процедурі закупівлі та зобов'язаний відхилити пропозицію

конкурсних торгів учасника, у разі якщо:

1) має незаперечні докази того, що учасник пропонує, дає або

погоджується дати прямо чи опосередковано будь-якій посадовій

особі замовника, іншого державного органу винагороду в будь-якій

формі (пропозиція щодо найму па роботу, цінна річ, послуга тощо) з

метою вплинути на прийняття рішення щодо визначення переможця

процедури закупівлі або застосування замовником певної процедури

закупівлі;

2) учасника було притягнуто згідно із законом до відповідальності за

вчинення у сфері державних закупівель корупційного

9

правопорушення;

3) виявлено факт участі учасника у змові;

4) фізична особа, яка є учасником, була засуджена за злочин,

пов'язаний з порушенням процедури закупівлі, чи інший злочин,

вчинений з корисливих мотивів, судимість з якої не знято або не

погашено у встановленому законом порядку;

5) службова (посадова) особа учасника, яку уповноважено учасником

представляти його інтереси під час проведення процедури закупівлі,

була засуджена за злочин, пов'язаний з порушенням процедури

закупівлі, чи інший злочин, вчинений з корисливих мотивів,

судимість з якої не знято або не погашено у встановленому законом

порядку;

6) пропозиція конкурсних торгів подана учасником процедури

закупівлі, який є пов'язаною особою з іншими учасниками процедури

закупівлі;

7) учасником не надано документів, що підтверджують

правомочність на укладення договору про закупівлю;

8) учасник визнаний у встановленому законом порядку банкрутом та

відносно нього відкрита ліквідаційна процедура;

9) учасник не провадить господарську діяльність відповідно до

положень його Статуту;

10) учасник має заборгованість із сплати податків і зборів

(обов'язкових платежів).

6.4. Усі пропозиції конкурсних торгів, які відповідають

кваліфікаційним критеріям, за відсутності інших підстав для їх

відхилення, допускаються до оцінки.

6.5. Інформація про спосіб документального підтвердження

відповідності учасників встановленим критеріям та вимогам

зазначена в пункті 2.5. Розділу ІІІ цієї документації конкурсних

торгів.

7. Інформація

про необхідні

технічні, якісні

та кількісні

характеристик

и предмета

закупівлі

7.1. Інформація про необхідні технічні, якісні та кількісні

характеристики предмета закупівлі надається в Додатку 7 (Технічні

вимоги).

7.2. Учасники процедури закупівлі повинні надати в складі

пропозицій конкурсних торгів документи, які підтверджують

відповідність пропозиції конкурсних торгів учасника технічним,

якісним, кількісним та іншим вимогам до предмета закупівлі, а саме:

7.2.1. Пояснювальну записку з матеріалами проектних рішень, що

будуть застосовані на стадії «Проект» та «Робоча документація» та

гарантійні зобов’язання щодо негайного безоплатного виправлення

помилок, коригування проектних рішень за зауваженнями

спеціалістів служб замовника та генерального проектувальника;

7.2.2. Проект завдання на проектування стадії «Проект» та «Робоча

документація»;

7.2.3. Графік виконання та фінансування робіт з поетапним

щомісячним визначенням фізичних обсягів робіт, термінами

виконання та вартістю кожного етапу робіт. Графік виконання та

фінансування робіт повинен визначати послідовність, терміни

виконання робіт, терміни виготовлення та терміни постачання

обладнання, вартість етапів робіт;

7.2.4. Комплексний повузловий графік, в якому буде зазначена

10

вартість основних вузлів.

7.2.5. Гарантії учасника відповідно до розділу 4 технічних вимог;

7.2.6. Розрахунок фактичних показників розміру

загальновиробничих та адміністративних витрат, виконаний на

підставі даних бухгалтерського обліку за попередній звітний

період (рік), а також нормативної трудомісткості виконаних робіт

за той самий період за актами приймання виконаних робіт (форма

№ КБ-2в), та структури, що склалася у підрядній організації;

7.2.7. Довідка про відрахування до єдиного внеску на соціальне

страхування за попередній звітний період - рік (у довільній

формі);

7.2.8. Довідка (у довільній формі) про фактично виплачену

заробітну плату, у тому числі по цивільно-правових договорах за

попередній звітний період – рік;

7.2.9. Довідка (у довільній формі) про витрати на оплату перших 5-

ти днів тимчасової непрацездатності та суми виплаченої допомоги з

тимчасової непрацездатності (понад 5-ти днів) за попередній

звітний період - рік.

7.2.10. Інформацію про субпідрядні організації за формою, наданою

у Додатку 4;

7.2.11. Документи, які, з точки зору учасника, підтверджують

технічні та якісні характеристики предмета закупівлі.

7.3. Ціна пропозиції конкурсних торгів розраховується:

- щодо виконання проектно-вишукувлаьних робіт (надалі – ПВР) з

розробки проектно-кошторисної документації стадій «Проект» та

«Робоча документація» - з дотриманням вимог ДБН Д.1.1-7-2000

«Правила визначення вартості проектно–вишукувальних робіт для

будівництва, яке здійснюється на території України», відповідно до

обсягу робіт, зазначеного в технічній частині документації

конкурсних торгів та розрахунку загальновиробничих та

адміністративних витрат;

- щодо виконання будівельно-монтажних робіт (надалі - БМР) –

розраховується з дотриманням вимог розділів 3.2., 3.3. ДБН Д.1.1-1-

2000, на підставі нормативної потреби в трудових і матеріально-

технічних ресурсах, необхідних для здійснення проектних рішень на

об’єкті замовлення та поточних цін на них, та розрахунку загально-

виробничих та адміністративних витрат;

- щодо виконання пусконалагоджувальних робіт (надалі – ПНР) –

розраховується з дотриманням вимог ДБН Д.2.6-1-2000.

Поточні ціни на матеріально-технічні ресурси, зазначені в

пропозиції конкурсних торгів учасника приймаються за найменшою

вартістю, яка не повинна перевищувати цін, зареєстрованих в

Міністерстві економічного розвитку і торгівлі, відповідно до

чинного законодавства.

При цьому рівень вартості матеріальних ресурсів, як правило,

приймається в межах, що склалися в регіоні за цінами виробників.

8. Опис окре-

мої частини

(частин)

предмета

закупівлі,

11

щодо яких

можуть бути

подані

пропозиції

конкурсних

торгів

9. Внесення

змін або

відкликання

пропозиції

конкурсних

торгів

учасником

9.1. Учасник має право внести зміни або відкликати свою

пропозицію конкурсних торгів до закінчення строку її подання. Такі

зміни чи заява про відкликання пропозиції конкурсних торгів

враховуються у разі, якщо вони отримані замовником до закінчення

строку подання пропозицій конкурсних торгів.

9.2. Повідомлення про зміни або відкликання пропозиції готується

учасником, запечатується, маркується та відправляється у

відповідності із п. 1 Розділу ІІІ цієї документації. На конверті

додатково позначається «Зміни» або «Відкликання» відповідно.

Повідомлення про відкликання може також надсилатися засобами

зв’язку, але з наступним надсиланням письмового підтвердження, із

поштовим штемпелем не пізніше кінцевого терміну подання

пропозицій.

IV. Подання та розкриття пропозицій конкурсних торгів

1. Спосіб, місце

та кінцевий

строк подання

пропозицій

конкурсних

торгів - спосіб

подання

пропозицій

конкурсних

торгів

- місце подання

пропозицій

конкурсних

торгів

- кінцевий строк

подання

пропозицій

конкурсних

торгів (дата,

час)

Особисто або поштою

м. Запоріжжя, вул. Добролюбова, 20, кім. 502, 69006

07.09.2011 до 09:00

1.1. Пропозиції конкурсних торгів, отримані замовником після

закінчення строку їх подання, не розкриваються і повертаються

учасникам, що їх подали.

1.2. На запит учасника замовник протягом одного робочого дня з дня

надходження запиту підтверджує надходження пропозиції

конкурсних торгів із зазначенням дати та часу.

12

2. Місце, дата

та час

розкриття

пропозицій

конкурсних

торгів

- місце

розкриття

пропозицій

конкурсних

торгів

- дата та час

розкриття

пропозицій

конкурсних

торгів:

м. Запоріжжя, вул. Добролюбова, 20, кім. 502, 69006

07.09.2011 о 10:00

2.1. До участі у процедурі розкриття пропозицій конкурсних торгів

замовником допускаються всі учасники або їх уповноважені

представники.

2.2. Відсутність учасника або його уповноваженого представника

під час процедури розкриття пропозицій конкурсних торгів не є

підставою для відмови в розкритті чи розгляді або для відхилення

його пропозиції конкурсних торгів.

2.3. Повноваження представника учасника підтверджується

випискою з протоколу засновників, наказом про призначення,

довіреністю, дорученням або іншим документом, що підтверджує

повноваження посадової особи учасника на участь у процедурі

розкриття пропозицій конкурсних торгів.

Уповноважені представники повинні мати:

- фізична особа або особа підприємець - оригінал документа, що

засвідчує його особу;

- юридична особа, яку представляє керівник - завірену копію

документа, який підтверджує його повноваження, оригінал

документа, що засвідчує його особу;

- у разі, якщо учасника представляє інша особа - необхідно надати

оформлене згідно з вимогами чинного законодавства доручення на

представництво інтересів учасника та підпис документів; оригінал

документа, що засвідчує його особу; копію документа, який

підтверджує повноваження керівника, що підписує доручення,

завірену належним чином.

2.4. Під час розкриття пропозицій конкурсних торгів перевіряється

наявність чи відсутність усіх необхідних документів, передбачених

документацією конкурсних торгів, а також оголошуються

найменування та місцезнаходження кожного учасника, ціна кожної

пропозиції конкурсних торгів. Зазначена інформація вноситься до

протоколу розкриття пропозицій конкурсних торгів.

2.5. Протокол розкриття пропозицій конкурсних торгів складається

у день розкриття пропозицій конкурсних торгів за формою

затвердженою уповноваженим органом.

2.6. Протокол розкриття пропозицій конкурсних торгів підписується

13

членами комітету з конкурсних торгів та учасниками, які беруть

участь у процедурі розкриття пропозицій конкурсних торгів.

Завірена підписом голови комітету з конкурсних торгів та печаткою

замовника копія протоколу розкриття пропозицій конкурсних торгів

надається будь-якому учаснику на його запит протягом одного

робочого дня з дня отримання такого запиту.

2.7. Протокол розкриття пропозицій конкурсних торгів

оприлюднюється на веб-порталі Уповноваженого органу протягом

трьох робочих днів з дня розкриття пропозицій конкурсних торгів.

V. Оцінка пропозицій конкурсних торгів та визначення переможця

1. Перелік

критеріїв та

методика

оцінки

пропозиції

конкурсних

торгів із

зазначенням

питомої ваги

критерію

1.1. Замовник торгів має право звернутися до учасників за

роз’ясненням змісту їх пропозицій конкурсних торгів з метою

спрощення, розгляду та оцінки пропозицій.

Замовник та учасники не можуть ініціювати будь-які переговори з

питань внесення змін до змісту або ціни поданої пропозиції

конкурсних торгів.

1.2. Оцінка пропозицій конкурсних торгів здійснюється на основі

наступних критеріїв:

- ціна;

- умови розрахунків.

Методика оцінки

1. Кількість балів за критерієм «Ціна» визначається наступним

чином.

Пропозиції конкурсних торгів, значення критерію «Ціна» у якої

є найвигіднішим (найменшим), присвоюється максимально можлива

кількість балів, що дорівнює 85. Кількість балів для решти

пропозицій конкурсних торгів визначається за формулою:

Бобчисл = Цmin / Цобчисл * 85, де

Бобчисл = обчислювана кількість балів;

Цmin – найнижче значення за критерієм «Ціна»;

Цобчисл – значення поточного критерію пропозиції конкурсних

торгів, кількість балів для якого обчислюється;

85 – максимально можлива кількість балів за критерієм «Ціна».

Всі пропозиції, оцінені згідно з критерієм оцінки, шикуються

по мірі зростання значень показника.

2. Кількість балів за критерієм «Умови розрахунків»

визначається наступним чином.

Пропозиції конкурсних торгів, у якої термін відстрочки

платежу є найвигіднішим (найдовшим) з 100% обсягом коштів для

відстрочки, присвоюється максимально можлива кількість балів,

що дорівнює 15. Кількість балів для решти пропозицій конкурсних

торгів визначається за формулою:

Бобчисл = Робчисл / Рмах * Добчисл./100% * 15, де

Бобчисл = обчислювана кількість балів;

Робчисл – термін відстрочки платежу пропозиції конкурсних

торгів, кількість балів для якої обчислюється*;

Рмах – найдовший термін відстрочки платежу;

Добчисл. - відсоток від ціни пропозиції конкурсних торгів, на яку

передбачається відстрочка платежу та кількість балів для якої

обчислюється.

14

* Учаснику необхідно врахувати, що відлік терміну відстрочки

починається від дати вводу енергоблоку в дослідно-промислову

експлуатацію Міністерством енергетики та вугільної

промисловості.

За період до вводу енергоблоку в дослідно-промислову

експлуатацію, Учасник конкурсних торгів може вимагати авансовий

платіж в розмірі не більше 30% від ціни пропозиції конкурсних

торгів, а подальші розрахунки проводити:

- по факту, а на залишок коштів Учасник надає відстрочку,

відлік якої починається після введення енергоблоку в дослідно-

промислову експлуатацію

Або

- одразу на залишок коштів Учасник надає відстрочку, відлік

якої починається після введення енергоблоку в дослідно-промислову

експлуатацію.

В разі надання пропозиції, в якій будуть присутні умови про

відтермінування певного обсягу коштів на певний термін після дати

вводу енергоблоку в дослідно-промислову експлуатацію

Міністерством енергетики та вугільної промисловості, Учасник

має надати підтверджуючі фінансові документи або лист-

гарантію банку щодо спроможності виконати запропоновані умови

власними або кредитними коштами.

У разі ненадання відстрочки платежу із зазначенням обсягу

коштів на таку відстрочку такій пропозиції конкурсних торгів за

критерієм «Умови розрахунків» присвоюється 0 балів.

Всі пропозиції, оцінені згідно з критеріями оцінки

підсумовуються, шикуються по мірі зростання значень показника.

Переможцем обирається учасник, пропозиція якого набрала

найбільшу кількість балів.

У випадку однакового значення показника, переможець

визначається шляхом голосування членів комітету з конкурсних

торгів простою більшістю голосів за участю в голосуванні не менш

двох третин членів комітету. Якщо результати голосування

розділилися порівну, вирішальний голос має голова комітету з

конкурсних торгів.

2.

Виправлення

арифметичних

помилок

2.1. Пропозиції, визначені як такі, що відповідають вимогам,

перевіряються замовником на предмет арифметичних помилок.

Помилки виправляються замовником у такій послідовності:

а) при розходженні між сумами, вказаними літерами та в цифрах,

сума літерами є визначальною;

б) при розходженні між ціною одиниці та підсумковою ціною,

одержаною шляхом множення ціни за одиницю на кількість, ціна за

одиницю є визначальною, а підсумкова ціна виправляється. Якщо,

на погляд замовника, в ціні за одиницю є явне зміщення десяткового

розподілювача, в такому випадку призначена підсумкова ціна є

визначальною, а ціна за одиницю виправляється.

Замовник має право на виправлення арифметичних помилок,

допущених в результаті арифметичних дій, виявлених у поданій

15

пропозиції конкурсних торгів під час проведення оцінки, у порядку,

визначеному документацією конкурсних торгів, за умови отримання

письмової згоди на це учасника, який подав пропозицію конкурсних

торгів.

Якщо учасник не згоден з виправленням помилок, його

пропозиція відхиляється.

3. Інша

інформація

3.1. За підроблення документів учасник торгів несе кримінальну

відповідальність згідно з статтею 358 Кримінального Кодексу

України.

Витрати Учасника, пов’язані з підготовкою, поданням пропозиції

конкурсних торгів та укладанням договору не включаються до ціни

пропозиції та не відшкодовуються (в тому числі і в разі відміни

торгів чи визнання торгів такими, що не відбулися).

4. Відхилення

пропозицій

конкурсних

торгів

4.1. Замовник відхиляє пропозиції конкурсних торгів у разі, якщо:

1) учасник:

- не відповідає кваліфікаційним критеріям, встановленим п. 6

Розділу ІІІ цієї документації;

- не погоджується з виправленням виявленої замовником

арифметичної помилки;

- не надав забезпечення пропозиції конкурсних торгів;

2) є підстави для відмови учаснику, що зазначені у п. 6 Розділу ІІІ

цієї документації;

3) пропозиція конкурсних торгів не відповідає умовам документації

конкурсних торгів.

Замовник має право звернутися за підтвердженням інформації,

наданої учасником, до органів державної влади, підприємств,

установ, організацій відповідно до їх компетенції. У разі отримання

достовірної інформації про невідповідність учасника вимогам

кваліфікаційних критеріїв, наявність підстав, зазначених в п. 6

Розділу Ш цієї документації, або факту зазначення у пропозиції

конкурсних торгів будь-якої недостовірної інформації, що є

суттєвою при визначенні результатів процедури закупівлі, замовник

відхиляє пропозицію конкурсних торгів такого учасника.

4.2. Інформація про відхилення пропозиції конкурсних торгів із

зазначенням підстави надсилається учаснику, пропозиція якого

відхилена, протягом трьох робочих днів з дати прийняття такого

рішення та оприлюднюється на веб-порталі Уповноваженого органу

в той-же термін.

5. Відміна

замовником

торгів чи

визнання їх

такими, що не

відбулися

5.1. Замовник відміняє торги у разі:

- відсутності подальшої потреби у закупівлі робіт;

- неможливості усунення порушень, які виникли через виявлені

порушення Закону;

- виявлення факту змови учасників;

- порушення порядку публікації оголошення про проведення

процедури закупівлі, акцепту, оголошення про результати

процедури закупівлі, передбаченого Законом;

- подання для участі у них менше двох пропозицій конкурсних

торгів;

- відхилення всіх пропозицій конкурсних торгів згідно з п. 4 Розділу

16

V цієї документації;

- якщо до оцінки допущено пропозиції менше ніж двох учасників.

5.2. Замовник має право визнати торги такими, що не відбулися, у

разі якщо:

- ціна найбільш вигідної пропозиції конкурсних торгів перевищує

суму, передбачену замовником на фінансування закупівлі;

- здійснення закупівлі стало неможливим внаслідок непереборної

сили.

5.3. Повідомлення про відміну торгів або визнання їх такими, що не

відбулися, надсилається замовником Уповноваженому органу та

усім учасникам протягом трьох робочих днів з дня прийняття

замовником відповідного рішення та оприлюднюється в цей самий

строк на веб-порталі Уповноваженого органу.

5.4. Повідомлення про відміну торгів або визнання їх такими, що не

відбулися публікується в державному офіційному друкованому

виданні з питань державних закупівель «Вісник державних

закупівель» у терміни, встановлені для оприлюднення відповідної

інформації (протягом трьох робочих днів з дня прийняття

замовником відповідного рішення).

VI. Укладання договору про закупівлю

1. Терміни

укладання

договору

1.1. У день визначення переможця замовник акцептує пропозицію

конкурсних торгів, що визнана найбільш економічно вигідною за

результатами оцінки.

1.2. Замовник укладає договір про закупівлю з учасником,

пропозицію конкурсних торгів якого було акцептовано, не пізніше

ніж через 30 днів з дня акцепту пропозиції відповідно до вимог

документації конкурсних торгів та акцептованої пропозиції. З метою

забезпечення права на оскарження рішень замовника договір про

закупівлю не може бути укладеним раніше ніж через 14 днів з дати

публікації у державному офіційному друкованому виданні з питань

державних закупівель повідомлення про акцепт пропозиції

конкурсних торгів.

2. Істотні

умови, які

обов'язково

включаються

до договору

про закупівлю

2.1. Істотні умови, які обов'язково включаються до договору про

закупівлю, надаються в Додатку 6.

3. Дії

замовника

при відмові

переможця

торгів

підписати

договір про

закупівлю

3.1. У разі письмової відмови переможця торгів підписати договір

про закупівлю відповідно до вимог документації конкурсних торгів

або неукладення договору про закупівлю з вини учасника у строк 30

днів з дня акцепту пропозиції, замовник повторно визначає

найбільш економічно вигідну пропозицію конкурсних торгів з тих,

строк дії яких ще не минув.

4.

Забезпечення

виконання

4.1. Не пізніше дати укладення договору про закупівлю учасник

торгів, визначений переможцем процедури закупівлі, вносить

забезпечення виконання договору в розмірі 1% його кошторисної

17

договору про

закупівлю

вартості у вигляді гарантії .

4.2. Забезпечення виконання договору у вигляді оригіналу гарантії

повинно бути надане учасником за формою, наведеною в Додатку 5.

У випадку, якщо гарант пропонує свою форму гарантії, учасник

повинен погодити її з замовником наступним чином: направити

замовнику зразок своєї форми гарантії (факс, е-mail, особисто).

Замовник розглядає отриману форму і повідомляє свій висновок

щодо відповідності гарантії вимогам замовника (факс, е-mail,

особисто).

4.3. Усі витрати, пов’язані з поданням забезпечення виконання

договору, здійснюються за рахунок коштів учасника.

4.4. Кошти, що надійшли як забезпечення виконання договору (у

разі, коли вони не повертаються учаснику), підлягають

перерахуванню на рахунок замовника.

4.5. Замовник повертає забезпечення виконання договору про

закупівлю після виконання учасником-переможцем у повному

обсязі зобов’язань за договором, а також у разі визнання судом

результатів процедури закупівлі або договору про закупівлю

недійсними, у випадках, передбачених частинами першою та

другою статті 30, частиною третьою статті 31 Закону, а також згідно

з умовами, зазначеними у договорі, але не пізніше ніж протягом

трьох банківських днів з дня настання зазначених обставин.

18

Додаток 1

Форма «Пропозиція конкурсних торгів» подається у вигляді, наведеному нижче.

Учасник не повинен відступати від даної форми.

ФОРМА "ПРОПОЗИЦІЯ КОНКУРСНИХ ТОРГІВ" (форма, яка подається учасником на фірмовому бланку)

Ми, (назва учасника), надаємо свою пропозицію щодо участі у конкурсних торгах

на закупівлю виконання повного комплексу будівельно-монтажних робіт з розробкою

проектно-кошторисної документації стадії «Проект» та «Робоча документація» з

конструкторською документацією, виготовленням та постачанням обладнання,

пусконалагоджувальних робіт на об’єкті: ПАТ «Дніпроенерго» Криворізька ТЕС

«Технічне переоснащення енергоблока ст. № 5». Вивчивши документацію конкурсних торгів, технічні вимоги (надалі ТВ), істотні

умови, які обов'язково включаються до договору про закупівлю, на виконання

зазначеного вище, ми, уповноважені на підписання Договору, маємо можливість та

погоджуємося виконати вимоги замовника та Договору на умовах, зазначених у цій

пропозиції.

Виконання повного комплексу будівельно-монтажних робіт з розробкою

проектно-кошторисної документації стадії «Проект» та «Робоча документація» з

конструкторською документацією, виготовленням та постачанням обладнання,

пусконалагоджувальних робіт на об’єкті: ПАТ «Дніпроенерго» Криворізька ТЕС

«Технічне переоснащення енергоблока ст. № 5» на загальну суму

(з ПДВ)__________________ грн.

1. До акцепту нашої пропозиції конкурсних торгів, Ваша документація конкурсних

торгів разом з нашою пропозицією (за умови її відповідності всім вимогам) мають силу

протоколу намірів між нами. Якщо наша пропозиція буде акцептована, ми візьмемо на

себе зобов’язання виконати всі умови, передбачені Договором.

2. Ми погоджуємося дотримуватися умов цієї пропозиції протягом 90 календарних

днів з дня розкриття пропозицій конкурсних торгів, строку, встановленого Вами. Наша

пропозиція буде обов’язковою для нас і може бути акцептована Вами у будь-який час до

закінчення зазначеного терміну.

3. Ми погоджуємося з умовами, що Ви можете відхилити нашу чи всі пропозиції

конкурсних торгів згідно з умовами документації конкурсних торгів, та розуміємо, що Ви

не обмежені у прийнятті будь-якої іншої пропозиції з більш вигідними для Вас умовами.

4. Якщо наша пропозиція буде акцептована, ми зобов’язуємося підписати Договір із

замовником не раніше ніж через 14 днів з дати публікації у державному офіційному

друкованому виданні з питань державних закупівель повідомлення про акцепт пропозиції

конкурсних торгів але не пізніше ніж через 30 днів з дня акцепту пропозиції.

Умови та порядок розрахунків __________________________________________

Умови, місце та термін виконання робіт ______________________________________

Посада, прізвище, ініціали, підпис уповноваженої особи учасника, завірені печаткою.

19

Додаток 2

на фірмовому бланку гаранта

Гарантійний лист №

забезпечення пропозиції конкурсних торгів

БЕНЕФІЦІАРУ: Публічне акціонерне товариство „Дніпроенерго”,

Україна, м. Запоріжжя, вул. Добролюбова, 20, 69006

НАЗВА БАНКА БЕНЕФІЦІАРА: Філія Запорізького ОУ ВАТ „Ощадбанк”, МФО 313957,

Україна, м. Запоріжжя, проспект Леніна, 48

Ми, __________________________________, проінформовані

(назва Гаранта)

про те, що у відповідь на Ваше оголошення про проведення процедури закупівлі, що

відбудеться ___________________,

(число, місяць, рік)

______________________________________________

(назва Учасника)

має намір надати Вам (як „Замовнику”) пропозицію щодо закупівлі виконання повного

комплексу будівельно-монтажних робіт з розробкою проектно-кошторисної

документації стадії «Проект» та «Робоча документація» з конструкторською

документацією, виготовленням та постачанням обладнання,

пусконалагоджувальних робіт на об’єкті: ПАТ «Дніпроенерго» Криворізька ТЕС

«Технічне переоснащення енергоблока ст. № 5», та що умовами торгів вимагається

надання забезпечення пропозиції конкурсних торгів.

На цій підставі ми, ____________________________________________, беремо на себе

(назва Гаранта)

безвідкличні зобов’язання негайно сплатити вам за Вашою першою письмовою вимогою

суму, що складає 8 087 200 (вісім мільйонів вісімдесят сім тисяч двісті) грн.,

за умови Вашого одночасного підтвердження письмово, що Учасник не виконав своїх

зобов’язань, що передбачаються його пропозицією, у таких випадках:

- відкликання пропозиції конкурсних торгів Учасником після закінчення строку її

подання;

- непідписання Учасником, що став переможцем процедури торгів, договору про

закупівлю.

- ненадання переможцем торгів забезпечення виконання договору про закупівлю після

акцепту його пропозиції конкурсних торгів.

Дана гарантія діє протягом 90 (дев’яносто) календарних днів, починаючи з дати

розкриття пропозицій конкурсних торгів. За цією гарантією Гарант несе солідарну

відповідальність згідно ст. 543 ЦК України.

Передача прав за цим забезпеченням пропозиції конкурсних торгів можлива тільки за

нашою згодою.

Видача цього забезпечення пропозиції конкурсних торгів дозволена згідно із

законодавством України.

_________________ (підпис Гаранта)

Звертаємо Вашу увагу!!!

Відповідно до п. 3. розділу ІІІ документації конкурсних торгів, якщо гарант

вимагає свою форму гарантії, то учасник повинен погодити її з замовником.

20

Додаток 3

Довідка про виконання аналогічних договорів

№

з/п

№ та дата

договору

Вид

виконаних

робіт

Назва організації,

з якою укладено

договір

Адреса, контактні телефони

особи, відповідальної за

виконання договору

Посада_________ Підпис____________ П.І.Б.___________

Примітка:

Інформація, вказана вище, повинна бути підтверджена листами-відгуками (не менше двох

по учаснику і/або по кожному субпідряднику).

21

Додаток 4

Інформація про субпідрядні організації,

які учасник планує залучити до виконання спеціальних робіт

(надається у разі залучення субпідрядників до виконання окремих видів робіт)

Назва

субпідрядника,

його реквізити

Види робіт, які

передбачається доручити

субпідряднику

Орієнтована вартість робіт

субпідрядника у відсотках (%) до

ціни пропозиції конкурсних торгів

Посада________ Підпис_______ П.І.Б.________

22

Додаток 5

на фірмовому бланку гаранта

Гарантійний лист №

забезпечення виконання договору

БЕНЕФІЦІАРУ: Публічне акціонерне товариство „Дніпроенерго”,

Україна, м. Запоріжжя, вул. Добролюбова, 20, 69006

НАЗВА БАНКА БЕНЕФІЦІАРА: Філія Запорізького ОУ ВАТ „Ощадбанк”, МФО 313957,

Україна, м. Запоріжжя, проспект Леніна, 48

________________________________________________________ (надалі іменується

(назва Гаранта)

"Гарант") в особі ____________________________________________________________

___________________________________________________________________________,

(посада, прізвище, ім'я, по батькові)

що діє на підставі ___________________________________________________________

(вказати: статуту, довіреності, положення тощо)

видав цю Гарантію про наступне.

1. Цією Гарантією Гарант гарантує належне виконання

________________________________________ (надалі іменується "Принципал") свого

обов'язку перед Публічним акціонерним товариством „Дніпроенерго” (надалі

іменується "Бенефіціар") щодо виконання зобов’язань за Договором, який він

зобов’язується заключити, як Переможець торгів за результатами конкурсних торгів на

закупівлю робіт з виконання повного комплексу будівельно-монтажних робіт з

розробкою проектно-кошторисної документації стадії «Проект» та «Робоча

документація» з конструкторською документацією, виготовленням та

постачанням обладнання, пусконалагоджувальних робіт на об’єкті:

ПАТ «Дніпроенерго» Криворізька ТЕС «Технічне переоснащення енергоблока ст. № 5» (надалі іменується "Договір").

2. У разі невиконання або неналежного виконання Принципалом обов'язку за

Договором Гарант зобов'язується відповідно до умов, зазначених у цій Гарантії, сплатити

Бенефіціарові грошову суму після пред'явлення останнім письмової вимоги про її сплату.

Під невиконанням або неналежним виконанням Принципалом обов’язку за договором

передбачається:

а) Порушення термінів закінчення виконання етапів робіт більш ніж 7 календарних

днів;

б) За непостачання або недопостачання та/або несвоєчасне (затримка поставки більш

ніж на 7 календарних днів від запланованої дати) постачання обладнання та матеріалів;

в) Порушення терміну повернення коштів, наданих як авансовий платіж (передоплата).

3. Сума, на яку видано Гарантію, становить _________________________1% (один

відсоток) від кошторисної вартості договору.

4. Вимоги за цією Гарантією можуть бути пред'явлені по 28 лютого 2014р. (включно)

5. Після закінчення строку, зазначеного у п. 4, Гарантія втрачає силу.

6. Гарантія не може бути відкликана Гарантом.

7. Гарант несе солідарну відповідальність перед Бенефіціаром відповідно ст. 543 ЦК

України.

8. Гарантія вступає в силу з дня її видання.

9. Бенефіціар у письмовій вимозі про сплату грошової суми за Гарантією повинен

зазначити, в чому полягає порушення Принципалом зобов’язань за договором і додати

23

такі документи:

- копія Договору та гарантійного листа завірені належним чином Бенефіціаром;

- копія акту виконаних робіт (акту прийому-передачі, видаткової накладної) (у разі

часткового виконання зобов’язань за Договором Принципалом);

- довідка Бенефіціара про невиконання Принципалом зобов’язань за Договором;

- копія платіжного документа (у разі здійснення авансового платежу з боку

Бенефіціара).

10. Гарант повинен розглянути вимогу Бенефіціара з доданими документами протягом

5-ти днів з дня отримання, щоб встановити, чи відповідають вимоги і додані до них

документи умовам цієї Гарантії.

11. В межах строку передбаченого у п.4 цієї Гарантії, але не пізніше 10 календарних

днів з моменту відправлення письмової вимоги Бенефіціром, Гарант зобов’язаний:

11.1. або перерахувати на рахунок Бенефіціру суму зазначену в п.3 цієї Гарантії;

11.2. або повідомити Бенефіціара про відмову задовольнити його вимоги, але тільки з

підстав передбачених п.12 цієї Гарантії.

12. Гарант має право відмовити Бенефіціарові, якщо вимога або додані до неї

документи:

- не відповідають умовам Гарантії;

- подані Гарантові після закінчення строку, зазначеного у п. 4.

13. Якщо після задоволення вимоги Бенефіціара за цією Гарантією Гарант дізнається,

що Принципал належним чином виконав свої обов’язки перед Бенефіціаром за

Договором, Гарант має право стягнути з Бенефіціара все безпідставно набуте.

14. Дія Гарантії припиняється:

1) сплатою Бенефіціару суми, на яку видана Гарантія;

2) через закінчення строку, на який видана Гарантія;

3) внаслідок відмови Бенефіціара від своїх прав за Гарантією та повернення її

Гарантові;

4) внаслідок відмови Бенефіціара від своїх прав за Гарантією шляхом письмової заяви

про звільнення Гаранта від його обов'язків, що випливають з цієї Гарантії;

5) в інших випадках передбачених чинним законодавством.

15. Гарант несе відповідальність перед Бенефіціаром за порушення п.11.1. цієї Гарантії

у розмірі 3% річних від простроченої суми.

_________________ (підпис Гаранта)

Відповідно до п. 4. розділу ІV документації конкурсних торгів, якщо гарант

вимагає свою форму гарантії, то учасник повинен погодити її з замовником.

24

Додаток 6

Істотні умови, які обов'язково включаються до договору про закупівлю

1. Предмет договору

Підрядник зобов’язується у 2011-2013 роках за завданням Замовника на свій

ризик зі своїх матеріалів та обладнання виконати роботи на об’єкті: ПАТ „Дніпроенерго”

Криворізька ТЕС «Технічне переоснащення енергоблока ст.№5» зазначені в п.____ цього

договору, а Замовник - прийняти і оплатити такі роботи.

Найменування робіт: Виконання повного комплексу будівельно-монтажних робіт

з розробкою проектно-кошторисної документації стадії «Проект» та «Робоча

документація» з конструкторською документацією, виготовленням та постачанням

обладнання, пусконалагоджувальними роботами на об’єкті.

Кількісні характеристики виконуваних за цим Договором робіт, тобто склад і

обсяги робіт, що доручаються до виконання Підрядникові, визначені у технічних вимогах

документації конкурсних торгів, розробленому Підрядником завданні на проектування та

кошторисах (Додаток до договору №__).

Обсяги закупівлі робіт можуть бути зменшені залежно від реального

фінансування видатків.

Умови договору про закупівлю не повинні відрізнятися від змісту пропозиції

конкурсних торгів переможця процедури закупівлі та не повинні змінюватися після

підписання договору про закупівлю до повного виконання зобов'язань сторонами, крім

випадків зменшення обсягів закупівлі залежно від реального фінансування видатків та

узгодженого зменшення сторонами договору ціни договору про закупівлю.

Право власності на виготовлене та поставлене Обладнання переходить до

Замовника з моменту підписання Замовником видаткової накладної.

2. Якість робіт

Підрядник повинен виконати передбачені цим Договором роботи, якість яких

відповідає умовам цього Договору.

Підрядник гарантує, що розроблена та передана Замовнику проектно-кошторисна

документація за обсягом проектування, якістю виконання робіт та комплектністю,

відповідає вимогам ДБН А.2.2-3-2004 «Склад, порядок розроблення, погодження та

затвердження проектної документації для будівництва». Робочі креслення розробляти

згідно з вимогами нормативних документів - комплексу А.2.4 «Система проектної

документації для будівництва» (СПДБ).

Підрядник забезпечує негайне безоплатне виправлення помилок, коригування

проектних рішень по зауваженням спеціалістів служб Замовника та генерального

проектувальника.

Якість Обладнання повинна відповідати вимогам нормативних документів,

технічним умовам, ГОСТ, ДСТУ і підтверджуватися сертифікатами якості та паспортами.

Приймання Обладнання за якістю і кількістю здійснюється відповідно до

«Інструкції про порядок приймання продукції виробничо-технічного призначення і

товарів народного споживання по кількості» від 15 червня 1965 р. №П-6 та «Інструкцією

про порядок приймання продукції виробничо-технічного призначення і товарів народного

споживання за якістю» від 25 квітня 1966 р. №П-7.

3. Ціна договору

Ціна Договору становить _________________ (_______________________)

гривень, у тому числі податок на додану вартість:_________________. Ціна договору

уточнюється після розробки проектно-кошторисної документації стадій «Проект» та

25

«Робоча документація», але лише в бік зменшення згідно чинного законодавства в сфері

державних закупівель.

Ціна Договору може бути зменшена за взаємною згодою Сторін, що

оформлюється підписанням додаткової угоди.

Ціна договору розраховується:

- щодо виконання проектно-вишукувальних робіт з розробки проектно-

кошторисної документації стадії «Проект» та «Робоча документація» - з дотриманням

вимог ДБН Д.1.1-7-2000 «Правила визначення вартості проектно–вишукувальних робіт

для будівництва, яке здійснюється на території України» відповідно до обсягу робіт,

зазначеного в технічній частині документації з конкурсних торгів та розрахунку

загальновиробничих та адміністративних витрат;

- щодо виконання будівельно-монтажних робіт - з дотриманням вимог розділу

3.2.,3.3 ДБН Д.1.1-1-2000 на підставі нормативної потреби в трудових і матеріально-

технічних ресурсах, необхідних для здійснення проектних рішень на об'єкті замовлення

та поточних цін на них, а також розрахунку загальновиробничих та адміністративних

витрат;

- щодо виконання пусконалагоджувальних робіт - з дотриманням вимог ДБН Д.2.6-

1-2000.

Розрахунок ціни виконання проектно-вишукувальних робіт виконується

Підрядником з використанням програмного комплексу «Строительные технологии-

Смета–ПИР» та додатково надається в електронному варіанті, файл з розширенням

.spr.

Розрахунок ціни виконання будівельно-монтажних та пусконалагоджувальних

робіт виконується Підрядником з використанням програмного комплексу

«Строительные технологии-Смета» та додатково надається в електронному варіанті,

файл з розширенням .cmq.

4. Порядок здійснення оплати

Розрахунки проводяться шляхом оплати Замовником:

– за виконані проектні роботи - згідно з підписаними актами виконання проектно-

вишукувальних робіт впродовж 30-ти календарних днів після їх підписання Замовником й

пред’явлення Підрядником рахунка на оплату робіт.

– за виконані будівельно-монтажні та пусконалагоджувальні роботи - згідно з

підписаними актами виконання підрядних робіт ф.КБ-2в та довідками ф.КБ-3 впродовж

30-ти календарних днів після їх підписання Замовником. Підрядник розраховує акти

виконання підрядних робіт за ф.КБ-2в та довідки за ф.КБ-3 з використанням

програмного комплексу «Строительные технологии-Смета» та додатково надає в

електронному варіанті, файл з розширенням .cmq;

– за поставлене Підрядником обладнання - згідно рахунку фактури впродовж 30-ти

календарних днів після підписання Замовником видаткової накладної та товарно-

транспортної накладної за формою №1-ТН.

Остаточний розрахунок за договором проводиться Замовником не пізніше 30-ти

календарних днів після повного закінчення робіт, отримання Замовником документу щодо

прийняття в експлуатацію закінчених будівництвом об’єктів відповідно до чинного

законодавства, включаючи усунення виявлених в процесі приймання недоліків.

У виключних випадках за узгодженням сторін, Замовник має право погодитися

надати Підряднику передоплату - авансовий платіж для виконання робіт за цим

Договором, в такому випадку умови здійснення оплати мають бути викладені в наступній

редакції:

26

Розрахунок проводиться шляхом попередньої оплати Замовником, яка

здійснюється на підставі рахунку Підрядника у термін до ____ ___________20____

року з моменту отримання рахунку в розмірі не більше 30% від ціни договору для:

– виконання проектних робіт;

– виконання будівельно-монтажних та пусконалагоджувальних робіт;

– постачання обладнання.

Підрядник протягом _______________ з дня надходження коштів, як

попередньої оплати, підтверджує їх використання згідно з підписаними Замовником:

– актами виконання проектно-вишукувальних робіт;

– актами ф.КБ-2в та довідками ф.КБ-3;

– видаткової накладної та товарно-транспортної накладної за формою №1-ТН,

а також щомісячно надає акти-звіти про використання авансового платежу.

У разі надання відстрочки платежу:

Приймання робіт Замовником на залишок коштів, на які передбачається відстрочка

платежу, у розмірі ____ % проводиться:

– за виконані проектні роботи - згідно з підписаними актами виконання проектно-

вишукувальних робіт.

– за виконані будівельно-монтажні та пусконалагоджувальні роботи - згідно з

підписаними актами виконання підрядних робіт ф.КБ-2в та довідками ф.КБ-3. Підрядник

розраховує акти виконання підрядних робіт за ф.КБ-2в та довідки за ф.КБ-3 з

використанням програмного комплексу «Строительные технологии-Смета» та додатково

надає в електронному варіанті, файл з розширенням .cmq;

– за поставлене Підрядником обладнання - підписанням Замовником видаткової та

товарно-транспортної накладної за формою №1-ТН.

Щодо розрахунку, на залишок коштів у розмірі ____ % від ціни договору Підрядник

надає Замовнику відстрочку платежу на термін до _____ днів. Відлік терміну відстрочки

починається від дати введення енергоблоку в дослідно-промислову експлуатацію

Міністерством енергетики та вугільної промисловості, але не пізніше 3-х місяців з дати

підписання останнього акту виконаних робіт.

Всі платежі в рахунок оплати виконаних робіт, перераховуються Замовником у

відповідності з умовами цього Договору на загальну суму, що не перевищує 80%

(вісімдесят відсотків) від ціни Договору. Утримана частка вартості виконаних

зобов'язань, що становить 20 % (двадцять відсотків), гарантує належне і своєчасне

виконання робіт, і перераховується Підрядникові за умови, якщо роботи виконані ним

якісно, своєчасно, відповідно до умов Договору, Проектної документації, і у Замовника

немає до виконаних Підрядником робіт претензій.

Якщо Підрядником, під час виконання робіт, допущені недоліки і дефекти, які не

були усунені, порушені терміни виконання робіт, Замовник має право утримати з

несплаченої (утриманої) частки вартості виконаних робіт, вартість робіт по усуненню

недоліків і дефектів, суму штрафних санкцій, нарахованих за неналежне виконання

Підрядником зобов'язань по цьому Договору, інших збитків, заподіяних Замовникові,

неналежного виконання Підрядником зобов'язань по цьому Договору, від компенсації яких

Підрядник відмовився або не в змозі їх компенсувати.

До акту КБ-2в, Підрядник надає паспорти, сертифікати якості, що підтверджують

відповідність матеріально-технічних ресурсів державним стандартам, проектній

документації (матеріали повинні бути новими).

Одночасно з постачанням обладнання Підрядник зобов'язаний передати

Замовникові наступні документи:

сертифікати, паспорти якості на обладнання, що поставляється;

27

видаткову накладну;

податкову накладну;

товарно-транспортну накладну за формою №1-ТН;

копії документів, які підтверджують походження товару (довіреностей або

витягу з книги реєстрації виданих довіреностей на отриманий товар, товарно-

транспортних накладних, дорожніх листів вантажних автомобілів), які були надані

Підряднику, в свою чергу, при закупівлі обладнання у своїх контрагентів;

копію свідоцтва платника податків;

акт з приймання продукції по кількості та якості.

5. Термін та місце виконання робіт

Строк (Термін) виконання робіт: початок робіт жовтень 2011 р. – закінчення

робіт грудень 2013 р., у відповідності до Графіка виконання та фінансування робіт

(Додаток до договору №__).

Місце виконання робіт (адреса об’єкту): Криворізька ТЕС, м. Зеленодольськ,

Апостолівський район, Дніпропетровська область, Україна, 53860.

Невід’ємною частиною договору є докладний Графік виконання та фінансування

робіт з поетапним щомісячним визначенням фізичних обсягів робіт, термінами виконання,

фінансування та вартістю кожного етапу робіт (Додаток до договору №__). Графік

виконання та фінансування робіт повинен визначати послідовність, терміни виконання

робіт, терміни виготовлення та терміни постачання обладнання, вартість етапів робіт.

6. Права та обов’язки сторін

Замовник зобов'язаний:

Своєчасно та в повному обсязі сплачувати за виконані роботи;

Приймати виконані роботи, поставлене обладнання згідно з актом виконання

проектно-вишукувальних робіт, актами ф.КБ-2в, довідками ф.КБ-3 та видаткової

накладної, товарно-транспортної накладної за формою №1-ТН, сертифіката, паспорта

якості на поставлене обладнання;

Надати Підряднику технічну документацію щодо об'єкту будівництва;

Надати безперешкодний доступ на територію Замовника для виконання робіт,

коли це необхідно для виконання Підрядником його обов'язків за Договором.

Повернути забезпечення виконання договору про закупівлю після виконання

Підрядником у повному обсязі зобов’язань за Договором, а також у разі визнання судом

результатів процедури закупівлі або Договору про закупівлю недійсними, у випадках,

передбачених частинами першою та другою статті 30, частиною третьою статті 31

ЗАКОНУ УКРАЇНИ № 2289–VІ від 01.06.2010р. «Про здійснення державних закупівель»,

а також згідно з умовами, зазначеними у договорі, але не пізніше ніж протягом трьох

банківських днів з дня настання зазначених обставин.

Замовник має право:

Достроково, в односторонньому порядку, розірвати цей Договір у разі

невиконання зобов'язань Підрядником, а саме порушення строків виконання робіт,

поставки обладнання та/або заміни неякісного обладнання, письмово повідомивши про

це його у строк, за 14 календарних днів до дати розірвання Договору;

Контролювати виконання робіт, поставку обладнання у строки,

встановлені цим Договором та графіком виконання та фінансування робіт (Додаток №__

до цього Договору);

Зменшувати обсяг закупівлі робіт та загальну вартість Договору залежно від

реального фінансування видатків. У такому разі Сторони вносять відповідні зміни

до Договору;

28

Повернути рахунок Виконавцю без здійснення оплати у разі неналежного

оформлення платіжних документів, зазначених в розділі 4 цього Договору

(відсутність печатки, підписів тощо); Відмовитись від підписання акту здачі-прийняття виконаних робіт у разі

виявлення недоліків та/або невідповідності фактично виконаного обсягу робіт;

Відмовитися від прийняття робіт, приймання обладнання або повернути

обладнання без здійснення оплати в разі, якщо документи, що підтверджують якість

виконання робіт, відповідність вимогам стандартів (технічним умовам), є підробленими.

Здійснювати контроль і технічний нагляд за ходом виконання робіт, за якістю,

фізичними обсягами робіт та вартісними показниками, відповідністю виконаних робіт

проектно-кошторисній документації, будівельним нормам і правилам, а матеріалів,

конструкцій та обладнання – державним стандартам і технічним умовам, паспортам, не

втручаючись при цьому в оперативно-господарську діяльність Підрядника. При виявленні

відхилень Замовник видає Підряднику розпорядження про їх усунення;

Коригувати хід робіт шляхом видачі завдань Підряднику;

Вимагати від Підрядника виправлення за свій рахунок виявлених відхилень від

проекту і умов Договору, що погіршили роботу, і затримати остаточний розрахунок до їх

усунення.

Вимагати від Гаранта виплатити грошову суму, що підтверджена відповідними

документами, на свою (Замовника) користь згідно з вимогами гарантії в разі невиконання

або неналежного виконання Підрядником зобов’язань, передбачених цим Договором.

Підрядник зобов'язаний:

Забезпечити виконання робіт, поставку обладнання у строки, встановлені

цим Договором;

Забезпечити виконання робіт, поставку обладнання, якість, кількість,

асортимент та комплектність яких відповідає умовам, встановленим Договором;

Надати кошторисну частину стадії «Проект» та «Робоча документація»,

розроблену з дотриманням вимог ДБН Д.1.1-1-2000, з використанням програмного

комплексу «Строительные технологии-Смета», Замовнику у 4-х екземплярах на

паперовому носії та додатково електронну версію, файл з розширенням .cmq. Гарантувати,

що розроблена проектно-кошторисна документація за обсягом проектування, якістю

виконання робіт та комплектністю, відповідає вимогам ДБН А.2.2-3-2004 «Склад, порядок

розроблення, погодження та затвердження проектної документації для будівництва».

Робочі креслення розробляти згідно з вимогами нормативних документів - комплексу

А.2.4 «Система проектної документації для будівництва» (СПДБ);

Необхідні інженерні вишукування, у тому числі обстеження несучих конструкцій

об’єкта модернізації, виконувати в обсязі предмета закупівлі. Розділ «Протипожежний

захист енергетичних підприємств» розробляти з дотриманням вимог НАПБ 05.028-2004

«Протипожежний захист енергетичних підприємств, окремих об'єктів і енергоагрегатів»,

НАПБ 05.030-2001. «Інструкція з проектування та експлуатації протипожежного захисту

машзалів ТЕС», «Інструкція із захисту автоматичними установками водяного

пожежогасіння кабельних споруд», НАПБ В.05.023-2001/111 «Інструкція із застосування

вогнезахисних покриттів кабелів в кабельних спорудах», а також інших діючих норм,

правил та інструкцій;

Забезпечити охорону будівельного майданчика, вжити всі заходи до збереження

довіреного йому Замовником майна (основних засобів) і нести відповідальність за їх

втрату або пошкодження до моменту прийняття об'єкта в експлуатацію Замовником;

У разі залучення субпідрядників - контролювати та відповідати за якість

виконаних ними робіт. Субпідрядні договори не змінюють зобов’язань Підрядника перед

Замовником. Приймання та оплату робіт, виконаних субпідрядниками, здійснює

Підрядник;

29

Узгоджувати розроблену документацію стадії «Проект» та «Робоча документація»

в експертних організаціях відповідно до положень чинного законодавства;

Виконувати роботи за даним договором якісно, відповідно до вимог діючих

нормативних документів, графіку виконання та фінансування робіт і не допускати

відхилень від проектно-кошторисної документації (надалі-ПКД). У разі виникнення

необхідності змін до ПКД, Підрядник направляє для узгодження свої пропозиції

Замовнику;

За свій рахунок усувати неякісні і виконані з відхиленням від проекту роботи.

Своєчасно повідомляти Замовника про готовність до приймання об'ємів робіт, що

є предметом Договору;

Здійснювати самостійно відповідно до узгоджених термінів будівництва поставку

на об'єкт необхідних конструкцій і матеріалів, обладнання, контролювати якість,

комплектність поставки цих ресурсів, нести повну відповідальність за їх випадкову

втрату і пошкодження до моменту прийняття об'єкта в експлуатацію Замовником.

В процесі виконання робіт - здійснювати систематичне, а після завершення робіт

– остаточне прибирання робочих місць від залишків матеріалів і відходів, що утворилися в

процесі виконання робіт на об'єкті;

Під час підписання договору надати забезпечення виконання договору у виді

гарантії у розмірі 1 % вартості договору. Всі витрати, пов’язані з наданням гарантії,

проводяться за рахунок коштів Підрядника. Гарантія надається на строк по 28.02.2014

(включно);

Гарантувати якість виконаних робіт, якість використаних для виконання робіт

матеріалів, відповідність виконаних робіт нормам та вимогам, досягнення обладнанням

відповідних проектних показників та можливості експлуатації його продовж гарантійного

терміну;

Гарантувати незмінність показників роботи обладнання за надійністю,

продуктивністю та економічністю.

Дотримуватися правил безпеки з охорони праці, протипожежної та

електробезпеки.

Нести відповідальність за випадки травматизму, що стався під час виконання

робіт Підрядником, на об’єкті виконання робіт з вини Підрядника.

Виконувати вимоги розпорядчих документів Замовника з охорони праці та

пожежної безпеки, техніки безпеки, організації безпечного виконання робіт згідно

встановленої на підприємстві Замовника нарядної системи.

Підрядник має право:

Своєчасно та в повному обсязі отримувати плату за виконані роботи та

поставлене обладнання;

На дострокове виконання робіт та постачання обладнання за письмовим

погодженням Замовника;

У разі невиконання зобов’язань Замовником, а саме порушення строків оплати

робіт, Підрядник має право достроково розірвати цей Договір в односторонньому

порядку, письмово повідомивши про це Замовника у строк, за 14 календарних днів до

дати розірвання договору.

7. Гарантійні зобов’язання

Підрядник надає Замовнику гарантійні зобов’язання щодо негайного

безоплатного виправлення помилок у розробленій робочій документації, коригування

проектних рішень по зауваженням спеціалістів служб замовника та генерального

проектувальника.

30

Позовна давність для вимог, що випливають з неналежної якості виконаних

Підрядником будівельно-монтажних робіт, визначається з дня прийняття робіт

Замовником і становить:

- один рік - щодо недоліків некапітальних конструкцій, а у разі якщо недоліки не

могли бути виявлені при звичайному способі прийняття роботи - два роки;

- три роки - щодо недоліків капітальних конструкцій, а у разі якщо недоліки не

могли бути виявлені при звичайному способі прийняття роботи - десять років;

- тридцять років - щодо відшкодування збитків, завданих замовникові

протиправними діями підрядника, які спричинили руйнування або аварії.

Гарантійний термін експлуатації обладнання 24 місяці з дати введення в

експлуатацію об’єкта технічного переоснащення. Протягом цього строку Підрядник

зобов’язаний за свій рахунок та своїми силами усувати недоліки (дефекти), несправності,

виявлені протягом гарантійного строку вказаного в цьому договорі.

Замовник впродовж 24 годин з моменту виявлення недоліків (дефектів) направляє

виклик представникові Підрядника за допомогою факсимільного зв'язку з подальшим

підтвердженням листом (телеграмою) для складання Акту виявлених недоліків.

Представник Підрядника зобов'язаний прибути не пізніше ніж через 3 (три)

робочих дні з моменту відправлення Замовником виклику, за допомогою факсимільного

зв'язку, а Замовник тим часом приймає заходи щодо усунення недоліків. Якщо

представник Підрядника не з'явився у встановлений термін і не погодив із Замовником

триваліший термін для прибуття, Акт виявлених недоліків складається, підписується

Замовником в односторонньому порядку і вважається дійсним за наявності підпису лише

Замовника.

Виявлені недоліки (дефекти) вказані в Акті виявлених недоліків, мають бути

усунені Підрядником за свій рахунок в строк, вказаний в Акті виявлених недоліків.

Якщо Підрядник протягом строку, погодженого Сторонами, не усуне виявлені

Замовником недоліки (дефекти), то Замовник після письмового повідомлення Підрядника, має

право усунути недоліки (дефекти) своїми силами, або силами третіх осіб.

В даному випадку всі пов'язані з таким усуненням недоліків (дефектів) витрати і

збитки, компенсуються Підрядником протягом 10 (десяти) банківських днів з

моменту відправлення Замовником письмової вимоги про компенсацію витрат і

збитків.

Підрядник повинен гарантувати наступне:

- збільшення встановленої потужності енергоблока на 15 МВт від номінальної

електричної потужності і досягнення 315 МВт;

- збільшення відпуску електроенергії від енергоблока;

- підвищення маневрених характеристик енергоблока від 0 до 215 МВт;

- зниження питомої витрати палива до 352,8 гуп/кВт-год;

- зниження питомої витрати тепла на турбіну на 75 ккал/кВт-год;

- поліпшення екологічного стану району шляхом зменшення стічних вод в

природні водоймища та шкідливих викидів в атмосферу за рахунок нових

електрофільтрів, що нададуть можливість знизити концентрації пилу у вихідних газах

по твердим часткам до 50мг/м3, і що запропонована сіркоочисна установка забезпечить

концентрацію діоксидів сірки в вихідних газах на рівні, який відповідатиме діючим на

дату розкриття пропозицій конкурсних торгів нормативам з концентрації шкідливих

речовин в вихідних газах.

8. Відповідальність сторін

У разі невиконання або неналежного виконання своїх зобов'язань за

Договором Сторони несуть відповідальність, передбачену законами та цим

Договором.

31

У разі невиконання або несвоєчасного виконання зобов'язань при закупівлі

робіт за бюджетні кошти, а саме порушення Виконавцем термінів

виконання/недовиконання робіт, Підрядник сплачує Замовнику пеню у розмірі 0,2% від

суми невиконаних або несвоєчасно виконаних зобов'язань за кожний день прострочення.

За порушення строків виконання робіт понад тридцяти календарних днів додатково

стягується штраф у розмірі 7% від вартості несвоєчасно виконаних робіт.

За порушення Замовником строку розрахунку, обумовленого цим договором,

Замовник сплачує Виконавцю пеню у розмірі 0,2%, але не більше подвійної облікової

ставки НБУ, діючої в період, за який сплачується пеня, від суми заборгованості за кожен

прострочений день оплати.

У разі здійснення попередньої оплати Підрядник, при розірванні Договору,

крім сплати штрафних санкцій, зазначених в цьому договорі, повертає Замовнику

кошти – суму основного боргу, отриманого як передоплата, з урахуванням індексу

інфляції, відсотків за користування сумою передоплати у розмірі облікової ставки НБУ,

що діє в період з дати передоплати до моменту направлення вимоги про її повернення.

Підрядник зобов’язується повернути грошові кошти Замовнику за його першою вимогою

протягом 3-х банківських днів з дати отримання такої вимоги.

За прострочення повернення коштів понад три банківських дні, Підрядник, крім

сплати відсотків, які продовжують сплачуватися до моменту фактичного повернення

коштів, та індексу інфляції за весь період прострочення, зобов’язаний сплатити пеню у

розмірі 0,3% від неповерненої суми за кожний день прострочення, але не більше подвійної

облікової ставки НБУ, що діяла в період за який сплачується пеня.

У разі невиконання зобов’язань, перелічених у п. _________ цього Договору (щодо

дотримання правил безпеки з охорони праці, протипожежної та електробезпеки та

інше), Підрядник сплачує Замовнику штраф у розмірі 0,05% від ціни договору.

Сплата пені не звільняє сторони від виконання зобов'язань або усунення порушень.

Підрядник несе відповідальність за:

наявність ліцензії;

наявність дозволу Держгірпромнагляду або Держнаглядохоронпраці на початок

робіт;

кваліфікацію персоналу, осіб, відповідальних за безпечне виконання робіт,

переміщення вантажів і осіб, що мають право управляти вантажно-підіймальними

машинами з підлоги, відповідно до специфікації і об'ємів виконуваних робіт за

Договором;

випадки травматизму, які відбулися з його (Підрядника) вини.

Підрядник виконує вимоги розпорядних документів Замовника щодо охорони

праці, техніки безпеки, пожежної безпеки, організовує безпечне виконання робіт у

відповідності з встановленою на підприємстві Замовника нарядною системою і правилами

виконання робіт.

Підрядник не несе відповідальності за порушення своїх зобов'язань, якщо воно

трапилося не з його вини (наміру або необережності). Відсутність своєї вини доводить

Підрядник.

Суми неустойки, сплачені Підрядником за порушення строків виконання етапів,

окремих робіт, повертаються Підрядникові в разі закінчення повного обсягу робіт з

предмету закупівлі до встановленого цим Договором граничному строку закінчення робіт,

а саме, отримання документу щодо прийняття в експлуатацію закінчених будівництвом

об’єктів згідно чинного законодавства відповідно до погодженого Графіка виконання та

фінансування робіт (Додаток №___ до цього Договору).

В разі порушення Підрядником кінцевого терміну виконання робіт - 31.12.2013,

встановленого цим Договором і Графіком виконання та фінансування робіт (Додаток №__

до цього Договору), Підрядник окрім санкцій передбачених цим Договором оплачує

32

Замовникові штраф в сумі 8 872,8 тис. грн. (вісім мільйонів вісісот сімдесят дві тисячі

вісімсот гривень) за кожен день перенесення (відстрочення) дати виконання робіт до дати

фактичного виконання робіт шляхом перерахування грошових коштів на розрахунковий

рахунок Замовника протягом _____ днів з моменту направлення Замовником вимоги щодо

сплати штрафу.

9. Обставини непереборної сили

Сторони звільняються від відповідальності за невиконання або неналежне

виконання зобов’язань за цим Договором у разі виникнення обставин непереборної сили,

які не існували під час укладання договору та виникли поза волею Сторін (аварія,

катастрофа, стихійне лихо, епідемія, епізоотія, війна тощо).

Сторона, що не може виконувати зобов’язання за цим договором унаслідок дії

обставин непереборної сили, повинна не пізніше ніж протягом 5 календарних днів з

моменту їх виникнення повідомити про це іншу Сторону у письмовій формі.

Доказом виникнення обставин непереборної сили та строку їх дії є відповідні

документи, які видаються компетентним органом.

У разі коли строк дії обставин переборної сили продовжується більше ніж одного

місяця, кожна із Сторін в установленому порядку має право розірвати цей договір. У разі

попередньої оплати Підрядник повертає Замовнику кошти протягом 3-х днів з дня

розірвання цього Договору.

10. Вирішення спорів

У випадку виникнення спорів або розбіжностей Сторони зобов’язуються

вирішувати їх шляхом взаємних переговорів та консультацій.

У разі недосягнення сторонами згоди спори вирішуються у судовому порядку.

11. Строк дії договору

Цей Договір набирає чинності з дня його підписання обома сторонами та

скріплення печатками, але не раніше отримання згоди Наглядової Ради ПАТ

«Дніпроенерго» на укладання цього договору, і діє до 31.01.2014, а в частині проведення

розрахунків – до повного виконання сторонами своїх грошових зобов’язань.

Цей Договір укладається і підписується у 2-х примірниках, що мають

однакову юридичну силу.

12. Інші умови

У разі зміни поштових та/або банківських реквізитів однієї зі Сторін, її

найменування остання зобов’язана письмово повідомити про це іншу Сторону протягом

п’яти днів з дня такої зміни і бути ініціатором укладання додаткової угоди.

Сторони погодились, що документи, якщо вони відправлені рекомендованим

листом, вважаються надісланими з дати їх відправлення однією Стороною іншій за

адресою, зазначеною у цьому Договорі. Сторона вважається такою, що знала про зміну

адреси іншої Сторони, виключно у разі укладення Сторонами відповідної додаткової

угоди до цього Договору. Сторони погодились, що документи, надіслані рекомендованим

листом, вважаються отриманими Постачальником на десятий календарний день з дати

реєстрації Замовником рекомендованого листа у відділені поштового зв’язку (при цьому

Постачальник несе ризик отримання таких листів у строк, що перевищує десять

календарних днів) або в день особистого вручення Постачальнику, зазначений в

документах.

Сторони підтверджують, що цей Договір підписано ними при повному розумінні

його термінології та умов, а також уповноваженими на його підписання представниками

Сторін, та підтверджують достовірність даних про Сторони, наведені у цьому Договорі.

33

У разі коригування контролюючими органами податкового кредиту у бік

зменшення та застосування штрафних (фінансових) санкцій, з підстав наявності у схемі

руху сум ПДВ підприємств-контрагентів, які підпадають під підприємства з ознаками

фіктивності або під класифікацію «вигодонабувач», «транзитер», «податкова яма»,

Замовник має право звернутися до Підрядника із вимогами щодо відшкодування сум, на

які зменшено податковий кредит, застосованих штрафних (фінансових) санкцій, а

Підрядник зобов’язаний здійснити перерахування цих сум на поточний рахунок

Замовника у місячний термін з дати направлення вимоги на підставі виставленого

рахунку.

34

Додаток 7

ТЕХНІЧНІ ВИМОГИ

на закупівлю виконання повного комплексу будівельно-монтажних робіт з розробкою

проектно-кошторисної документації стадії «Проект» та «Робоча документація» з

конструкторською документацією, виготовленням та постачанням обладнання,

пусконалагоджувальних робіт на об’єкті: ПАТ «Дніпроенерго» Криворізька ТЕС

«Технічне переоснащення енергоблока ст. № 5»

Місце виконання робіт Криворізька ТЕС,

м. Зеленодольськ, Дніпропетровська область,

Україна, 53860

Науково-дослідна

проектно-розвідувальна

організація

СО ПАТ «Донбасенерго»

ДПР НДІ «Теплоелектропроект»

Термін виконання робіт

жовтень 2011 – грудень 2013 р.

1.Характеристика об’єкта технічного переоснащення

1.1 Загальний опис та мета технічного переоснащення

Проектно-кошторисна документація «ВАТ «Дніпроенерго» Криворізька ТЕС

«Технічне переоснащення енергоблока ст.№5 стадія «Техніко-економічне обґрунтування»,

розроблена СО ПАТ «Донбасенерго» ДПР НДІ «Теплоелектропроект» та погоджена

Замовником включає в себе:

- реконструкцію вузлів котлоагрегата ТПП-210А;

- модернізацію допоміжного обладнання котлоагрегату;

- модернізацію турбіни типу К-300-240-2;

- модернізацію допоміжного обладнання турбоагрегату;

- модернізацію системи очищення димових газів з установленням дослідно-

промислової системи очищення димових газів від оксиду сірки;

- обмурування, теплову ізоляцію і антикорозійний захист обладнання;

- модернізацію установки очищення конденсату;

- модернізацію електрообладнання;

- модернізацію АСУ ТП енергоблока ст.№5 з повною заміною регулюючих органів

котла та турбіни.

Замовник має намір найняти Підрядника для виконання робіт з наступного

предмета закупівлі: виконання повного комплексу будівельно-монтажних робіт з

розробкою проектно-кошторисної документації стадії «Проект» та «Робоча

документація» з конструкторською документацією, виготовленням та постачанням

обладнання, пусконалагоджувальними роботами на об’єкті: ПАТ «Дніпроенерго»

Криворізька ТЕС «Технічне переоснащення енергоблока ст.№5».

Основною метою технічного переоснащення енергоблока ст. № 5 є:

- збільшення встановленої потужності енергоблока на 15 МВт від номінальної

електричної потужності і досягнення 315 МВт;

- збільшення відпуску електроенергії від енергоблока;

- підвищення маневрених характеристик енергоблока від 0 до 215 МВт;

35

- зниження питомої витрати палива до 352,8 гуп / кВт-год;

- зниження питомої витрати тепла на турбіну на 75 ккал / кВт-год;

- поліпшення екологічного стану району шляхом зменшення стічних вод в

природні водоймища та шкідливих викидів в атмосферу за рахунок нових

електрофільтрів, що нададуть можливість знизити концентрації пилу у вихідних газах

по твердим часткам до 50мг/м3, і що запропонована сіркоочисна установка забезпечить

концентрацію діоксидів сірки в вихідних газах на рівні, який відповідатиме діючим на

дату розкриття пропозицій конкурсних торгів нормативам з концентрації шкідливих

речовин в вихідних газах (Наказ Мінприроди від 22.10.2008 №541 «Про затвердження

технологічних нормативів..»).

Розробка проекту «Технічне переоснащення енергоблока ст. №5 Криворізької

ТЕС ПАТ «Дніпроенерго», виконується у три стадії:

1. Техніко-економічне обґрунтування.

2. Проект.

3. Робоча документація.

Техніко-економічне обґрунтування технічного переоснащення енергоблока ст.

№5 Криворізької ТЕС, як перша стадія проектування, у 2011 році розроблене СО ДПР

НДІ «Теплоелектропроект».

Замовник ПАТ «Дніпроенерго», має намір найняти Виконавця для розробки стадій

«Проект» та «Робоча документація» згідно завдання на проектування, яке буде

розроблене виконавцем робіт та погоджене з замовником ПАТ «Дніпроенерго» по

об’єкту: «Криворізька ТЕС «Технічне переоснащення енергоблока ст. №5».

«Проект» та «Робочу документацію» розробляти з дотриманням вимог та обсягів,

передбачених у техніко-економічному обґрунтуванні технічного переоснащення

енергоблока ст.№5 Криворізької ТЕС, розробленого СО ПАТ «Донбасенерго» ДПР НДІ

«Теплоелектропроект», діючих на дату розробки норм, правил, інструкцій і державних

стандартів, включаючи правила пожежовибухонебезпеки.

1.2 Ситуаційні умови

Криворізька ТЕС розташована в Дніпропетровській області в 12 км від районного

центру м. Апостолове та в 2 км від м. Зеленодольська, в басейні р. Дніпро, на вододілі

правих його притоків - річок Саксагань та Кам'янка.

У відповідності з фізико-географічним районуванням України територія розміщення

ТЕС знаходиться в IV географічному поясі, в межах Східноєвропейської рівнини,

степової, посушливої, дуже теплої зоні, північно-степної підзоні.

Електростанція розташована в зоні інтенсивного землеробства, прилеглі землі

використовувавються для сільськогосподарського виробництва. Гідрогеологічні умови

характеризуються наявністю підземних вод (близько 10м).

Сейсмічність регіону складає 6 балів згідно ДБН В.1.1-12 2006.

Екзогенні геологічні процеси в районі не виявлені.

Підземні води зустрічаються повсюдно на глибині 2,3-3,5 м. За даним хімічного

аналізу води слабоагресивні до бетонів на портландцементі і середньоагресивні до

металевих конструкцій. Загальна жорсткість становить 11,3 - 15,0 мг-екв / л. Сухий

залишок змінюється від 760,0 до 908,0 мг / л. За змістом катіонів та аніонів води

гідрокарбонатно-сульфатно-кальцієві.

Згідно СНіП 2.01.01-82 («Будівельна кліматологія і геофізика») розглянутий район

розта- шований в III кліматичному районі, підрайоні «III В» з помірно континентальним

кліматом.

Середньорічна температура повітря 8,5 °С, середня місячна температура найбільш

холод- ного місяця (січень) - мінус 5,4 °С, найбільш спекотного (липень) - 22,3 °С.

Абсолютний мак- симум температури повітря за даними метеостанції м. Кривий Ріг - 40

36

°С, абсолютний мінімум - мінус 35 °С. Середня тривалість періоду з температурою

повітря 0 °С і нижче - 109 днів, з середньою добовою температурою повітря 8 °С і нижче в

середньому - 175 діб, з температурою 10 ° С і нижче - 191 добу.

Згідно СНіП 2.01.07-85 («Навантаження і впливи») територія відноситься до III

вітрового району. Нормативне значення вітрового тиску 0,38 кПа.

Навесні, восени і взимку переважають вітри північно-східного і східного напрямку,

влітку західного і північно-західного. Максимальна швидкість вітру за даними СНиП

2.01.01-82 із середніх швидкостей по румбах за січень - 6,2 м/с, повторюваність штилів за

січень - 6%. Мінімальна швидкість вітру з середніх швидкостей по румбах за липень - 4,5

м/с, повто- рюваність штилів - 9%, середньорічна швидкість вітру в районі Криворізької

ТЕС за багато- річний період спостережень за даними метеостанцій м. Кривий Ріг і

Лошкарівка - 4,6 -5,0 м/с, максимальна - 28 м / с.

Територія Криворізької ТЕС, Згідно СНіП II -3-79 («Норми проектування.

Будівельна теплотехніка») розташована в 3-ій зоні вологості - «суха». Середня місячна

відносна вологість повітря найбільш холодному місяці - 83%, найбільш жаркого - 43%.

За кількістю випадаючих опадів район відноситься до зони недостатнього

зволоження. Середньорічна кількість опадів за даними спостережень метеостанції м.

Кривий Ріг становить 475 мм, добовий максимум - 82 мм. Норма випаровування з водної

поверхні для району ТЕС - 944 мм. Середнє багаторічне значення випаровування з

поверхні ґрунту - 410 мм. Сніговий покрив утворюється в кінці листопада і сходить, в

основному, у другій половині березня. Середньорічна кількість днів зі сніговим покривом

60-70. За багаторічний період спостережень среднедекадна висота снігового покрова

склала 8-12 см. За вагою снігового покриву територія належить до I сніговому району

(СНиП 2.01.07-85), якому відповідає нормативне значення ваги снігового покриву на 1 м ²

горизонтальної поверхні землі 0, 5 кПа.

Район ТЕС відноситься до III району ожеледного (СНіП 2.01.07-85). Нормативна

товщина стінки ожеледі 10 мм. Середнє число днів з ожеледицею за даними метеостанції

м. Кривий Ріг - 15.

Глибина промерзання грунтів: нормативна - 0,85 м, максимальна - 1,01 м.

До числа несприятливих атмосферних явищ належать: тумани, грози, град, заметіль,

пилові бурі. Тумани спостерігаються, в основному, в холодні місяці (листопад-березень).

Грози відзначаються з лютого по жовтень, зусилля грозової діяльності припадає на

травень-серпень.

Дані метеостанції м. Кривий Ріг за несприятливими атмосферними явищами

наведені в таблиці 1.1.

Таблиця 1.1 Несприятливі атмосферні явища (у середньому за рік)

Явища Характеристика Тривалість (дні)

Кількість днів з туманом середнє 61

найбільшу 92

Кількість днів з грозою середнє 29

найбільшу 38

Кількість днів з градом середнє 1,7

найбільшу 5

Число днів з хуртовиною середнє 16

найбільшу 27

Кількість днів з курній

бурею

середнє 5,7

найбільшу 20

37

За даними багаторічних спостережень, за умов середньої хмарності максимальна

величина сонячної радіації 691 МДж/м² доводиться на липень, мінімальна 75 МДж / м ² -

на грудень. Протягом року характерне збільшення місячних сум сонячної радіації від

лютого до березня і різке зниження від серпня до вересня.

Середньорічна атмосферний тиск для району ТЕС становить 1007,0 гПа (багаторічні

дані метеорологічної станції м. Дніпропетровськ, розташованої на висоті 84м над рівнем

моря).

Криворізька ТЕС розташована в Апостолівському районі Дніпропетровської області.

Найближчими населеними пунктами є м. Зеленодольськ, що знаходиться в 2 км від ТЕС.

Чисельність населення міста станом на 01.01.2006р. склала 14650 осіб. У місті

Зеленодольськ є три загальноосвітні школи, дитячі установи, палац культури, стадіон,

водна станція, лікарня, магазини, столові, є гуртожиток на 204 місця (за планом) і готель

на 162 місця (за планом). Від міста до ТЕС є бетонована автомобільна дорога і бетонована

пішохідна доріжка. Районний центр - м. Апостолове, знаходиться в 20 км від площадки

ТЕС і є залізничним пунктом Міністерства шляхів сполучення.

Майданчик Криворізької ТЕС має транспортні зв'язки з зовнішньою мережею

автомобільних та залізничних доріг. Під'їзна автомобільна дорога примикає до

республіканської дорозі з твердим покриттям Запоріжжя-Кривий Ріг. Одноколійна

залізнична гілка з'єднує вузлову залізничу станцію Апостолове зі станцією Зелене поле.

Від станції Зелене поле є залізнична гілка до центрального складу Криворізької ТЕС, що

знаходиться за межами основної огорожі ТЕС.

Згідно з державним актом на право користування землею (серія ДП АП № 000042 від

10 серпня 2001 р. за № 160) загальна площа відвода земель Криворізької ТЕС становить 2

357, 92 га, на яких розташовані промисловий майданчик, пруд- охолоджувач, золовідвал,

канали підживлення і продувки, відкриті розподільні пристрої.

У зону впливу Криворізької ТЕС входять наступні водні об'єкти:

- канал Дніпро - Кривий Ріг, як джерело підживлення водосховища-охолоджувача

(водний об'єкт-донор);

- пруд-охолоджувач ТЕС;

- р. Інгулець (водний об'єкт - реципієнт) - через канал продувки в річку надходять

продувні води з пруда-охолоджувача.

Криворізька ТЕС - найбільший виробник електроенергії в Дніпропетровській області

і в південному регіоні України.

З 24 березня 1998 Криворізька ГРЕС перейменована на Криворізьку ТЕС і є

структурною одиницею енергогенеруючої компанії «Дніпроенерго».

Криворізька ТЕС, введення в експлуатацію якої було завершено в 1973 р.,

проектною потужністю 3 000 МВт (10 енергоблоків по 300 МВт кожний) була призначена

для вироблення електроенергії в базовому режимі і включена в Єдину енергосистему

України і колишнього Радянського Союзу.

Види діяльності підприємства як виробника і постачальника електроенергії протягом

його існування не змінювалися.

З 1995 р. Криворізька ТЕС у складі ПАТ «Дніпроенерго» входить в Об'єднану

Енергетичну Систему Україні.

На сьогоднішній день Криворізька ТЕС працює в регулювальному режимі з частими

остановами обладнання та глибокими розвантажуваннями, згідно диспетчерського

графіку НЕК «Укренерго», і має конкурентний тариф у ПАТ «Дніпроенерго» і на

«Енергоринку».

1.3 Характеристика сучасного основного обладнання енергоблока ст.№5:

Основним технологічним обладнанням енергоблока ст.№5 є:

- двокорпусний пиловугільний прямоточний котлоагрегат типу ТПП-210А

38

(виробництво ВАТ «Красный котельщик», м. Таганрог), паророзподілом 950 т/ч

(продуктивність одного корпуса – 475 т/год);

- парова конденційна турбіна типу К-300-240-2 виробництва ВАТ «Турбоатом» м.

Харків, проектною потужністю 300 мВт;

- турбогенератор типу ТГВ-300 виробництва ДП «Електроважмаш», м.Харків,

Україна;

- електрофільтр типу ПГДС (УГ) -4-53.

1.3.1 Конструктивна характеристика існуючого котлоагрегату

Котлоагрегат типу ТПП-210А (ПП-950/255-ж) енергоблока ст.№5 в двохкорпусному

симетричному виконанні підключається до турбіни по схемі «дубль-блока». Котельний

агрегат ТПП-210А призначений для роботи в блоці з конденсаційною турбіною

потужністю 300 МВт.

Кожен корпус котла має П-подібну компоновку і складається з топкової камери

(висхідний газохід) і опускної конвективної шахти, з'єднаних у верхній частині газоходом.

Пароводяний тракт надкритичного тиску (СКТ) котла виконаний 4-х-потоковим

самостій-ним регулюванням.

У кожному корпусі котла розташовано по два таких потоку (нитки). Так як корпуси

симетричні, то дається опис конструкції одного корпусу.

Радіаційні поверхні нагрівання НРЧ і ВРЧ:

Стіни топкової камери повністю екрановані радіаційними поверхнями нагріву НРЧ і

ВРЧ. Топкова камера розділена пережимом, утвореним виступами фронтового та

заднього екранів, на камеру горіння і камеру допалювання. Екрани в районі предтопки до

відм. 16.4 м повністю ошиповані і покриті вогнестійкоюї масою.

Процес згоряння пилу і природного газу закінчується в основному в предтопці. У

камері допалювання температура газів знижується до 1200 ° С, що забезпечує роботу

поверхонь нагріву КПП без шлакування.

Нижня радіаційна частина (НРЧ):

Три вхідні колектора подового екрана НРЧ виконані з труб діаметром 159x28 ст.

12Х1МФ. З кожного вхідного колектора подового екрана виходить дві нитки. Труби

панелей подового екрана (2 нитки по 8 змійовиків діаметром 42x6 ст. 12X1МФ)

безпосередньо з'єднані (без проміжних колекторів) з трубами заднього і фронтового

екрана НРЧ. Кожна нитка подового, фронтового та заднього екранів робить п'ять ходів,

тобто загальне кількість труб панелей екранів кожної нитки - 6x8x5 = 240. Перший, третій

і п'ятий хід кожної стрічки є підйомними, а другий і четвертий опускними.

По перепускним трубам (діаметром 159x28 ст. 12Х1МФ) вихідних камер заднього і

фронтового екранів НРЧ середа направляється в перші змішувальні колектора (діаметром

273x36 ст. 12Х1МФ) НРЧ. Після перших змішувачів НРЧ середовище по трьом

перепускним трубам (діаметром 159x18 ст. 12Х1МФ) надходить у вхідні колектора

(діаметром 159x28 ст. 12Х1МФ) бічних екранів НРЧ.

Кожен бічний екран НРЧ конструктивно виконаний з трьох панелей, які мають

триходову стрічку і складається з 20 змійовиків (діаметром 38x6 ст12Х1МФ) з підйомно-

опускним рухом середовища.

З бічних панелей НРЧ через вихідні колектора (діаметром 159x18 ст. 12X1 МФ)

бічних екранів по трьом перепускним трубам середа з температурою Т = 380 ° С

направляється в другі змішувальні колектора НРЧ (діаметром 273x36 ст. 12Х1МФ),

розташовані з фронту корпусу.

З других змішувальних колекторів НРЧ середовище по чотирьом перепускним

трубам (діаметром 159x28 ст. 12Х1МФ) направляється у вхідні колектора (діаметром

159x28 ст. 12Х1МФ) екранів ВРЧ.

Верхня радіаційна частина (ВРЧ):

Верхню радіаційну частина (ВРЧ) утворюють фронтовий, бокові і задній екрани,

39

кожен з яких складається з трьох панелей.

Панель фронтового екрана складається з 28труб діаметром 38x6 із ст. 12Х1МФ.

Панель бокового екрану складається з 20труб діаметром 38x6 із ст. 12Х1МФ (два

бічних екрана).

Панель заднього екрану складається з 20труб діаметром 38x6 із ст. 12Х1МФ.

Панель фронтового екрана конструктивно виконана з двох стрічок, що роблять на

початку два горизонтальних хода, а потім три підйомно-опускних. Аналогічно виконані

панелі бокових екранів. Крайні панелі заднього екрану утворюють стрічки, які роблять

один горизонтальний і три підйомно-опускних хода. Середня панель перегородками

всередині вихідного і вхідного колекторів розділена на дві полупанелі, кожна з яких

представляє собою одноходовую підйомну стрічку.

Змійовики ВРЧ виконані діаметром 38x6 із ст. 12X1МФ, третій змішувальний

колектор діаметром 273x36 із ст. 12Х1МФ, 14 перепускних труб діаметром 159x18 з

ст12Х1МФ.

Бокові, фронтові і задній екрани НРЧ мають на позначці 14,5 м один ряд нерухомих

кріплень по периметру камери згоряння. Компенсація від температурних розширень труб

фронтового та заднього екранів відбувається за рахунок вигину труб на перетискання.

Труби бокових екранів можуть вільно опускатися вниз. Для запобігання виходу труб в

топку є 7 поясів рухливих кріплень.

Фронтовий і боковий екрани ВРЧ мають нерухомі кріплення на позначці 39,9 метри,

а задній екран на позначці 24,8 м. Труби фронтового і бокових екранів можуть вільно

опускатись до низу. Компенсація від температурних розширень труб заднього екрану ВРЧ

відбувається за рахунок вигину труб у верхній частині. Фронтовий і бокові екрани ВРЧ

мають 7 рядів рухливих кріплень, а задній - 9.

На виході з цих панелей середа надходить в перші вприскуючи пароохолоджувачі,

звідки направляється в середні панелі заднього екрану ВРЧ.

У верхній частині топки і поворотному газоході розташовані ширмові

пароперегрівачі I і II ступені, стельовий пароперегрівач, а також екрани поворотної

камери з вхідними колекторами діаметром 219x36 з ст. 12Х1МФ.

Ширмові пароперегрівачі пароперегрівники I і II ступені:

Ширмовий пароперегрівач складається з двох рядів (паралельних фронту котла)

вертикальних ширм. Кожен ряд складається з 16 ширм: перший ряд по ходу газів-ширми I

ступеня, другий - ширми II ступеня. Вхідні ширми як I, так і II ступеня (по 8 ширм в

середній частині газоходу), виконані з перлитної сталі 12Х1МФ. Вихідні ширми (4 ліві і

4 праві в кожному ряду) виконані з аустенітної стали 1Х18Н12Т. Кожна ширма

складається з 34 змійовиків (діаметром 32x6). Ширми I і II ступені відрізняються тільки

довжиною змійовиків. У вхідних ширмах перші і четверті змійовики є обв'язувальними,

стяжка цих змійовиків проводиться за допомогою скоб (Х20Н14СГ). Кріплення змійовиків

з передньої частини ширм проводиться за допомогою скоб і смуг жаростійкої сталі

Х20Н14СГ. Кріплення змійовиків вихідних ширм здійснюється тільки за допомогою смуг

і скоб (без обв'язувальних змійовиків).

Як вхідні, так і вихідні ширми обох ступенів мають схему прямотока.

Стельовий пароперегрівач:

Стеля утворює дві панелі, що складаються з одноходової стрічки з 152

прямоточними трубами (діаметром 32x6 ст. 12Х1МФ). Рух середовища від задньої стінки

до фронту котла. Вхідні камери стелі виконані з труб діаметром 219x36 із ст. 12X1 МФ -

2шт. Вихідні камери стелі виконані з труб діаметром 273x45 (ст. 15Х1МФ) - 2шт.

Перепускна труба - діаметром 273x30 із ст. 12Х1МФ.

Екрани поворотної камери (ЕПК):

Екрани поворотної камери (ЕПК) складаються з двох бічних панелей, утворених

чотирьохходовою стрічкою з 33 змійовиків (діаметром 42x6 ст12Х1МФ) і двох задніх

панелей, які так само утворює чотирьохходова стрічка з 33 змійовиків. Рух середовища в

40

ЕПК-підйомний. З вихідних колекторів (діаметром 219x36 ст. 12Х1МФ - 8шт.) ЕПК

середовище по перепускним трубам (діаметром 159x18 ст. 12Х1МФ - 8шт.) направляється

у вхідні камери стельового пароперегрівача (діаметром 219x36 ст. 12Х1МФ - 2шт.).

У якості байпаса на трубопроводі діаметром 159x18 ст. 12X1 МФ встановлені

вбудовані сепаратори відцентрового типу конструкції МОЦКТІ з двома скидними

пристроями з клапанами Д-3 і Д-4. На перепускних трубах встановлені вбудовані засувки і

вприскуючи пароохолоджувачі (2-й вприск). Вбудовані сепаратори використовуються при

розпалюванні корпусу котла при відключенні перегріваючого тракту.

Для створення відцентрового ефекту і поділу середовища в сепараторах здійснено

тангенціальне підведення пароводяної суміші і встановлені послідовно дві гвинтові

лопасті. Відвід рідини після верхньої гвинтовий лопасті (I ступінь) з деяким проскоком

пари через шайбу здійснюється на розпалювальний розширювач. Відведення води, так

само з пропуском пара після другої гвинтовий лопасті (II ступінь), здійснюється по лінії

через дросельний клапан в розширювач Р-20ата. На загальному скидному трубопроводі з

сепаратора на Р-20ата встановлено дві скидні засувки СЗ-1, 2.

Конвективні пароперегрівачі:

У опускній шахті послідовно по ходу газів розміщені конвективна частина

пароперегрівача високого тиску (вихідна ступінь), конвективний проміжний

пароперегрівач низького тиску і водяний економайзер. Для всіх конвективних поверхонь

прийнято шахове розташування змійовиків. Всі поверхні виконані з змійовиків,

паралельних фронту котла.

Після вихідних камер (діаметром 159x32 ст. 12Х1МФ) вихідних ширм пар

надходить в паросборні колектори (діаметром 325x53 ст. 15Х1МФ), звідки з

температурою 540 ° С відводиться по перепускній трубі (діаметром 273x50 ст. 15Х1МФ) у

вхідну камеру конвективного пароперегрівача КПП ВТ діаметром 273x63 мм (12Х1МФ).

На цій перепускний трубі знаходиться третій вприскуючий пристрій (3-ій вприск).

У корпусі котла знаходиться 4 пакети конвективного пароперегрівача високого

тиску {КПП ВТ). Кожен пакет складається з 64 чотирьохходових змійовиків (діаметром

32x6 ст. 1Х18Н12Т), розташованих паралельно фронту котла.

Вхідні і вихідні камери КПП ВТ виконані із сталі 12Х1МФ діаметром 273x63.

Проміжний пароперегрівач низького тиску складається з регулюючої ступені,

конвективного пароперегрівача КПП низького тиску I ступеня і конвективного

пароперегрівача КПП низького тиску II ступеня.

Перед регулюючої ступені встановлено 3-х ходовий клапан (РПП-2), який регулює

величину пропуску пари через цю поверхню, що дозволяє підтримувати задану

температуру вторинної пари в широкому діапазоні при зміні теплового навантаження

котла, нерегульований пропуск при повністю закритому клапані (РПП-2 ) убік

регулюючої поверхні становить 20%.

Далі середа кожної нитки надходить по двом перепускним трубам (діаметром 159x16

ст. 12Х1МФ) в колектори (діаметром 325x50 ст. 15Х1МФ) підвісної системи КПП. Вхідні

колектори підвісної системи розташовані в середній частині газоходу, вихідні - у бічних

стін. З вхідного у вихідний колектор вода надходить по 116 змійовикам (діаметром 32x6

ст. 12X1 МФ), які мають чотири підйомних хода і чотири опускних. До змійовиків ОПС

приварені сухарі, на яких лежать змійовики КПП ВТ і КПП НТ. Потім середа кожної

нитки за трьома перепускним трубами (діаметром 159x16 ст. 12Х1МФ) надходить в три

вхідні колектора подового екрана (діаметром 159x28 ст. 12Х1МФ) НРЧ.

Регулююча поверхня проміжного пароперегрівача є першою по ходу пара НТ

поверхнею нагріву, що складається з змійовиків в кількості 118шт. (Діаметром 32x4 ст.

12Х1МФ), вхідних камер (діаметром 426x28 ст.20) і паросбірного вихідного колектора

(діаметром 426x20 ст. 12Х1МФ), рух пари і газів здійснюється за схемою противоток.

Підігрітий в регулюючої ступені пар з'єднується в паропроводі з парою, перепускаємим

41

РПП-2 з триходовим клапаном крім регулюючої поверхні і прямує в конвективний

пароперегрівач КПП низького тиску I ступеня.

Вхідні камери конвективного пароперегрівача КПП низького тиску I ступеня

(діаметром 325x50 ст. 15Х1МФ) розміщені в газоході, є одночасно опорними балками для

проміжного перегрівача. Потік має дві вхідні камери. КПП низького тиску I ступеня

кожного потоку має 100 змійовиків (діаметром 42x4 ст. 12X1 МФ).

Після вихідної камери КПП низького тиску I ступеня пар по шести трубам

(діаметром 194x11 ст. 12X1 МФ) направляється в паросборну камеру (діаметром 426x20

ст. 12Х1МФ) з температурою 505 °С. Далі пар, пройшовши пароохолоджувачі аварійного

вприскування (діаметром 426x17 ст. 12Х1МФ), надходить у вхідну камеру (діаметром

426x20 ст. 12Х1МФ) конвективного пароперегрівача КПП низького тиску II ступеня.

КПП низького тиску II ступені кожного потоку має 96 змійовиків (діаметром 42x4),

верхні петлі змійовиків виконані зі сталі 1Х18Н10Т, нижні зі сталі 12Х1МФ.

Після КПП НТ по паропроводах діаметром 426x16 ст. 12Х1МФ пар надходить до

ЦСТ з температурою 545 ° С.

Вхідні і вихідні колектора КПП СВТ, КПП НТ і вихідні колектора КПП I ступеня

винесені в окремий "теплий" ящик. Розділення між обігріваємою зоною конвективної

шахти і необігріваємою зоною "теплого" ящика конструктивно виконано за рахунок

ізольованих, порожніх балок через які проходить холодне повітря на всмоктувач ДВ

котла.

Економайзер:

Останнім по ходу газу в конвективної шахті розташований економайзер, який

складається з шести блоків. Блок складається з вхідних і вихідних колекторів діаметром

325x50мм з ст. 12Х1М1Ф, що використовуються також в якості опорних балок, та пакетів

змійовиків з труб діаметром 32x6 мм сталі 20. Пакети однозаходні розташовані в

шаховому порядку паралельно фронту котла з кроком = 85мм. Всього на корпусі 304

пакета. Нерухомі опори колекторів розташовуються з боку фронту котла. Поверхня

нагріву існуючого економайзера 1588 м.

Пилогазові пальники:

Топка кожного корпусу обладнана пилогазовими вихревими пальниками,

розташованих в один ярус (по три пальники на фронтовий і задній стінах предтопці) на

відм +10,500.

Від дуттєвого вентилятора (ДВ) повітря, що забирається з атмосфери (взимку) або

верхньої частини котельного цеху (влітку), надходить в РПП. Після РПП повітря, нагріте

димовими газами, надходить на пальники котла і в пилесистему. Це вторинне повітря.

Первинне повітря служить для транспортування пилу від пиложивильників в топку котла.

Центральне повітря призначене для якісного спалювання мазуту.

У кожен пальник вбудована мазутна форсунка з паромеханічним або механічним

розпилюванням. Максимальна продуктивність основної мазутної форсунки задається

перетином каналів завіхрителя і становить 2,2 т/год.

У якості розпалювального палива застосовується мазут. У якості розпилювального

агента для паромеханічних форсунок використовується пар від стороннього джерела з

параметрами Р = 13кгс/см2 і температурою 280 ° С. Номінальний тиск мазуту Р =

35кгс/см2.

Під кожним основним пальником розташована розпалювальна мазутна форсунка,

продуктивністю 0,8-0,9 т / год.

Для виходу рідкого шлаку в предтопці є дві льотки, под предтопки виконаний з

ухилом 8 ° до льоток. Для стабільного виходу рідкого шлаку при низьких навантаженнях

на корпусі котла на бічних стінках встановлені подові мазутні пальники продуктивністю

до 0,8 т / год.

Під льотками знаходяться установки механізованого шлаковидалення шнекового

типу. Рідкий шлак гранулюється у водяних ваннах цих установок і шнековими

42

транспортерами віддаляється в канал ГЗУ. Дроблення шлаку відбувається на решітці

шнеків.

Обидва корпусу котла мають однакові каркаси, пов'язані між собою межкорпусними

зв'язками і перехідними містками. Вага поверхонь нагріву, обмурівки та ізоляції

передається за допомогою горизонтальних балок і ферм на три ряди вертикальних колон,

один ряд встановлено по фронту котлів, інший - між топковою камерою і опускним

газоходом, третій – з заду котлів, жорсткість і стійкість каркаса забезпечує система

розкосів.

Обмурування топки і газоходів котла виконана у вигляді окремих щитів. Топка і

газоходи обшиті листами (3-4мм), що забезпечує високу щільність топки і газоходів котла.

Температура на поверхні ізоляції не повинна перевищувати 55°С (при температурі

навколишнього повітря 25 ° С). Максимальні втрати тепла з поверхні обмурівки 300

ккал/м2год.

Регенеративні повітряпідігрівачі (РПП)

Для підігріву димовими газами холодного повітря, що подається в топку для

ефективного спалювання палива, призначені повітряпідігрівачі парогенераторів.

На енергоблоці ст. № 5 встановлено чотири регенеративних повітряпідігрівача типу

РПП-68м, виготовлення ТКЗ «Червоний Казаняр», розташовані за опускною

конвективною шахтою поза будівлею котельні, по два паралельно працюючих на кожен

корпус. РПП оснащений окружними, радіальними і центральними ущільненнями, що

запобігають перетіканню і присосу повітря в газовий тракт. Внутрішні ущільнення вала

ротора аналогічні окружним ущільненям, а зовнішні - сальникового типу.

Котел забезпечений пило системою замкнутого типу з пиловим бункером. На

котлоагрегаті встановлено дві нитки пилоприготування з млинами Ш-50А, одним

сепаратором вугільного пилу СП-2 (05500), одним циклоном НІІОГАЗ типу ЦН-15

(04000).

Сушка вугілля в млинах здійснюється гарячим повітрям.

На котлі встановлені: два димососа ДОД-31, 5 і комплектуючі їх електродвигуни

ДАЗО1910-12, два дуттєвих вентилятора ВДН-24х2-П і комплектуючі їх електродвигуни

ТАК 30-15-69 - 8 / 10.

Котлоагрегат і його допоміжне обладнання забезпечені засобами захисту,

автоматики і контролю.

Технічна характеристика котлоагрегата ТПП-210А:

- паропродуктивність по гострому пару …………………… …..950 т / год

- витрата вторинної пари………………………………………. .. 800т / год

- температура гострої пари 545 ° С

- тиск гострої пари за котлом 25 МПа

- тиск вторинної пари на вході (виході) 3,87 (3,63) МПа

- температура вторинної пари на вході 307 °С

- температура вторинної пари на виході 545 °С

- тиск живильної води на вході 29,51 МПа

- температура гарячого повітря 400 °С

Характеристика поверхонь нагріву:

43

Таблиця 1.2 Характеристика поверхонь нагріву

Котел ТПП-210А

Найменування

поверхні

Вага одного

змійовика, кг

Кількість

змійовиків або

труб, шт

Загальна вага на

один корпус, т

Водяний

економайзер

207 304 62

КПП н/т ІІ ст. 220 200 44,5

КПП н/т І ст. 280 200 56

КПП в/т 150 258 40

ШПП І ст.:

Вхідна

вихідна

2847

2726

8

8

22,8

21,8

ШПП ІІ ст.:

Вхідна

вихідна

2287

2232

8

8

18,3

17,9

НРЧ- под відм.7690

Відм.6050

- -

10,2

НРЧ бокові - 180 37,6

НРЧ задній екран - - 28,4

НРЧ фронт - - 28,4

ВРЧ фронт - - 26,2

ВРЧ бокові - - 35,7

ВРЧ задній екран - - 25,6

Рег.поверхність 283 236 67

Підвісна система - - 36,221

1.3.2 Конструктивна характеристика існуючої турбінної установки К 300-240-2:

Парова конденсаційна турбіна типу К-300-240-2, виробництва ВАТ «Турбоатом»,

встановлена на енергоблоці ст..№5 в осях 22 і 23, поміж рядами А і Б. Турбіна являє

собою одновальний трициліндровий агрегат з проміжним перегрівом пара і трьома

вихлопами в конденсатор і призначена для безпосереднього приводу генератора

перемінного струму.

Технічна характеристика турбоагрегата К-300-240-2:

- номінальна потужність…………………………………….300 МВт

- частота обертання ротора………………………………….3000

Параметри гострого пара:

- тиск…………………………………………………………..23,5 МПа

- температура………………………………………………….545°С

Параметри пара промперегріву:

- тиск на виході із ЦВТ, МПа………………………………….3,92

- тиск на вході в ЦСТ, МПа……………………………………3,53

Температура, °С:

- на виході із ЦВТ……………………………………………..309

- на вході в ЦСТ……………………………………………….545

- тиск парвпуска двохпоточного ЦСТ………………………0.25 МПа

- температура пара паровпуска двохпоточного ЦСТ ………225°С

- тиск пара в конденсаторі……………………………………3,45 кПа

при розрахунковій температурі циркводи……………… ..12°С

44

та її розрахунковій витраті …………………………………34803 м³/год

- температура живильної води за ПВТ ………………………265°С

- кількість відборів пара ……………………………………….9 шт

- питома витрата тепла ………………………………………...1852 ккал/(кВт·год)

Турбіна парова конденсаційна типу К-300-240-2 ХТГЗ являє собою

трьохциліндровий агрегат, що складається з ЦВТ, ЦСТ і двухпоточного ЦНТ (другий і

третій потоки). Турбіна має сопловий паророзподіл. Свіжий пар від котла чотирма

нитками паропроводів діаметром 245x45 мм підводиться до двох блоків клапанів

паророзподілу, розташованим з двох сторін ЦВТ.

Турбінні ступені розташовані послідовно в циліндрах агрегату таким чином: у ЦВТ -

11 ступенів; в ЦСТ - 12 ступенів; в ЦНТ - по 5 ступенів у кожному потоці.

Кожен блок паророзподілу включає три регулюючих клапана з одним стопорним

клапаном.

Послідовність відкриття клапанів наступна: клапани № 1, 2 відкриваються

паралельно першими і є розвантажувальними для інших РК, після чого, одночасно,

відкриваються № 3 та № 4, за ними № 5 і останнім № 6 -котрий є перевантажувальним.

Величина повного відкриття регулювальних клапанів ЦВТ: клапани № 1,2

відкриваються на 30 мм, № 3, 4 - на 26-28 мм, № 5 - на 24 мм і клапан № 6 - на 9-12 мм.

Після регулюючих клапанів пар по 6 перепускним трубам надходить до 4

паровпускним патрубкам, розташованих на корпусі ЦВТ симетрично - 2 зверху і два

знизу, а потім через чотири соплові камери (дві камери по 13 сопел, дві камери - по 18

сопел), які виконані в литві внутрішнього корпусу ЦВТ.

Циліндр високого тиску має двокорпусну конструкцію. У внутрішньому корпусі

ЦВТ розташований сопловой апарат і діафрагми 2 ... 5 ступені. Діафрагми 6 ... 11 ступенів

розміщені в зовнішньому корпусі ЦВТ у двох обоймах. Ці обойми, спільно із зовнішнім

корпусом, утворюють камери для відведення пари на регенерацію за 8 і 11 ступеню ЦВТ,

перший і другий відбори відповідно.

Ротор високого тиску - одноопорний, що спирається на стороні регулятора на

підшипник, а на стороні генератора - на РСТ.

На РВТ розташовано 11 ступенів: 10 ступенів тиску і перша одновенечна регулююча

ступінь.

Після ЦВТ пар двома паропроводами відводиться в проміжний пароперегрівач

котла, а потім, по 4 ниткам паропроводів, прямує назад в турбіну через блоки клапанів

ЦСТ.

ЦСТ однопотоковий і конструктивно виконаний з двох частин: частини середнього

тиску та першого потоку ЦНТ. Частина середнього тиску має 12 ступенів. ЦСТ турбіни ст.

№ 5 виконаний двокорпусним. У внутрішньому корпусі встановлюються сопловий апарат

і діафрагми 2, 3, 4 ступенів; діафрагми 5 ... 12 ступенів розміщені в зовнішньому корпусі

ЦСТ. Двокорпусна конструкція усуває небезпеку викривлення зовнішнього корпусу, через

поліпшення теплового стану зони паровпуска.

Після ЦСТ одна третина пара, пройшовши 5 ст. 1-го потоку ЦНТ направляється в

конденсатор, а дві третини пара перепускається за двома ресиверами в двухпоточний

циліндр низького тиску. Кожен потік ЦНТ має по 5 ступенів тиску. У першому потоці

ЦНТ за першим ступенем виконаний відвід пари в 7-й відбір. З камер паровпуска ЦНТ 2 і

3 потоки виконаний відбір пари на регенерацію в 6-й відбір. В камеру паровпуска

повертається пар з вихлопу ТПН. За 2 ступеню 2 і 3 потоки ЦНТ виконаний відвід пари в

8-й відбір. За третіми ступенями 2 і 3 потоки ЦНТ виконаний відвід пари в 9-й відбір.

Для зменшення витоків пари, у місцях виходу ротора турбіни з статора (циліндра),

встановлені лабіринтові ущільнення.

Ротор ЦСТ виконаний комбінованим: цільнокований в частині середнього тиску, в

частині низького тиску - з насадними дисками.

45

Ротори турбіни, якщо дивитися у бік генератора, обертаються за годинниковою

стрілкою.

Ротори високого і середнього тиску з'єднані жорсткою муфтою і мають один

спільний підшипник. Ротори середнього і низького тиску, а також ротори низького тиску і

генератора з'єднані жорсткими муфтами.

Ротори турбіни лежать на п'яти опорних підшипниках самовстановлюючого типу.

Конструкція всіх опорних підшипників однакова. Мастило підшипників форсоване, масло

на підшипники подається під тиском близько 1,7 кгс/см2.

У корпус першого підшипника розташовані вузли і трубопроводи системи

регулювання турбіни.

У корпусі другого підшипника, спільно з опорним підшипником, встановлений

завзятий підшипник, призначений для сприйняття осьових зусиль фіксації роторів в

необхідному осьовому положенні. Для запобігання протікання масла по валу з

підшипників встановлені масловідбійники.

Циліндр низького тиску - двухпоточний, симетричний і містить по п'ять ступенів.

Соплові лопатки останніх ступенів виконані порожніми. Отримані порожнини з'єднані

прорізами з поверхнею лопаток для відсмоктування вологи, що надходить з попереднього

ступеня.

Корпус ЦНТ виконаний подвійним; обидві його частини зварені з листів вуглецевих

сталей.

Литі чавунні діафрагми встановлені у внутрішньому корпусі. Відпрацьований в

турбіні пар трьома потоками ЦНТ направляється в конденсатор.

Ротор ЦНТ складається з вала, насаджених на нього десяти облопаченних дисків і

напівмуфт.

Фікспункт турбіни розташований в районі другого потоку ЦНТ, (2-а ступ.),

утворений двома поперечними шпонками. Розширення агрегату відбувається в бік

переднього підшипника ЦВТ і незначно в бік генератора.

Для рівномірного прогріву роторів під час пуску, а також для рівномірного

охолодження роторів під час зупинки турбіни проводиться їх обертання валоповоротним

пристроєм (ВПП) зі швидкістю 3 ... 4 об / хв. ВПП встановлено на кришці підшипника №

5 ЦНТ з боку генератора. ВПП як привід має електродвигун.

Для поліпшення умов прогріву турбіни та скорочення часу пуску турбіни

передбачений паровий обігрів фланців і шпильок ЦВТ і ЦСТ.

Турбіна обладнана системою автоматичного регулювання та пристроями захисту,

контрольно-вимірювальних приладів безпосередньої дії, що забезпечують надійну і

безаварійну її роботу, пуск і зупинка.

Регулятор швидкості призначений для автоматичної підтримки частоти обертання

ротора в межах заданого ступеня нерівномірності, керує положенням РК ЦВТ і ЦСТ,

забезпечений механізмом управління (синхронизатором) за допомогою якого можна

змінювати навантаження турбіни при роботі її в мережі або частоту обертання при роботі

на холостому ходу в межах 2850 - 3075 хв "1.

З регулятором швидкості зблокований обмежувач потужності, що дозволяє

обмежити навантаження турбіни. Механізм управління (синхронізатор) приводиться в дію

як вручну безпосередньо у турбіни, так і дистанційно (БЩУ) за допомогою реверсивного

електродвигуна постійного струму. Крім того в системі регулювання передбачена

можливість автоматичної зміни положення РК турбіни впливом на регулятор тиску пари

за котлом (перед турбіною).

Маслосистеми забезпечує рідинне тертя в підшипниках ковзання турбіни,

генератора зі збудником, ТЖН і ЖЕН, а також роботу гідромуфти ЖЕН і водневих

ущільнень вала генератора.

46

Підтримання оптимального вакууму на всіх режимах роботи забезпечує

конденсаційна установка турбіни, що складається з конденсатора,

повітрявідокремлюючого пристрою, конденсатних та циркуляційних насосів.

1.3.3 Конструктивна характеристика існуючого турбогенератора ТГВ- 300:

Технічна характеристика генератора ТГВ-300:

- номінальна потужність…………………300 МВт

- напруга статора ……………………… 20 кВ

- Соs φ …………………………………….0,85

- збудження ………………………………тиристорне

- охолодження ……………………………водневе

На турбіні К-300-240-2 ХТГЗ в КТЦ-2 встановлен генератор типу ТГВ-300, що

працює за схемою «генератор-трансформатор».

Електричне навантаження ТГ-5 через трансформатор ТДЦ-400000/330 кВ видається

на шини ОРУ-330 кВ. У ланцюзі кожного блоку встановлені вимикач і роз'єднувач. Вся

потужність генератора, видана на систему шин (СШ) розподіляється споживачам через

лінії електропередач (ЛЕП).

Включення і відключення генератора виробляється тільки повітряним вимикачем.

Роз'єднувач служить для створення видимих розривів при виконанні ремонтних робіт, а

також для відокремлення неробочих ділянок схеми від ділянок, що знаходяться під

напругою. Управління повітряним вимикачем блоку проводиться з БЩУ ключем

управління ПВ.

Синхронний турбогенератор типу ТГВ-300 призначений для вироблення

електроенергії в тривалому режимі роботи, безпосередньо сполучений з паровою

турбіною, виготовлений з частотою обертання - 3000 об/хв.

Турбогенератор складається з нерухомого статора з трифазною обмоткою та

приводиться в обертання первинним двигуном (турбіною) ротора з обмоткою збудження,

на яку подається постійний струм від системи збудження, він має герметично закрите

виконання, що забезпечує його нормальну роботу при тискові водню 3 атм.

Циліндричний корпус статора виконаний газонепроникним і вибухостійкі, які

забезпечують нормальну роботу при тиску водню 3 кгс/см2. Максимально допустимий

тиск водню в корпусі генератора 4 кгс/см2.

Корпус статора складається з поперечних рам, пов'язаних між собою трубами,

поздовжніми брусами і ребрами. З боку турбіни під корпусом генератора кріпиться короб

газоохолоджувача, в якому розташовані горизонтально по поздовжній осі генератора три

газоохолоджувача. З боку контактних кілець під корпусом генератора кріпляться короби

висновків. Сердечник статора зібраний з сегментів, виштампуваний з холоднокатаної

високолегованої електротехнічної сталі і ізольованих лаком.

Корпус статора з торців закритий щитами, що мають роз'єм по горизонтальній

площині. У цих щитах розташовані підшипники ковзання і масляне ущільнення валу.

Газова щільність статора в сполученнях рознімних частин забезпечується гумовим

шнуром, прикріпленим до дна канавок, вифрезерованих в місцях рознімання щитів.

Верхня і нижня половина щита і проміжна втулка з боку турбіни охолоджується

водою.

Масляне ущільнення валу торцевого типу складається з нерухомої обойми, що

кріпиться до зовнішнього щиту, проміжної втулки і рухомого вкладиша, що

переміщається в обоймі.

Обмотка статора двошарова, стрижнева корзини типу. Усередині кожного стрижня

між провідниками розташовані вентиляційні трубки з немагнітної стали, через які

продувається водень. На кінцях вентиляційних трубок надіти газонапрямні ковпачки з

47

кремнеорганічною гуми, які направляють потік охолоджувального газу на вході і виході

його з стрижнів.

Ротор цельнокований з високоякісної легованої сталі. У бочці ротора вифрезіровані

пази, в яких покладена обмотка збудження. Обмотка складається з коритоподібних

провідників, складені попарно. Два таких провідника утворюють канал, через який

продувається охолоджуючий водень. Після укладання й пресування у пази ротора

вставляються сталеві клини, які утримують обмотку від зсуву при обертанні.

Струмопроводи до обмотки ротора виконані через щітковий контактний апарат за

допомогою щіток і контактних кілець. Центральний отвір вихідного валу ротора має

спеціальне ущільнення, що запобігає витіку водню з корпусу генератора.

Вентиляція генератора воднем здійснюється по замкнутому циклу.

На валу ротора, з боку контактних кілець, насаджений високонапірний відцентровий

компресор, а з боку турбіни осьовий вентилятор, які здійснюють циркуляцію водню.

Після компресора охолоджений в газоохолоджувачи водень з боку контактних

кілець поділяється на три частини. Одна з них нагнітається в газові трубки стрижнів

статора, й у вентиляційні канали заліза статора.

Друга частина газу подається в порожнисті провідники половини обмотки ротора з

боку контактних кілець. Третя частина, рівна другій, передається по двох спеціальних

каналах на другу половину обмотки ротора з боку турбіни.

Нагрітий газ, що виходить в центрі бочки ротора в зазор, між статором і ротором,

з'єднується в зоні гарячого водню з нагрітим газом, який вийшов зі стрижнів і заліза

статора і увесь нагрітий водень проходить через газоохолоджувачі.

Механічна енергія від валу турбіни передається на вал ротора генератора.

Перетворення турбогенератором механічної енергії в електричну відбувається

електромагнітним шляхом: обмоткою ротора, що обертається (при поданому на неї

живленні) створюється магнітний потік, що обертається, під дією якого наводиться

електрорушійна сила і струм в обмотці статора.

Водень в корпусі генератора охолоджується трьома газоохолоджувачами,

встановленими під генератором в спеціальному кожусі. Циркуляцію води, що охолоджує

водень, в газоохолоджувачах генератора забезпечують два насоси НГО.

Для запобігання виходу водню по валу з генератора встановлені масляні ущільнення

торцевого типу (підшипники, що ущільнюють). Ущільнення складається з нерухомої

обойми, яка кріпиться до зовнішнього щита, і рухливого вкладиша, що переміщається в

обоймі. Вкладиші опорних підшипників № 6, 7 литі чавунні з бабітовою заливкою.

Мастило підшипників примусове під тиском від масляної системи турбіни. Система

маслопостачання ущільнень забезпечує безперебійну подачу масла на ущільнення

генератора. Для підтримки тиску ущільнюючого масла підшипники ущільнень генератора

мають автономну систему маслопостачання з маслонасосами ущільнення МНУ, АМНУ.

Робоче збудження генератора здійснюється від статичних швидкодіючих систем

паралельного самозбудження. Система збудження включає випрямний трансформатор

(ВТ) та перетворювальну установку з автоматичним регулюванням збудження (АРЗ)

сильної дії.

Номінальні дані генератора при номінальному тиску і номінальній температурі

охолоджувального середовища представлені у таблиці 1.3:

Таблиця 1.3 Номінальні дані генератора

Потужність повна кВА 353000

Потужність активна кВт 300000

Напруга статора В 20000

Струм статора А 10200

Струм ротора А 3050

Напруга збудження В 420

48

Коефіцієнт потужності cos φ - 0.85

З'єднання фаз обмотки статора - YY

Число виводів обмотки статора шт. 12

Частота Гц 50

Швидкість обертання об/хв 3000

Критичні швидкості обертання Об 1280/ 4130

Основні дані середовищ, що охолоджують водень в корпусі генератора представлені

в таблиці 1.4.

Таблиця 1.4 Основні дані середовищ, що охолоджують водень в корпусі генератора

Номінальний надлишковий тиск кгс/см2

3

Допустиме відхилення кгс/см2 ±0,2

Найбільший тиск кгс/см2 4

Номінальна температура газу, що охолоджує ºС 40

Чистота % 98

Температура точки роси водню в корпусі генератора

при робочому тиску

ºС 15

Газовий об'єм з ротором м3/год. 75

Робота генератора з повітряним охолоджуванням неприпустима, включаючи режим ХХ

без збудження

Таблиця 1.5 Вода в газоохолоджувачах системи водневого охолоджування генератора:

Номінальна температура води, що поступає ºС + 33

Найменша температура ºС + 20

Номінальний тиск кгс/см2 3,5

Найбільший тиск кгс/см2 4,5

Номінальна витрата води через газоохолоджувачі м3/год 600

Кількість газоохолоджувачів шт. 3

Допустимий нагрів обмоток і активної сталі генератора представлен в таблиці 1.6:

Таблиця 1.6 Допустимий нагрів обмоток і активної сталі генератора

Ізоляція обмотки статора генератора класу В термореактивна, обмотки ротора – класу В

Найбільші допустимі температури окремих елементів генератора і середовищ

генератора, що охолоджують, складають:

Найменування елементів

Генератора

Найбільша температура, ºС

виміряна по:

опору термометром опору

Обмотка статора - 105

Сталь статора - 105

Обмотка ротора 105 -

Гарячий газ на виході з ковпачків - 100

Гарячий газ на виході з сердечника - 100

Бабіт ущільнень - 80

Бабіт опорних підшипників - 80*

Масло на вході в ущільнення і

підшипники

-

45

49

Масло на зливі з підшипників і

ущільнень

- 65

Вода на вході в ГО - 36

Вода на вході в теплообмінника ГО - 33

*Тимчасово допускається температура до 90 ºС.

Технічні дані системи збудження (ЗТ) для ТГВ-300 представлені в таблиці 1.7:

Таблиця 1.7 Технічні дані паралельної системи збудження

Номінальна потужність 1550 кВт.

Номінальна випрямлена напруга 465 В.

Номінальний випрямлений струм 3350 А.

Випрямлена напруга в режимі форсування 840 В.

Випрямлений струм в режимі форсування 6100 А.

Швидкість наростання напруги при форсуванні 4000 В/с.

Час форсування 20 с.

В якості основної системи збудження для генераторів ТГВ-300 прийнято тиристорне

збудження (ЗТ).

В якості резервної системи передбачена машинна система збудження з приводом від

асинхронного електродвигуна.

1.3.4. Конструктивна характеристика існуючої газоочисної установки:

Для очищення димових газів від летючої золи за котлоагрегатом енергоблока ст..№5

встановлена газоочисна установка, яка складається з 4-х електрофільтрів типу ПГДС-4-50

виробництва Сімібратовського заводу газоочисної апаратури (ВАТ «Фінго», Росія).

Електрофільтри горизонтальні, 4-х польні, 2-х секціонні, висотою осаджувальної системи

7,5 м і площею активного перерізу 50 м² кожний. За кожним корпусом котлоагрегата

встановлено по два електрофільтра з проектною ефективністю очищення димових газів

від зважених твердих частинок не більш 98,0%.

Проектні технічні характеристики електрофільтра при номінальних параметрах

експлуатації представлені в таблиці 1.8.

Таблиця 1.8 Проектні технічні характеристики електрофільтра (кожного із 4-х)

№ Найменування параметра Одиниця

виміру

Значення

параметру

1 Площа активного перерізу м² 50

2 Активна довжина електричного поля мм 2 520

3 Активна висота осаджувальної системи м 7,5

4 Кількість осаджувальних електродів шт. 132

5 Площа осадження осаджувальних електродів м² 4739

6 Крок між осаджувальними електродами в одному

ряду

мм 325

7 Кількість коронуючих електродів шт. 128

8 Загальна активна довжина коронуючих електродів м 12 800

9 Крок між коронуючими електродами в одному ряду мм 185

10 Кількість полів/полуполів шт. 4/8

11 Максимальна температура димових газів °С 250

12 Габаритні розміри електрофільтра (ДхШхВ) м 19,285х9,5х

17,275

50

Електрофільтри енергоблока ст. № 5, що підлягають реконструкції, побудовані в

1968 році.

Існуючі електрофільтри енергоблока ст. № 5 включають в себе:

1. Будівля електрофільтрів котла № 5;

2. Перетворювальну підстанцію.

Будівля електрофільтрів котла № 5 розташована в осях 21- 24 від РВВ-68 до димової

труби з розмірами 45,0 x18, 6 м.

Корпус електрофільтрів сталевий, зварний. Корпус електрофільтрів встановлено на

постамент. Колони постамента - залізобетонні.

Вертикальні зв'язки по колонах, опорний пояс корпусу електрофільтрів-металеві.

Над електрофільтрами виконаний намет.

Конструкції намету (стійки, вертикальні зв'язки і розпірки по стійках, балки і

прогони покрівлі, ферми покрівлі) - металеві. Стінові огородження намету – каркас

металевий з ошивою із азбестоцементних листів. Плити покриття намету - збірні

залізобетонні ребристі. Покрівля намету - рулонна.

Майданчики обслуговування і сходи - металеві.

Стіни підбункерних простору - цегляні.

Перетворювальна підстанція розташована в осях 21 ...24, а - б з розмірами 48,0 x6, 0

м. Будівля одноповерхова.

Колони, балки покриття, плити покриття - залізобетонні. Стіни - залізобетонні стінні

панелі. Покрівля - рулонна.

Ступінь вогнестійкості споруд і будівель електрофільтрів енергоблока ст. № 5 - II,

Ша. Категорія з вибухопожежної та пожежної небезпеки - Г.

На блоках 1,2,3,5-8 Криворізької ТЕС встановлено по чотири електрофільтру типу

ПГД (УГ) -4-50, на блоках 9,10 типу УГ2-4-63.

Кожен електрофільтр складається з 4 полів, кожне з яких у свою чергу складається з

двох напівполів.

Живлення півполів й полів випрямленим струмом здійснюється від

напівпровідникових електроагрегатів живлення:

блок 5 - корпус А - АРС 400, корпус Б - АТФ 600;

Електрофільтри обладнані системою струшування електродів і золовидалення.

Принцип дії електрофільтрів.

Під час подачі високої напруги на коронуючи електроди електрофільтрів між ними

утворюється неоднорідне електричне поле.

Під дією електричного поля біля поверхні коронуючих електродів створюється

область високої напруги, заповнена електронами та іонами.

Іонізована хмара газу випромінюється і подає слабке шипіння. Ця хмара газу

називається областю корони або просто короною, так як коронуючи електроди заряджені

негативно, то випромінювані ними електрони і їхні іони, які утворилися внаслідок

взаємодії електронів з молекулами газу під дією електричного поля, спрямовуються до

осаджувальних електродів. При цьому через проміжок, що розділяє електроди, протікає

електричний струм - струм корони.

З підвищенням напруги на електродах струм корони збільшується і відповідно

зростає напруженість електричного поля в електродному проміжку. Напругу від агрегату

можна підняти до значення, при якому електрична щільність газового проміжку між

електродами буде порушена іскровим або дуговим електричним розрядом, тобто наступає

пробій в просторі між електродами. Найкращі умова для очищення газів - це робота

електрофільтрів при напрузі, наближеною до напруги пробою.

Частинки попелу та недогорілого палива у завислому стані разом із димовими

газами заряджаються рухомими іонами і під дією електричного поля рухаються до

електродів.

51

Основна маса золи осідає на осаджувальних електродах і створює постійно

наростаючий шар.

При струшуванні електродів зола обсипається в зольні бункери, звідки за допомогою

золозмивних апаратів віддаляється в канал гідрозоловидалення.

Шар золи з високим питомим опором (більше 1010 0мхм), який осів на

осаджувальних електродах є ефективним ізолятором. Електричні заряди, які безперервно

надходять на поверхню шару золи, не відводяться на заземлений електрод. Це призводить

до зростання потенціалу на шарі золи, яка осіла. У цих умовах спостерігається порушення

роботи електрофільтру: якщо шар золи розподіляється на електроді рівномірно, то

потенціал, який виник на ньому, призводить до зменшення різниці потенціалів між

електродами. Зовнішньою ознакою цього спостерігається зниження струму, який

споживається електрофільтром і різким погіршенням очищення газу.

Підвищення напруги на агрегатах з метою компенсації напруги в шарі золи ефекту

не дає тому, що призводить до створення іскрових або електричної дуги. Якщо цілісність

шару золи на електроді порушена, то при достатній напрузі в порах золових шару,

заповнених газом, виникає електричний пробій.

Це явище називається зворотною короною, що супроводжується виділенням іонів,

які рухаються в напрямку коронуючих електродів і нейтралізують негативні заряди

частинок золи та іонів. Одночасно ці іони перетворюють електричне поле між

електродами в поле, аналогічне полю як би між двома «остріями», яке пробивається при

низькій різниці потенціалів, тому на електрофільтрах, які працюють на зворотній короні

не можливо підняти напругу, необхідну для очищення газів.

Ознакою появи зворотної корони є значне збільшення струму, споживане

електрофільтром, при зниженої напрузі.

Процес електричного очищення димових газів від золи умовно можна розділити на

три етапи:

1) заряджання завислих в газі частинок;

2) рух заряджених частинок під дією електричного поля і осідання їх на електродах;

3) видалення осіли частинок з електродів в бункер.

Заряджання завислих частинок залежить від їх розмірів, концентрації іонів і

значення напруженості електричного поля.

Руху заряджених частинок залежить від:

1) швидкості газового потоку;

2) взаємодією заряджених частинок з електричним полем;

3) швидкістю потоку електричного вітру;

4) сили тяжіння;

5) індукції.

Технічна характеристика електрофільтрів.

На кожному корпусі котла встановлено 2 електрофільтра. Кожен електрофільтр

складається з наступних вузлів:

а) корпусу електрофільтра;

б) газорозподільних пристроїв;

в) чотирьох полів із системами коронуючих і осаджувальних електродів з

механізмами струшування;

г) ізоляторних коробок;

д) монтажних люків і люків обслуговування;

е) золозмивні апарати типу «чайник»;

ж) високовольтного випрямного пристрої РУ-80.

Для рівномірного розподілу газів по всьому перетину електрофільтра, а також для

виключення проходу газів поза активної зони очищення, електрофільтр забезпечений

газорозподільним пристроєм, що складається із грат встановленої на вході газу і

52

газовідображаючих аркушів, встановлених в бункерах, під монтажними люками і на

бічних стінках корпусу.

Пройшовши газорозподільні решітки, газ надходить в активну зону електрофільтра,

де розміщені коронуючи і осаджувальні електроди. Коронуючи електроди рамної

конструкції. У площині рами з кроком 180мм встановлюються коронуючи елементи. У

кожному полі коронуючи електроди за допомогою верхніх і нижніх кронштейнів

кріпляться до рам підвісу, утворюючи таким чином єдину систему, яка підвішується на

труби підвісу, що спираються на опорно-прохідні ізолятори.

Струшування коронуючих електродів - механічно здійснюється ударами молотків по

наковальні. Вали з закріпленими молотками, встановлені в пилові підшипники, кріпляться

на рамах підвісу. Між собою вали з'єднані шарнірними муфтами. Підйом молотків і їх

скидання проводиться штангою, що має на нижньому кінці важіль, який безпосередньо

провертає вал з молотками. Підйом та скидання штанги здійснюється спеціальним

механізмом. Цей механізм у поєднанні з шатун-ізолятором, перетворює обертальний рух

вала механізму в зворотно-поступальний рух штанги з вільним скиданням її вниз. Вал

механізму підйому і скидання штанги приводиться в обертання від електродвигуна через

редуктор і цінну передачу.

Осаджувальні електроди безрамної конструкції представляють собою вертикально

розташовані в одній площині осаджувальні елементи спеціального профілю (тип С), які

ексцентрично підвішені до балки підвісу. Ексцентриситет підвісу необхідний для

повернення осаджувального електрода після удару молотка по наковальні смуги

струшування.

Струшування осаджувальних електродів передбачено нижнє, молоткове,

індивідуальне для кожного електрода, здійснюване ударом важільного молотка по штоку,

який передає удар на балку струшування, а потім вже безпосередньо на елементи

осаджувальних електродів. Вали струшування з закріпленими на них молотками,

встановлені в пилових підшипниках на опорах. Вали струшування з'єднуються між собою

шарнірними муфтами. Обертання на вали струшування через ланцюгову передачу

передається від мотор-редуктора.

Для огородження зовнішніх струмоведучих частин і для запобігання ізоляторів від

забруднення, встановлені ізоляторні коробки. Всередині кожної з них встановлені

механічні заземлення, автоматично спрацьовують при відкриванні дверцят, крім цього,

над кожною дверцятами є спеціальні болти для накладення тимчасового переносного

заземлення.

Для доступу всередину електрофільтру при оглядах і ремонтних роботах є

прямокутні люка 500х600 на бічних стінках корпусу.

Для живлення електрофільтра випрямленою струмом високої напруги

використовуються електричні агрегати, що перетворюють змінний струм напругою 380В

у ток постійною напругою до 80кВ встановлені в спеціальному окремому для кожного

блоку розподільчому пристрої РУ-80.

Осаджувальні електроди електрофільтру приєднуються до позитивного полюса

випрямляча і заземлюються, а коронуючи - ізолюються від землі і приєднуються через

високовольтний кабель до негативного полюса випрямляча.

На кожному з 4-х електрофільтрів блоку встановлені по 4 електродвигуна

коронуючих і 4 електродвигуна осаджувальних електродів. Всього на блок 32 механізму.

Взаємозв'язок агрегатів, електродвигунів електродів, полів, півполів й «чайників»

вказані в таблиці 1.9:

53

Таблиця 1.9 Взаємозв'язки обладнання электрофільтрів блоків №№ 5,6,8.

Найменування Фільтр №1 Фільтр №2 Фільтр

№3

Фільтр №4

1 2 3 4 5

Агрегат А-4 А-4 А-8 А-8 А-12 А-12 А-16 А-16

Півполе 4а 4б 4а 4б 4а 4б 4а 4б

Ел. двигун осадж. 14 14 24 24 34 34 44 44

Ел. двигун коронуюч. 17 18 27 28 37 38 47 48

Чайник 4а 4б 8а 8б 12а 12б 16а 16б

Агрегат А-3 А-3 А-7 А-7 А-11 А-11 А-15 А-15

Півполе 3а 3б 3а 3б 3а 3б 3а 3б

Ел. двигун осадж. 13 13 23 23 33 33 43 43

Автомати й пускачі механізмів отряхування встановлені на щиті управління та

сигналізації (ЩУС) кожного блоку.

ЩУС передбачений на 2 фільтри, тобто на один корпус котла. На ньому

встановлений автомат АП-50 для живлення сигналізації, пакетний вимикач видачі сигналу

на БЩУ, сигнальні лампи аварійного відключення агрегатів і механізмів струшування по

кожному фільтру. Із задньої сторони ЩУС розташовані однополюсні рубильники

сигналізації аварійного відключення двигунів отряхування.

На ЩУС також знаходиться автоматика механізмів стряхівання коронуючих

електродів (прилад КЕП), на яку напруга подається окремим автоматом АП-50.

Автоматика забезпечує періодичне включення механізмів «струшування» коронуючих

електродів на 2-х фільтрах, для чого ключі управління у їхніх двигунів мають 3

положення:

1. Автоматика.

2. Відключено.

3. Ручне включення.

Ключі керування двигунами «отряхувания» осаджувальних електродів знаходяться у

механізмів.

Таблиця 1.10. Технічні характеристики підвищуючих випрямних агрегатів:

№

з/п

Технічні дані АТПОМ-600 АТФ-400 АТФ-600 АРС-400 АУФ-400

1. Напруга мережі, В 380 380 380 380 380

2. Випрямний ток,

мА

600 400 600 400 400

3 Споживана

потужність Р,

кВА

- 38 - 38 38

4 Ном. активна Р,

кВт

- 27 - 27 27

5 Ном. потреб.

струм, А

160 100 160 100 100

6 ККД, % 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8

54

Таблиця 1.11. Номінальні технічні параметри агрегатів живлення

Корпус електрофільтра

Корпус електрофільтра представляє собою суцільно-зварну металеву конструкцію,

що забезпечує надійне та щільне прилягання окремих його елементів, чим досягається

нормативне значення присосів холодного повітря. Зовні корпуса електрофільтрів схожі на

звичайні металоконструкції, які застосовуються в будівництві, але за специфікою

застосування мають ряд притаманних їм вимог, пов'язаних з аеродинамічною вібрацією,

температурою, розрідженням, наявністю уловлених зважених часток у бункерах,

деформацій від температурного розширення, сприйняття навантажень від внутрішнього

обладнання, з урахуванням вітрових, снігових, пилових та ін навантажень.

Стеля електрофільтру герметично закриває дах корпусу і є суцільнозварною

конструкцією. Дах електрофільтру розташовується над стелею і забезпечує доступ до

опор, механізмів струшування і ізоляторам. Для доступу до мастильних і обслуговуючих

місць в просторі даху встановлені майданчики.

Дах електрофільтру служить опорою для системи осаджувальних і коронуючих

електродів. Для компенсації температурних розширень корпус електрофільтру

встановлюється на ковзаних опорах.

Зовні корпус електрофільтру покритий тепловою ізоляцією, яка захищає його від

температурних деформацій, перешкоджає конденсації вологи на внутрішніх стінках,

охороняє обслуговуючий персонал від опіків і ін.

Система осаджувальних електродів

Осаджувальні електроди – безрамної конструкції, являють собою вертикально

розташовані в одній площині осаджувальні елементи спеціального профілю, які

ексцентрично підвішені до балок підвісу. Ексцентриситет підвісу необхідний для

повернення осаджувального електрода після удару молотка по ковадлу смуги

струшування.

Осаджувальні електроди встановлені з кроком 325 мм. До нижньої частини

електродів прикріплені смуги струшування, до яких підвішені газоотражателі. До крайніх

проушин електродів першого та четвертого полів (з боку входу і виходу газів) шарнірно

приєднані кінцеві штанги струшування.

Приводи струшування осаджувальних електродів встановлені на кронштейни,

приварені до торцевих стінок корпусу електрофільтру.

Зниження вторинного виносу пилу при струшуванні забезпечується тим, що осівший

пил на електродах зсипається в бункери окремими великими частинами при мінімально

можливій частоті струшування.

Режим роботи механізмів струшування може змінюватися в широкому діапазоні в

залеж-ності від запиленості димових газів в автоматичному режимі.

Система коронуючих електродів

№

з /

п

Найменування параметра Одиниці

виміру Номінальне значення

1 Найменування агрегату - АУФ-400 АТФ-400

2 Кількість шт 8 8

3 Напруга живильної мережі кВ 0,4 0,4

4 Частота Гц 50 50

5 Номінальна потужність, споживана з

мережі кВ-А 38 40

6 Амплітудна напруга кВ 80 80

7 Коефіцієнт потужності - 0,8 0,8

55

Система коронуючих електродів складається з наступних основних елементів:

коронуючих електродів, рам підвісу, кронштейнів і ковадла, гребінок, труб підвісу,

ізоляторів, ізоляторних коробок та ін..

Коронуючи електроди складаються з двох рам розміром 2900> <3340 мм, зварених з

труб 3 / 4.

У кожній рамі вертикально натягнуті дроти «штикового» типу перетином 4x4 з

кроком в рамі 185 мм. Рами підвісу коронуючих електродів висять на трубах, які

спираються на швелери, що лежать на опорно-прохідних і опорних ізоляторах.

У процесі експлуатації електрофільтру частина золи осідає на коронуючих

електродах і, у міру збільшення шару обложених частинок золи, можливо «замикання»

коронного розряду. Для запобігання «замикання» коронного розряду коронуючі

електроди також періодично струшують.

Оптимальний режим струшування коронуючих електродів підтримує такий шар

попелу на коронуючих елементах, при якому струм корони забезпечує найбільш

ефективне уловлювання золи, забезпечує максимально можливий термін експлуатації

вузлів струшування і мінімальну розцентровки електродної системи.

Система газорозподілу

Для рівномірного розподілу димових газів по всьому активному перетину

електрофільтра, а також для того, щоб гази не могли минути активну зону, до складу

внутрішнього механічного устаткування входить система газорозподілу. До системи

газорозподілу відносяться газорозподільчі грати на вході в корпус, газовідтинаючі листи

вгорі і внизу активної зони, відсічні листи неактивної і напівактивної зони та ін.

Газорозподільчі грати, встановлені на вході димових газів в корпус і в форкамери,

зібрані з перфорованих листів товщиною 2 ... 3 мм, якими перекривається весь переріз

електрофільтру по висоті. «Живий» перетин грат становить 45%. Для збільшення

жорсткості листи газорозподільчих решіток мають відбортовані края. Існуючі

електрофільтри механізмами струшування газорозподільних грат не обладнані.

Ізолятори й ізоляторні коробки

Опорні порцелянові ізолятори встановлені в ізоляторних коробках, у яких

розташовані кривошипно-шатунні частини механізмів струшування коронуючих

електродів.

У кожній ізоляторний коробці встановлено механічні заземлювачі, які автоматично

спрацьо-вують при відкриванні дверцят. Крім того, над кожними дверцятами є спеціальні

гвинти для організації тимчасового переносного заземлення.

Кожне електричне поле підтримується чотирма ізоляторами, розташованими в

ізоляторних коробках. У відповідності з вимогами техніки безпеки ізоляторні коробки

представляють собою окремі осередки, ізольовані від зовнішнього середовища і обладнані

дверцятами та кришками, що забезпечують доступ до ізоляторів для огляду,

обслуговування, ремонту або заміни. У кож-ній коробці є спеціальне пристосування, що

дозволяє тимчасово підвісити систему коронуючих електродів, якщо ізолятор підлягає

заміні.

Ізоляторні коробки обігріваються димовими газами, що проходять через

електрофільтр, що створює усередині них достатню температуру, при якій виключається

конденсація вологи на ізоляторах. Для цієї ж мети, навколо кожного кварцового ізолятора

встановлено чотири електронагрівальних елемента по 0,5 кВт, які включаються в роботу у

міру потреби в літній або зимовий час.

Люки для обслуговування

Для обслуговування внутрішнього механічного устаткування електрофільтрів,

виробництва поточних і капітальних ремонтів, на корпусі електрофільтру встановлюються

люки обслуговування.

На бічних будівництвах корпусу встановлюються сталеві герметичні люки 500x600

мм, через які відкривається доступ до механізмів струшування осаджувальних електродів,

56

через крайні люки - доступ до дифузорів і газорозподільчих грат. На бункерах корпусу

встановлені чавунні герметичні люки 500 мм, за допомогою яких можна ліквідувати

зависання золи в бункерах.

Для доступу до механізмів струшування коронуючих електродів в електрофільтрах

перед-бачені внутрішні майданчика та сходів.

Теплова ізоляція електрофільтрів

Із зовнішнього боку корпуси електрофільтрів покриті тепловою ізоляцією, яка

захищає від температурних деформацій, не допускає появи напружень в зварних швах,

перешкоджає конденсації вологи на внутрішніх стінках корпусів, а також охороняє

обслуговуючий персонал від опіків. Теплова ізоляція виконана шляхом покриття

зовнішніх деталей корпусу, ребер стійок, стінок, ригелів, опорного поясу і ін

мінераловатними плитами. Зовні теплоізоляційний шар оштукатурений, пофарбований

олійною фарбою і покритий листами захисного матеріалу, який захищає її від механічних

впливів і атмосферних явищ.

Очищені димові гази з допомогою димососів транспортуються до димової труби,

через яку спрямовуються в атмосферу.

1.4 Електрична частина

1.4.1 Схема електрична. Існуюча схема видачі потужності

Схема електричних з'єднань Криворізької ТЕС виконана за блоковим принципом:

генератор-трансформатор.

В даний час на електростанції встановлено десять енергоблоків загальною

встановленою електричною потужністю 3000 МВт. Встановлена потужність другої черги

станції -1800 МВт.

Встановлена потужність енергоблока ст.№ 5 - 300МВт. Номінальна потужність

блоку-285 МВт. Енергоблок №5 Криворізької ТЕС знаходиться в експлуатації з 1968р, в

1990р. була виконана реконструкція ТГ. Наработка турбоагрегата №5 після реконструкції

становлює на 01.09.2010 – 103962год. Наработка корпусов - А,Б с паропроводами

составляет с начала эксплуатации 250267год и 246213год соответственно.

Загальна наробітка енергоблока ст. № 5 на 01.09.2010 по корпусам А,Б з початку

експлуатації – 265853год. Після останнього капітального ремонту наробіток

енероенергоблока -103962 годин.

Видача електричної потужності енергоблоками здійснюється на шини розподільних

пристриїв типу ВРП-150 і ВРП-ЗЗОкВ. По повітряних мережах електроенергія

відпускається в енергосистему «Одесаобленерго»: з ВРП-150 кВ по восьми ПЛ-150 кВ; з

ВРП-330 кВ по восьми ПЛ-330 кВ.

ВРП-150 кВ виконано за схемою з двома основними системами шин 1СШ-150 кВ,

2СШ-150 кВ з шинними роз'єднувачами типу РЛНД-150/2000 і однієї обхідної ОСШ-150

кВ з лінійними розъєднувачами типу РЛНД-150/2000. В осередках ВРП-150 встановлені

трансформатори струму типу ТФЗМ-220Б-ГУУ1 (ос. 1,6,8,9,16), типу ТФЗМ-150-1200 / 5

(ос.2-5, 7,10,11,13 - 15), типу ТФНД-150-1200 / 5 (ос.12).

На ВРП-150 кВ в комірках встановлені повітряні вимикачі типу ВВН-154-8 в

осередках 1,4-7,10-13, в осередках № 2,3,8,9,14-16 встановлені повітряні вимикачі типу

ВВШ- 150Б.

На ВРП-150 кВ в осередках № 2-5,10,11,14,15 встановлені конденсатори зв'язку типу

СМР-166 / 3 та високо-частотні загороджувачі типу ВЗ-1000 / 0,5. Ошиновка шин

виконана проводом 2АСО-500.

57

ВРП-330 кВ виконано за схемою з двома основними системами шин 1СШ-330 кВ

секції I і II з секційним вимикачем С-331, 2СШ-330 кВ секції I і II з секційним вимикачем

С-332 і однієї обхідної системою шин ОСШ-330 кВ з секційним роз'єднувачем С -333 .

На ВРП-ЗЗОкВ встановлені лінійні роз'єднувачі типу РНД-330/2000 в осередках №

1,3-16,18-22, в осередках № 1,17 встановлені лінійні роз'єднувачі типу РНД-32-330/3150.

Повітряні вимикачі типу ПВ-ЗЗОБ встановлені в осередках 2,8,9,15-22, в осередках

№ 1,3-7,10-14 встановлені повітряні вимикачі типу ВВН-330-15.

Елегазові вимикачі типу LTB420E2 встановлений у клітинці № 20.

У ВРП-ЗЗОкВ в осередках встановлені високочастотні загороджувачі типу ВЗ-2000 /

0,5 і 1KL015620, конденсатори зв'язку встановлено типів СМР 55/3-0, 0044, СМАВ 166/3-

14 УХЛ1, CMP-110/30, 0064, CMP -166 / 3 -0,014 У1.

Ошиновка шин виконана проводом 2 АСО-300.

Схему електричних з'єднань Криворізької ТЕС см.чертеж 87-240-ТЕО 2-ЕТ Аркуш1.

На всіх енергоблоках Криворізької ТЕС встановлені генератори типу ТГВ-300. На

енергоблоці ст. № 5 встановлено генератор тип ТГВ-300 МВт Харківського заводу

«Електроважмаш»:

Рн = 300 МВт

UH = 20 кВ

cos φ = 0,85

Для підвищення напруги на блоках з генератором встановлені блокові силові

трансформатори:

Трансформатор ТДЦГ-400000/150 Sн= 400000 кВА, UH = 158 кB, Uk = 11% (Т-2) Uк

= 1 0,9% (Т-I) у кількості 1 шт. на блок ст. № 1 та ст. № 2. Видача електроенергії

виробляється на ВРП-150кВ ос. 8, ос. 6.

Трансформатор ТДЦГ-400000/330 SH = 400000 кВА, UН= 347 кВ в кількості по 1 шт

на блок ст. № 3 --- ст. № 10. Видача електроегнергіі виробляється на ВРП-ЗЗОкВ ос. 5, 6,

9, 10, 15,16, 19, 20.

В якості пускорезервних трансформаторів власних потреб (ВП) на Криворізькій ТЕС

встановлено три трансформатора Т-20, Т-30, Т-40 типу ТРДН-32000/150 SH = 32000 кВа,

Uвн= 158, Uнн = 6, 3-6,3 кВ, UK = 10,5%.

На електростанції встановлені автотрансформатори АТ-1, АТ-2 типу АТДЦТН-

250000/330/150 S н= 250000 кВА, Uвн = 330 кВ, Uсн = 158 кВ, Uнн= 10,5 кВ.

В якості трансформаторів власних потреб (ВП) блоків використовуються

трансформатори з расщепленою обмоткою НН типу ТРДН-32000/35 Sн = 32000 кВА, U =

20/6,3/6,3 кВ, Iн = 924/1468/1468 А, схема з'єднань ∆/∆/∆ -12-12.

Для живлення системы збудження генератора на енергоблоках встановлені

трансформатори збудження ТМП.

На енергоблоці ст. № 5 для живлення системи збудження генератора Г-5

встановлено трансформатор ТМП-5 типу ТМП-3200/20 SH = 2350 кВА, UH = 20 кВ, I н=

67,8 А, UK = 6,65%, схема з'єднань ∆ / Y l1 .

На енергоблоці ст. № 5 з'єднання генератора з блочним трансформатором Т-5 тип

ТДЦГ-400000/330 виконано екранованими струмопроводах типу ТЭКНЕ-20-12500-400У1.

Для захисту від занесення високих грозових потенціалів і комутаційних перенапруг

перед блоковим трансформатором Т-5 по ходу грозової хвилі встановлені розрядники

типу РВМК-330.

1.4.2 Електропостачання споживачів власних потреб

Споживачі електроенергії власних потреб енергоблока ст. № 5 та загальностанційне

на-вантаження живляться від шин блочних розподільних пристроїв 6 і 0,4 кВ

розташованих в машзалі головного корпусу.

58

Робоче живлення секції 5СА і 5СБ КРУ-6 кВ власних потреб енергоблока ст. № 5

здійснене від трансформатора власних потреб Т-25 типу ТРДН-32000/35У1 SH = 32000

кВа U = 20/6,3-6,3 кВ Iн = 924/1468/1468А схема ∆/∆/∆ -12-12.

Резервне живлення споживачів 6 кВ виконано від магістралі резервного живлення

власних потреб б кВ станції, яка живиться від пускорезервного трансформатора власних

потреб Т-30А, Т-30Б типу ТРДН-32000/150 UBH = 158кB UHH = 6,3-6,3 кB S н= 32000

кВа схема Y/∆/∆ - 11-11.

Комплектні розподільні пристрої власних потреб енергоблока ст. № 5 розташовані

на нульовій позначці по ряду «А» і виконані у вигляді двох секцій 5СА і 5СБ з одинарною

системою шин і складається з шаф ЗРП типу K-XXI (вступні) з вимикачами типу ВМП-

10Э і шаф типу К-ХП (фідерні ) з вимикачами типу ВМП-10К. Збірні шини ЗРП-6 кВ

виконані з алюмінію марки AT перетином 100x10.

Основними споживачами електроенергії власних потреб блоку є димососи,

вентилятори, живильні та циркуляційні насоси, електроприводи запірної арматури,

освітлення, зварювальна мережа. Від мережі 6 кВ живляться електродвигуни основних

механізмів технологічної частини блоку потужністю 200 кВт та вище, і трансформатори

власних потреб 6/0,4 кВ.

За котельним відділенням головного корпусу встановлено електрофільтр УГ2-4-53.

Щити 0,4 кВ турбінного та котельного відділень блоку заживлені від силових

трансформаторiв 6 / 0, 4 кВ. Силові трансформатори 6 / 0, 4кВ заживлені від ЗРП-6кВ

головного корпусу.

В якості розподільних пристроїв 0,4 кВ використовуються панелі силові типу ПСН,

силові збірки типу РТЗО, пункти розподільні ПР-9200, силові шафи ШС. Схему

електричних з'єднань 6кВ див. креслення 87-240-ТЕО-пов.1 лист 2.

1.4.3. Електрообладнання КРП-6 кВ:

КРП-6кВ укомплектовані олійними вимикачами з малим об'ємом масла типів ВМП-

10К, ВМП-10Е, МГГ-10. Ізоляційне масло у вимикачах даного типу не є ізолюючим

середовищем, а служить засобом для гасіння електричної дуги в дугогасильних пристроях.

Крім того використовуються вимикачі електромагнітного дуття типу ВЕМ-6, в яких

гасіння дуги здійснюється в дугогасильній камері зібраної з керамічних пластин.

Таблиця 1.12. Основні технічні дані використовуємих масляних вимикачів

№ з /

п Тип МГГ-10 ВМП-10К ВМП-10Е ВЕМ-6

1 Номінальна напру

-га, кВ 10 10 10 6

2 Робоча напруга

максимальна, кВ 11,5 11,5 12

3 Номінальний

струм, А 2000 600 2500 2000

4

Граничний наскріз

ний струм, кА:

ефективний

амплітудний

43,5

75

30

52

20

52

100

5

Струм термічної

стійкості, кА

1сек

43,5

30

59

№ з /

п Тип МГГ-10 ВМП-10К ВМП-10Е ВЕМ-6

4сек

5сек

10сек

30

21

20

14

20 38,5 (40)

6

Номінальний

струм

відключення при

6кВ, МВА

29 19,3 20 38,5

7

Потужність

відклю ченн при

6кВ, МВА

300 200 40

8 Час включення з

приводом, сек. 0,35 0,3 0,35 0,3

9 Час відключення з

приводом, сек 0,12 0,1 0,12 0,08

10 Вага вимикача без

масла, кг 580 140 450 960

11 Вага масла, кг 20 4,5 4,5

12 Тип приводу ПЕ-2 ПЕ-11 ПЕВ-12 ПЕ-21

В осередках КРУ блоків № № 5-10 передбачено блокування, що забороняє

включення вимикача в расфіксірованном положенні візка при включеному вимикачі. У

результаті не допускається закочування візка в робочий стан і викочування з робочого

положення при увімкненому вимикачі.

Стіни і підлоги приміщення виконані з бетону. КРП-6 кВ виконано з осередок типу

К-11.

Вимикачі ВПМ-10К відносяться до рідинних високовольтних вимикачів з малим

об'ємом дугогасильної рідини (трансформаторного масла).

Принцип дії вимикача заснований на гасінні електричної дуги, що виникає при

розмиканні контактів, потоком газомасляної суміші, яка утворюється у результаті

інтенсивного розкладання трансформаторного масла під дією високої температури дуги.

Цей потік отримує певний напрям в дугогасильному пристрої, розміщеному в зоні горіння

дуги.

Управління вимикача ВМП-10К здійснюється електромагнітним приводом типу ПЕ-

11.

Вимикачі типу МГГ-10 відносяться до малооб'ємних масляних вимикачів.

Вимикачі призначені для комутації високовольтних ланцюгів трифазного змінного

струму в номінальному режимі роботи електроустановки, а також для автоматичного

відключення цих ланцюгів при коротких замиканнях і перевантаженнях, що виникають

при аварійних режимах.

Вимикач з´єднюється з приводом ПЕ – 2.

1.4.4 Освітлення

Робоче освітлення

Освітлення Кр.ТЕС складається з робочого і аварійного.

Робоче освітлення є основним видом освітлення та виконано в усіх приміщеннях, а

також на відкритих ділянках території відповідно до норм освітленості. Охоронне і

переносне (ремонтне) освітлення відноситься до робочого.

60

Освітлення бл. 1-10 здійснюється з щитів освітлення, встановлених на щитах

котельного відділення.

Щити освітлення бл.1-4 живляться від тр-рів освітлення 81Т-84Т.

Щити освітлення бл.5-10 живляться з щитів котельного відділення.

Зі щита 0,4 кВ ОВК-1 заживлені щитки освітлення ХВО, службового корпусу,

їдальні, механічної майстерні ЦЦР-3.

Розташування щитків робочого освітлення.

Освітлення машзалу блоків 1-10:

- Стеля - на відм. 9,0 ряд Б;

- Майданчиків ТГ і відм. - 3,3 - на відм. 0,0 ряд Б;

- КРП - 6кВ, АБ і щитів 0,4 кВ м/з у відповідних РП.

Освітлення к/в блоків 1-10:

- Стеля на відм. 9,0 ряд В;

- Корпуси блоків відм. 0,0 на щитах 0,4 кВ к/в, бл.1-10;

- Корпуси блоків відм. 9,0 і вище - на отм.9, 0 і 11,0 ряд В;

У КРП-6кВ бл.1-10, щитах 0,4 кВ м/з, к/в, що мають два виходи освітлення виконано

з двостороннім управлінням.

На КрТЕС виконана мережа освітлення напругою 36В і 12В.

Мережа освітлення напругою 36В застосовується для кабельних тунелів і живлення

ручних переносних світильників.

Мережа освітлення напругою 12В застосовується при роботах в сирих приміщеннях,

в корпусах котлів, в металевих баках і т.ін.

Вимірювання ізоляції стаціонарних понижувальних трансформаторів проводиться 1

раз на рік.

Аварійне освітлення

Аварійне освітлення передбачено в тих приміщеннях, де не допускається

припинення роботи персоналу:

- ЦЩУ, БЩУ 1-5;

- РП 0,4 кВ, КРП-6кВ бл.1-10;

- Щити управління паливоподачі 1,2;

- АБ;

- Машинний зал і котельне відділення бл.1-10;

- АТС;

- ХВО.

Крім цього аварійне освітлення забезпечує безпечну евакуацію людей при

аварійному відключенні робочого освітлення.

Аварійне освітлення живиться від незалежного джерела живлення. Щитки

аварійного освітлення за бл.1-10 заживлені з панелей аварійного освітлення.

Розташування та живлення панелей аварійного освітлення.

№бл. Розташування Живлення

1 1 НК ОЩПС

2 2 НК БЩПС-1

3 Щит п / п бл.3 БЩПС-2

4 Щит п / п бл.4 БЩПС-2

5, 6 БЩУ-3 БЩПС-3

7, 8 БЩУ-4 БЩПС-4

9, 10 БЩУ-5 БЩПС-5

Розташування щитків аварійного освітлення з найменуваннями приєднань вказані в

схемах аварійного освітлення бл.1-10.

61

Щитки аварійного освітлення. Щитки аварійного освітлення блоків розташовані:

- М/з - від.9 ряд Б;

- КРП, АБ і щитів 0,4 кВ м/з - до КРП відповідних блоків;

- Котельного відділення - на зовнішній стіні БЩУ бл.1-10 в котельному відділенні на

відм. 9.0.

На ЦЩУ і БЩУ 1-5 встановлені щитки аварійного освітлення щитів управління, які

безпосередньо живлять від відповідних щитів постійного струму.

Щитки аварійного освітлення паливоподачі № 1 заживлені з панелі аварійного

освітлення блоку 1, паливоподачі № 2 - із щита 4НД.

У нормальному стані панелі аварійного освітлення живляться змінним струмом з

щитів освітлення відповідних блоків. При аварійному режимі (при зникненні змінного

струму) відбувається автоматичне перемикання на постійний струм.

Приєднання до мережі аварійного освітлення переносних трансформаторів та інших

видів навантажень, що не відносяться до цього висвітлення, забороняється.

1.4.5 Коротка технічна характеристика кабельних мереж

На першій черзі Криворізької ТЕС знайшли найбільш широке застосування кабелі

типів ААБГ і АСБГ, на другій черзі - ААШв і АВВГ, трьох і чотирижильні, перетином

жил від 4 до 240мм², на напруги 0,4 кВ та 6 кВ.

При маркуванні кабелів прийняті наступні позначення:

Перша літера - «А» - алюмінієва жила. Відсутність «А» в марці кабелю означає

наявність мідної жили.

Друга літера «А» або «С» - оболонка алюмінієва або свинцева, «В» - оболонка з

полівінілхлоридного пластику. «Ц», «Р», «В», «П» - ізоляція відповідно: паперова,

просочена нестекающім складом: гумова, полівінілхлоридні, поліетиленова. Відсутність

букви означає паперову просочену ізоляцію.

«Б», «П», «К» - броня зі сталевих стрічок, сталевих плоских дротів, сталевих круглих

дротів.

«Н», «Шп», «Шв» - зовнішні покриви, «Г» - відсутність зовнішнього покриву.

Допустимі навантаження кабельних ліній:

Тривало допустимі температури струмоведучих жил не повинні перевищувати для

кабелів з гумовою ізоляцією 65°С, для кабелів з паперовою ізоляцією на напругу до 3кВ -

80°С, на напругу 6 кВ - 65°С.

При визначенні тривало допустимих навантажень приймаються

середньорозрахункови температури повітря +25° С, землі +15° С, а також поправочні

коефіцієнти на струми для кабелів в залежності від температури навколишнього

середовища, від питомого теплового опору землі, від кількості поруч прокладених кабелів

згідно ПУЕ.

Тривало допустимі навантаження записуються в паспорти кабельних ліній

1.5 Короткий опис допоміжного устаткування:

Управління енергоблоком здійснюється з блочних щитів керування ( один щіт на

два блоки) .З них ведеться управління роботою котлоогрегата, турбоагрегата,

трансформаторів, а також живильних насосів і іншого допоміжного устаткування.

Управління роботою загальностанціонного устаткування і відкритих розподільчих

пристроїв здійснюється з центрального щіта керування. Для кожного енергоблока

автоматизовані: процеси горіння, живлення регулювання температури пару, системи

збудження турбогенератора, включення резервного устаткування, повторного включення

62

ліній електропередач, резервування відключення повітряних вимикачів. Передбачені

технологічна і аварійна сигналізація порушення нормальної роботи устаткування і ходу

технологічних процесів. Локалізації аварій і попередження пошкодження устаткування

забезпечується комплексом пристроїв технологічного захисту.

1.5.1 Водопідготовчі установки

Існуючий стан

Існуюча водопідготовка Криворізької ТЕС, побудована в три етапи в 1961-1971

роках, забезпечує підживлення енергетичних блоків знесоленої водою і підживлення

тепломережі зм'якшеної водою.

До складу водопідготовки входять:

- передочистка;

- установка для приготування знесоленої води;

- установка пом'якшеної води для підживлення тепломережі;

- установки для знезалізнення та знесолення турбінного конденсату (УОТК);

- склад рідких реагентів;

- хімічні лабораторії.

Проектна продуктивність установки для приготування знесоленої води складає - 350

м3/год.

Вихідною водою є вода Криворізького водосховища.

Існуюча установка для приготування знесоленої води Криворізької ТЕС працює за

схемою: коагуляція в освітлювачах, фільтрація на механічних фільтрах, триступеневе

знесолення на іонітних фільтрах.

Установки для знезалізнення та знесолення турбінного конденсату (УОТК)

передбачені на кожному енергоблоці. Проектна продуктивність УОТК - 900-950 м3 / год

Блокова знесолюючої установка (БОУ) енергоблока 300 МВт продуктивністю 800 т /

год призначена для очищення конденсату турбіни, а також конденсату, що повертається з

систем власних потреб (ущільнення ПЕН, ТПН, дренажів та інші) від продуктів корозії і

солей з метою забезпечення норм якості живильної води.

Установки працюють за схемою: обеззалізювання на водень-катіонітних фільтрах,

знесо-лення конденсату на фільтрах змішаної дії з виносною регенерацією. Регенерація

іонітних смол фільтрів змішаної дії виконують на регенераційної установці, що

складається з фільтру-регенератора (на кожну УОТК) і реагентного вузла. На

Криворізької ТЕС передбачено два реагентних вузла: перший - для блоків № № 1-4 і

другий - для блоків № № 5-10.

БОУ розрахована на 100% пропуск конденсату турбіни і складається з п'яти «Н»-

катіонітових фільтрів і п'яти фільтрів змішаної дії (ФСД) - на блоках № № 1 ÷ 7, 5Нкат. і 6

ФСД бл. № 8, 5Н-кат. і 3 ФСД на блоках № 9 ÷ 10.

Проектна продуктивність БОУ 800 т/год, технологічна схема наступна: весь

конденсат з конденсатора турбіни насосами знесолюючої установки (КН 1 ст.) подається

на «Н»-катіонітових фільтри, потім на ФСД, після чого направляється на всмоктування

конденсатних насосів турбіни КН П ст. і далі в тракт ПНТ.

При необхідності можна подавати конденсат повз «Н»-катіонітових фільтрів на ФСД

або через «Н»-катіонітових фільтри повз ФСД на всмоктування конденсатних насосів.

Крім того схемою передбачена подача конденсату крім БОУ.

1.6 Системи управління технологічним процесом

1.6.1 Існуючий стан:

Блок № 5 оснащений наступними засобами вимірювання, морально і фізично

63

застарілими, які виробили свій ресурс, запчастини до них заводами-виробниками не

випускаються: прилади типу РП-160, ПСР, ППР, ДСР, ДПР, МСР, ЕПП, КСП, ОПР, ТКП-

160 Ш-69000, Л-64, М-64; перемикачі точок виміру ПТІ-20М; кіслородоміри МН-5130

газоаналізатори АГ0012, АГ0011; прилади хімічних вільного контролю АК-310, рН 220.2,

pNa 201 система підготовки проб СУПП. Датчики ПЕД, ДМ, ДКО, «Сапфір»; манометри

ОБМ, МТП, ЕКМ; термоелектричні перетворювачі ТХА, ТХК; термометри опору фізично

зношені, мають погіршені метрологічні характеристики. З'єднувачі, відбірні устрої,

імпульсні лінії фізично зношені, схильні до корозії. Устройство контролю вібрації ВВК-

331 не відповідає вимогам ГОСТ 25364.

Наступна електроапаратура, морально і фізично зношена, виработала свій ресурс:

реле проміжні РМУГ-46, РЕЗ-8, МКУ-48, РП-23, РП-25, РП-252, РПУ, РКМ; реле вказівні

РУ-21; реле часу ЕВ-133, ЕВ-143, ВЛ-27, ВЛ-69; табло світлове ТСБ, ТСМ, ТСС-66Р;

плати ключів; міліамперметр М4205; ключі управління ПМОВ, КВ, КФ і т.д .

В даний час на блоці експлуатується близько 200 електроприводів, на яких

встановлені зношені плоскі коробки кінцевих вимикачів, що призводить до неточності

спрацьовування кінцівих вимикачів і пошкодження арматури.

Система управління реалізована на релейної апаратурі з індивідуальним управлінням

від ключий з блочного пульта всіма виконавчими пристроями. Апаратура морально і

фізично заста-ла, виробила свій ресурс. Електричні схеми управління в процесі

експлуатації доповнювалися і на даний момент не забезпечують надійного ведення

технологічних процесів.

У системі дистанційного управління застосована наступна апаратура, що вимагає

заміни слідством технічного зносу: виконавчі механізми МЕОК; автоматичні вимикачі

АП-50; магнітні пускачі ПМЕ; ключі управління ПМОВ; реле РТ-40, РП-25; арматура

сигнальна АСКМ; кнопкові пости ПКЄ ; коробки кінцевих вимикачів ВП-4 і т.д.

Засувки розміщені в зонах підвищених температур і пилу, внаслідок чого возріс знос

апаратури, електричної ізоляції, проводів вторинної комутації.

Система автоматичного регулювання енергоблока виконана на базі фізично

зношеної, застарілої та знятої з виробництва апаратури: регулюючих приладів РПІБ,

РПІК, Р27.1; дифе-ренціаторів ДЛ-Т; датчиків типу ПЕД, ДМ; колонок дистанційного

управління КДУ; пускачів типу ПБР, МКР , ПМЕ; блоків управління БУ-21; індикаторів

положення ІПУ, дуп-М; виконавчих механізм МЕОК (частково) і т.д.

Кабельні траси блоку № 5 відкритого типу, прокладені поблизу основного

обладнання, в зонах підвищених температур, в незручних для обслуговування місцях.

Внаслідок тривалої експлуатації контрольні кабелі та компенсаційні проводи фізично

зношені, не відповідають технічним умовам (порушена ізоляція оболонки і жил) і надалі

не зможуть забезпечити надійну експлуатацію основного устаткування.

СКУ блоку № 5 знаходиться в експлуатації протягом декількох встановлених

термінів, фізично зношена, більшість апаратури застаріло та знято з виробництва,

запчастини для її ремонту відсутні. По ряду вимог СКУ не відповідає чинним

нормативним документам, не забезпечуючи при цьому необхідну якість автоматизованого

управління блоком.

Існуюча система контролю і управління (СКУ) реалізована на базі застарілої

апаратури без застосування засобів обчислювальної техніки і виконує функції

технологічного контролю, сигналізації, дистанційного керування з кнопковими постами

управління, автоматичного регулювання, захисту і блокувань основного і допоміжного

устаткування.

Управління енергоблоком проводиться з блокового щіта управління (БЩУ). Для

оперативного управління енергоблок оснащений наступними засобами автоматизації:

- релейні схеми технологічного захисту і блокувань;

- аварійна і технологічна сигналізація (індивідуальні і групові табло світлової

сигналізації, звукова сигналізація);

64

- індивідуальні ключі управління і задавальні пристрої регуляторів;

- показувальні і реєструючи контрольно-вимірювальні прилади тепломеханічних і фізико-

хімічних параметрів.

1.6.2 Опис існуючих систем автоматичного регулювання (АСР):

АСР виконаний на базі апаратури, до складу якої входять:

регулюючі прилади Р-27;

Як первинні перетворювачі використовуються термоперетворювачі градуювання

ХА, ХК, індукційні датчики з вихідним сигналом змінного струму типу МЕД, ДМ, ДММ.

Як виконавчі механізми застосовуються МЕО, вбудовані виконавчі механізми, що

поставляються комплектно з регулюючим органом.

Регулюючі органи – голчаті, шиберні, поворотні клапани, що направляють апарати,

пристрої і механізми для зміни числа обертів ЖЕН, ЖТН.

Для контролю за переміщенням регулюючого органу застосовується індикатор

положення уніфікований ІПУ.

Зміна завдання, перемикання режимів роботи (автоматичне – дистанційне), індикація

проходження команд управління «більше» - «менше», дистанційне управління

регулюючим органом здійснюється за допомогою блоку управління БУ -21.

Безконтактне управління виконавчими механізмами виконано на базі підсилювачів

типу ПБР, контактне – на базі пускачів типу ПМЕ-211, МКР, і реле типу РП-25, РП-256.

1.6.3 Опис існуючої системи технологічних захистів і блокувань (СЗіБ):

До складу технічних засобів захистів входять релейні пристрої типу РП-23, РП-

25,РП-251,РП-252;РУ-21,РВ-143;РВ-133;РВ-113 та інші, що реалізовують логічну частину.

1.6.4 Опис існуючого програмно-технічного комплексу інформаційно-

обчислювальної системи (ПТК ІОС):

На блоці встановлена інформаційно-обчислювальна система (ІОС) на базі

мікропроцесорних субкомплексів контролю і управління (МСКУ) і промислових IОM

сумісних робочих станцій відображення, архівації технологічних параметрів, розрахунку

прикладних задач.

ІОС виконує наступні функції:

збір і первинну обробку інформації;

відображення технологічних параметрів оперативному персоналу енергоблока про

стан основного і допоміжного обладнання;

технологічну сигналізацію при виході параметрів за уставки;

архівацію даних при стаціонарних і перехідних процесах на енергоблоці;

розрахунок техніко-економічних показників на оперативному і звітному інтервалах;

розрахунок технологічних параметрів, що не вимірюються;

ідентифікацію стрибка вібрації опор підшипників ТГ;

обмін інформацією з ПТК АСУ ТП ТЕС, ОІК ДНЕС.

МСКУ виробництва ЗАТ «Імпульс» м. Сєвєродонецьк, робочі станції відображення,

архівації і обробки даних побудовані на базі 286 і 486 процесорів, які працюють під

управлінням дискової операційної системи (MS DOS).

65

1.6.5 Опис існуючих систем віброконтролю і механічних величин ТГ, ЖЕН, ЖТН:

Віброконтроль ТГ здійснюється за допомогою пристрою контрольно-сигнального

вмконаного на базі первинних датчиків вібропереміщення типу СВ та вторинного приладу

ЕП-09(реєстратор).

Віброконтроль ЖЕН та ЖТН відсутній.

Опис системи віброконтролю допоміжних механізмів (ДВ, ДРГ, МВ).

В даний час на Криворізькій ТЕС відсутні стаціонарні системи віброконтролю

допоміжних механізмів ДВ-А, Б; ДРГ-А, Б; МВ-А, Б. Перевірка вібраційного стану

допоміжних механізмів проводиться згідно з графіком та персоналом за допомогою

переносних вібровимірювальних приладів.

1.6.6 Опис існуючої системи виявлення розриву труб (ВРТА):

Виявник розриву труб акустичний ВРТА призначений для видачі інформації про

виникнення свищів і розривів труб пароводяного тракту котлоагрегату і використовується

в системі сигналізації енергетичних пристроїв (котлоагрегатів).

До складу комплекту ВРТА входять:

- датчик АДР – 1 шт;

- сигналізатор РТ-1 – 1 шт.

- блок виявлення відмов датчиків – 1 шт.

На енергоблоці встановлено 4 комплекти (по 2 (два) на кожний корпус котла).

1.6.7 Опис існуючої системи вимірювання рівня пилу в бункерах (ЖСВ):

Вимірювання рівня пилу в бункері пилу проводиться машиністом котлоагрегату

натисненням кнопки «ПУСК» на пульті оперативного контура управління БЩУ. При

цьому відбувається подача команди на опускання «зонда» в бункер пилу, одночасно

починається відлік пройденої відстані з індикацією на блоці індикації вимірника рівня.

При досягненні «зондом» поверхні пилу відбувається ослаблення подаючого троса, що

викликає спрацювання шляхового вимикача, «зонд» підіймається в початкове положення,

на блоці індикації відображується рівень в бункері пилу. Повторне вимірювання

відбувається шляхом подачі управляючого імпульсу натисненням кнопки «ПУСК».

Пристрій виконаний на базі виконавчого пристрою типу МЕО.

1.6.8 Опис існуючої системи технологічної сигналізації (СС):

Технологічна сигналізація відхилення технологічних параметрів за уставки виконана

у вигляді індивідуальної технологічної сигналізації.

1.6.9 Індивідуальна технологічна сигналізація:

Індивідуальна технологічна сигналізація виконана від штатних приладів КВП.

При виході контрольованого параметру за уставку:

спрацьовує звуковий сигнал і «спалахує» індивідуальне табло ТС;

Існуюча схема технологічної сигналізації забезпечує:

повторність дії звукового сигналу у разі виникнення нової першопричини за

наявності діючих, вже прийнятих сигналів і його автоматичне знімання;

переривисте свічення (мигання) кожного індивідуального світлового сигналу, що

знов з'явився, до ухвалення його оператором (нажаттям кнопки «Зняття мигання»);

66

припинення мигання індивідуальних світлових сигналів, перехід їх на рівне

свічення після ухвалення сигналів оперативним персоналом;

припинення дії індивідуального світлового сигналу при зникненні першопричини

сигналізації;

можливість першопричини періодичного опробування справності дії світлової

сигналізації, пристрою миготливого світла;

можливість періодичної перевірки справності ламп сигнальних табло.

Технологічна сигналізація блоку розділена на п'ять ділянок:

ділянка №1 – оперативний контур(генератор-трансформатор), має 72 табло типу

ТСБ на панелі №1;

ділянка №2 – оперативний контур(турбіна), має 100 табло типу ТСС на панелях

№2– 5, №14;

ділянка №3 – оперативний контур(котел), має 120 табло типу ТСС на панелях№6 –

11;

ділянка №4 – аварійна сигналізація, оперативний контур має 76 табло типу ТСБ на

панелях №2-9;

ділянка №5 – сигналізація відключення механізмів.

Ділянка№6 - сигналізація контроля живлення кафів,панелей та інших

єлектропристроїв ТАВ має 50 табло типу ТСС на панелі 18 ,БЩУ.

Схема мигання виконана на базі реле ІПР-8(пульс реле).

Звукова сигналізація виконана на базі реле імпульсної сигналізації РИС-Э2М, реле

РП-251, РП-252, дзвінок ЗВОФ-2, ревун РВФГ-2.

1.6.10 Опис існуючих інформаційно-вимірювальних систем (ІВС). Контрольно-

вимірювальні прилади для вимірювання тиску, перепаду, розрідження, витрати і

кількості рідин і газів, рівня рідин і температури:

За проектом на енергоблоці №5 для вимірювання технологічних параметрів були

встановлені прилади типу ДСР, ДПР, МСР, ПСР, ППР, МПР,ЕПП і первинні

перетворювачі типу ДМ, МЕД, термоперетворювачі опору, термоелектричні

перетворювачі.. Для вимірювання параметрів водно-хімічного режиму пароводяного

тракту котла застосовуються кондуктометри АК-310 з пристроями підготовки проб,

аналізатори pNa-201, рН-метри, газоаналізатори АГ0012,АГ0011. Зараз всі ці прилади

застаріли, зняті з виробництва, запасні частини до них не випускаються.

1.6.11 Реєстратор спрацювання технологічних захистів МАС-Р3:

МАС-Р3 (м.Харків) виконує реєстрацію зміни стану технологічних захистів, архівація

не виконується. Пам'ять приладу утримує тільки 200 останніх сигнали. Пристрій друку

переносний типу МС, (підєднується при необхідності)

1.6.12 Обґрунтування модернізації системи контролю і управління:

У сучасних системах управління застосування датчиків тиску, витрати, рівня з

ненормованими вихідними сигналами і вимірювальних каналів, метрологічні

характеристики яких не відповідають вимогам сучасних нормативів, діаграмних стрічок,

як носіїв інформації, неприпустимо.

Також небажане збереження дистанційного керування за допомогою кнопкових

пультів за винятком найвідповідальніших ключів управління і вторинних приладів (не

більше 5%), необхідних для аварійного останову енергоустаткування.

67

Технологічний захист, АВР і блокування, виконані на релейній апаратурі, не

дозволяють організувати реєстрацію аварійних ситуацій, необхідну для проведення

оперативного і достовірного аналізу аварії, а технологічна сигналізація, що включає

тільки попереджувальну і аварійну складові, недостатня для попередження аварійних

ситуацій.

Морально застаріло автоматичне регулювання. Для розширення діапазону

регулювання енергетичного устаткування і вирішення нових завдань автоматичного

управління (оптимізація процесу спалювання, зниження шкідливих викидів, регулювання

потужності енергоблока і так далі) необхідне ускладнення алгоритмів роботи структурних

схем.

Неминуче при цьому збільшення кількості модулів і дротяних зв'язків приводить до

шипінню надійності і збільшенню проблем експлуатації. Застосування сучасних засобів

мікропроцесорної техніки дозволяє вирішувати ці завдання.

Передбачається реконструкція енергоблока з повною заміною існуючих засобів ЕУ і

створенням АСУ ТП у повному обсязі. При цьому будуть поліпшені ключові показники

устаткування: коефіцієнт готовності - за рахунок оперативної діагностики стану; проектна

- за рахунок оптимального ведення режиму, надійність.

Мета створення АСУ ТП блоку - створення високоефективної, цифрової,

розподіленої інформаційно-керуючої системи на базі програмно-технічного комплексу

(ПТК), спроможній підвищити надійність і економічність роботи технологічного

устаткування і забезпечити управління блоком у всіх режимах роботи.

При цьому вирішуються наступні завдання:

- забезпечення надійної експлуатації, досягнення проектних техніко-економічних

показників роботи енергоблока і зменшення аварійності;

- забезпечення ефективної участі устаткування, що автоматизується, в управлінні

параметрами режиму енергосистеми;

- зниження експлуатаційних витрат і збільшення міжремонтного періоду,

об'єктивна оцінка ефективності використання устаткування, потреби в проведенні

ремонтних робіт;

- зменшення вірогідності невірних дій оперативного персоналу, їх об'єктивна

оцінка, підвищення комфортності роботи персоналу;

- інформаційне забезпечення виробничо-технічної діяльності експлуатаційного

персоналу.

1.6.13 Функції АСУ ТП:

Функції, що управляють, АСУ ТП:

- дистанційне керування запірними, регулюючими органами і механізмами;

- технологічні захисти основного і допоміжного устаткування;

- блокування основного і допоміжного устаткування, автоматичне введення резерву

механізмів власних потреб;

- автоматичне регулювання технологічних параметрів основного і допоміжного

устаткування, регулювання потужності енергоблока;

- управління найбільш трудомісткими пусковими операціями - розжигом і навантаженням

казана, розворотом турбіни, підключенням підігрівачів високого тиска;

- автоматичне управління турбіною у всіх режимах роботи енергоблока у взаємодії з

котельним регулятором потужності, системою автоматичного регулювання частоти і

потужності;

- дистанційне керування вимикачами генератора, трансформаторів, АГП,

автосинхронізатором.

68

1.6.14 Інформаційні функції АСУ ТП:

- збір, перетворення і аналіз інформації;

- представлення інформації у вигляді фрагментів мнемосхем, захисту, блокувань і

сигналізації, гістограм, таблиць, графіків;

- технологічна (аварійна і попереджувальна) сигналізація;

- реєстрація інформації і ведення безперервного архіву;

- автоматичну реєстрацію відхилень кожного параметра від норми, з реєстрацією часу

виходу з норми, а також часу повернення в норму даного сигналу;

- ведення єдиного часу по всіх таймерах; інтерфейс з суміжними системами.

1.6.15 Допоміжні функції АСУ ТП:

- ведення неоперативної бази даних;

- довідкова інформація ; зберігання алгоритмічного і програмного забезпечення;

- обробка і зберігання результатів метрологічної атестації і перевірки каналів введення

аналогової інформації;

- діагностика елементів устаткування СКУ і тестування програмного забезпечення;

- налаштування ПТК і налагодження алгоритмів;

- прокрутка виконавчих механізмів під час проведення регламентних і ремонтних робіт;

- організаційно-технічні заходи по захисту інформації від несанкціонованого доступу.

1.6.16 Технічна структура АСУ ТП:

Передбачається багаторівнева система програмно-технічного комплексу (ПТК) АСУ

ТП, що включає периферійні пристрої (польовий рівень), нижній і верхній рівні.

Периферійні пристрої (польовий рівень) включає датчики, реле, електрифіковану

арматуру (запірну і регулюючу) виконавчі механізми, клапани з приводами, соленоїди зі

всіма необхідними кабелями, клемними коробками і шафами, стендами, імпульсними

лініями, вентилями, монтажними матеріалами і так далі

Нижній рівень (HP) системи виконує функції введення/виводу інформації,

регулювання, управління і контролю і реалізований на базі шаф управління (ШУ). ШУ

сертифіковані за стандартом безпеки SIL3, пройшли метрологічну сертифікацію, мають

сучасну архітектуру з резервованими центральними IBM-сумісними лроцесорами в

стандарті РС 104, резервованими шинами обміну даними з модулями вводу/виводу на базі

інтерфейсу RS-485, резервованими джерелами живлення і модулями (субблоками) зв'язку

з об'єктом.

Модулі введення/виводу забезпечують:

- гальванічну розв'язку вхідних/вихідних електричних сигналів; введення інформації

від датчиків уніфікованого струмового сигналу;

- введення/вивід дискретної інформації типу «сухий» контакт (=24В; 220В, 50Гц),

сигналів = 24 Ст.

Верхній рівень (ВР) виконує функції управління на БЩУ, забезпечує взаємодію

операторів-технологів і інженерного персоналу з керованим технологічним

устаткуванням, організацію роботи системи на енергоблоці і її зв'язок з

загальностанційним рівнем і реалізований на базі промислових персональних комп'ютерів

та мережевих засобів.

Передбачено, що верхній рівень включає:

- інженерну станцію;

- операторські станції;

- екран колективного користування;

- мережеве устаткування;

- джерела безперебійного електроживлення;

- автоматизовані робочі місця начальників цехів;

69

- дубльований сервер бази даних;

- дубльований сервер додатків;

- допоміжний сервер, обслуговуючий принтери; —принтери: кольоровий, чорно-

білий.

У системі реалізований принцип єдиноразового введення інформації в ШУ. Обмін між

ШУ х верхнім рівнем передбачений по дубльованій мережі 100 Мбіт Ethernet.

Передбачено, що основний контроль і управління на БЩУ здійснюються з

операторських станцій з використанням дисплеїв і маніпуляторів типу «трекбол».

Електроживлення змінним струмом 220В технічних засобів АСУ ТП здійснюється від

секцій особливо відповідальних споживачів 0,4 кВ енергоблоків.

У складі АСУ ТП передбачена установка пульта аварійного управління (ПАУ) (у

оперативному контурі БЩУ) для забезпечення технічної можливості останову блоку

оператором при аварії, коли управління з ПТК неможливе.

Для цього на пульті передбачається розміщення показуючих приладів, що

представляють інформацію по основних технологічних параметрах. Також на ПАУ

встановлений ключ останову блоку, сигнал управління з якого видається в ПТК. Його

призначення в екстрених випадках, пов'язаних з серйозними порушеннями в

технологічному процесі і/або роботі технологічного устаткування, але не ПТК, швидко

(шляхом одного повороту ключа) зупинити блок по циклограмі, що реалізовується

працюючими програмно-технічними засобами ПТК.

Команди від ключів аварійного пульта поступають у виконавчі схеми електроприводів

арматури і двигунів паралельно з командами ПТК. Інформація про положення ключів

ПАУ реєструється в ПТК.

Передбачене розміщення основних елементів ПТК АСОВІ ТП (шафи контролерів,

комунікаційні шафи, автоматизовані робочі місця і тому подібне) в блоковому щиті

управління (БЩУ). Для забезпечення вимог по ергономіці застосовуються спеціальні

столи і крісла.

1.6.17 Функціональна структура АСУ ТП ПТК включає наступні системи:

- система технологічного захисту і управління пальниками казана (ТЗК);

- система технологічного захисту турбіни, блоку (ТЗТ);

система автоматичного регулювання і управління казана (АРК);

- система автоматичного регулювання і управління турбіни (APT);

- система дистанційного керування казана (СДУ);

- система дистанційного керування турбіни (СДТ);

- електрогідравлічна система регулювання турбіни (ЕГСР);

- система управління допоміжними підсистемами (в т.ч. електричною частиною)

До модернізації СКК входить: виконання модернізації систем сигналізації,

автоматичних систем регулювання котельного і турбінного відділень енергоблока,

інформаційно-обчислювальної системи, обладнання вимірювання температури, витрати( в

т.ч. витрати газу і мазуту), рівня, тиску, хімгазового аналізу котельного і турбінного

відділень з упровадженням САР турбіни, системи автоматичного регулювання

продуктивністю пиложивників з частотним регулюванням числа обертів, упровадженням

автоматичної системи регулювання частоти і потужності енергоблока.

Впроваджувальні засоби контролю і управління повинні бути побудовані на базі

багатофункціональної, розподіленої, вільно програмованої автоматизованої системи,

розрахованої на тривале функціонування в режимі реального часу і реалізовуючої

необхідні функції збору обробки і представлення інформації, а також функції управління,

регулювання і сигналізації.

Система контролю і управління енергоблока ст.№5 Криворізької ТЕС за наслідками

модернізації повинна забезпечити наступний об'єм автоматизації:

70

введення і первинну обробку інформації;

відображення інформації оперативному персоналу енергоблока;

подачу на виконавчі механізми (ВМ) команд управління;

дистанційне управління ВМ, по командах оператора БЩУ відповідно до заданих

пріоритетів;

виконання автоматичного регулювання, дистанційне і автоматичне керування

регулюючими клапанами;

аварійну і попереджувальну технологічну сигналізацію, сигналізацію несправностей

АСК ТП;

діагностику технічних засобів АСУ ТП;

реєстрацію тепломеханічних і електричних параметрів і дискретної інформації;

розрахунок ТЕП і параметрів, що не виміряються, на оперативному і звітному

інтервалах;

архівація і документування інформації;

обмін інформацією між компонентами АСУ ТП і зовнішніми системами;

зміна активної потужності в діапазоні регулювання 65-100% по командах

експлуатаційного персоналу;

обробку і представлення результатів випробування технологічного обладнання.

стабілізацію навантаження і технологічних параметрів на заданому рівні;

регулювання теплового навантаження, потужності енергоблока, з можливістю

інтеграції моніторингу участі енергоблока в первинному і вторинному регулюванні

частоти і потужності енергосистеми;

Слід зазначити, що в даному документі не пред'являються вимоги до всіх без

виключення компонентів і характеристик СКУ. Проте система, що поставляється, повинна

відповідати всім вимогам цього документа. Всю повноту відповідальності за розробку і

поставку комплектної АСУ ТП несе Підрядник.

Підрядник повинен прийняти характеристики місцевих умов майданчика будівництва.

Підрядник повинен виконати розміщення ПТК в приміщенні існуючого БЩУ енергоблока

ст.№5, на місцевих щитах і в необхідних випадках - в безпосередній близькості від

обладнання.

Підрядник вивчить представлені в документах конкурсних торгів креслення, а також, у

разі потреби, уточнить існуючу ситуацію на місці при відвідуванні електростанції до

терміну подачі пропозицій конкурсних торгів.

2.ЗАГАЛЬНИЙ ОБСЯГ РОБІТ ПРЕДМЕТА ЗАКУПІВЛІ

2.1 До обсягу предмету закупівлі входять наступні роботи:

- розробка завдання на проектування стадії «Проект» та «Робоча документація» та

надання замовнику на розгляд та затвердження;

- відповідно до затвердженого замовником завдання на проектування та з дотриманням

діючих будівельних норм проектування енергетичних об’єктів та ГКД 34.20.661-2003

«Правила організації технічного обслуговування і ремонту обладнання, будівель і споруд

електростанцій і мереж» розробка стадії «Проект» та «Робоча документація». Кошторисна

частина стадії «Проект» та «Робоча документація» розробляється з дотриманням вимог

ДБН Д.1.1-1-2000, з використанням програмного комплексу «Строительные технологии-

Смета» та надається Замовнику у 4-х паперових екземплярах та додатково електронна

версія, файл з розширенням .cmq;

- розробка конструкторської документації для виготовлення обладнання;

- виготовлення та постачання обладнання;

- розробка у відповідності до ДБН А.3.1-5-96 проекту виконання робіт, погодження

71

його з замовником та генеральним проектувальником;

- виконання повного комплексу будівельно-монтажних та пусконалагоджувальних

робіт;

- підготовка та здача Замовнику виконаних робіт з предмету закупівлі, відповідно до

«Порядку прийняття в експлуатацію закінчених будівництвом об’єктів», затвердженого

Постановою Кабінету Міністрів України 13.04.2011 №461 та ГКД 34.20.661-2003

«Правила організації технічного обслуговування і ремонту обладнання, будівель і споруд

електростанцій і мереж» та участь у здачі повного комплексу робіт з технічного

переоснащення енергоблока ст. №5. Гарантійні зобов’язання Учасника (переможця торгів)

перед Замовником щодо виконаних робіт наступають з дати введення об’єкту в

експлуатацію.

Обсяг проектування, якість виконання робіт та комплектність проектно-кошторисної

документації стадії «Проект» та «Робоча документація» повинні відповідати завданню на

проектування, затвердженому Замовником, вимогам ДБН А.2.2-3-2004 «Склад, порядок

розроблення, погодження та затвердження проектної документації для будівництва».

Робочі креслення розробляти згідно з вимогами нормативних документів – комплексу

А.2.4 «Система проектної документації для будівництва» (СПДБ).

Необхідні інженерні вишукування, у тому числі обстеження несучих конструкцій

об’єкту технічного переоснащення, виконувати в обсязі предмету закупівлі. Розробляти

робочу документацію та виконувати будівельно-монтажні роботи необхідно з

дотриманням вимог НАПБ 05.028-2004 «Протипожежний захист енергетичних

підприємств, окремих об'єктів і енергоагрегатів», НАПБ 05.030-2001 «Інструкція з

проектування та експлуатації протипожежного захисту машзалів ТЕС», «Інструкція із

захисту автоматичними установками водяного пожежогасіння кабельних споруд», НАПБ

В.05.023-2001/111 «Інструкція із застосування вогнезахисних покриттів кабелів в

кабельних спорудах», а також інших чинних нормативних документів.

Учасник (переможець торгів) надає Замовнику гарантійні зобов’язання щодо

негайного безоплатного виправлення помилок у розроблених стадіях «Проект» та «Робоча

документація», коригування проектних рішень по зауваженням спеціалістів служб

замовника, експертних органів та генерального проектувальника.

При розробці завдання на проектування, виконання проектно-вишукувальних робіт,

на стадії «Проект», виготовлення робочої документації (РД) учасник повинен

дотримуватися актів технічного стану обладнання Криворізької ТЕС представлених в

ТЕО: 87-239-ТЕО 1.1.1. «ВАТ «Дніпроенерго» Криворізька ТЕС. Технічне переоснащення

енергоблока ст.№5 . Техніко-економічне обґрунтування. Додатки», проектних рішень,

передбачених техніко-економічним обґрунтуванням, розробленим СО ДПР НДІ

«Теплоелектропроект» ПАТ «Донбасенерго», вихідних даних, передбаченими цією

технічною частиною документації конкурсних торгів. Всі технічні рішення на стадії

«Проект» та «Робоча документація» попередньо узгоджувати з Замовником.

Об’єми робіт, які заплановані по кожному виду робіт, можуть бути уточнені за

результатами дефектації устаткування при розробці проектно-кошторисної документації

стадії «Проект» і «Робоча документація».

До початку виконання робіт Учасник (переможець торгів) повинен вивчити і

прийняти до уваги характеристики майданчика будівництва та умови виконання робіт на

діючому підприємстві.

Позовна давність для вимог, що випливають з неналежної якості виконаних

Учасником (переможцем торгів) будівельно-монтажних робіт, визначається з дня

прийняття робіт замовником і становить:

- один рік - щодо недоліків некапітальних конструкцій, а у разі якщо недоліки не могли

бути виявлені при звичайному способі прийняття роботи, - два роки;

- три роки - щодо недоліків капітальних конструкцій, а у разі якщо недоліки не могли

бути виявлені при звичайному способі прийняття роботи, - десять років;

72

- тридцять років - щодо відшкодування збитків, завданих замовникові протиправними

діями підрядника, які спричинили руйнування або аварії.

Гарантійний термін експлуатації обладнання 24 місяці, з дати введення в

експлуатацію об’єкта технічного переоснащення. Протягом цього строку Учасник

(переможець торгів) зобов’язаний за свій рахунок та своїми силами усувати недоліки

(дефекти), несправності, виявлені протягом гарантійного терміну.

До початку виконання робіт Учасник (переможець торгів) повинен вивчити і

прийняти до уваги наступне:

- виконати монтажні роботи в повному обсязі, включаючи підготовку майданчика та

демонтажні роботи, роботи, пов'язані з приєднанням до існуючих елементів обладнання;

- виконати всі з'єднання між різними частинами, деталями та елементами, включеними в

об'єм постачання та існуючими.

Крім того, Підрядник узгоджує розроблену документацію стадій «Проект» та

«Робоча документація» в експертних організаціях та отримує загальний експертний

висновок відповідно до положень чинного законодавства.

Крім того, при реалізації проекту Підрядник повинен:

- виконати обстеження майданчика, де будуть виконуватися роботи;

- виконати постачання обладнання та вивіз металобрухту;

- відновити елементи, вузли та деталі модернізованого обладнання, демонтовані під час

виконання робіт по модернізації;

- відновити конструкції майданчиків та сходів обладнання, трубопроводів, кабелів в разі

їх демонтажу в процесі модернізації;

- виконати всі з'єднання між різними частинами, деталями і елементами включеними в

об'єм постачання та існуючими;

- виконати роботи, пов'язані з прокладенням і перенесенням кабелів (у разі потреби), а

також здати в металобрухт всі кабелі, що підлягають заміні включаючи обмотки Е/Д;

- виконати всі приєднання знову встановлюваного обладнання з існуючим

обладнанням;

- відновити будівельні конструкції, технологічне обладнання, кабелі які не підлягають

модернізації, але будуть демонтовані при виконанні робіт;

- демонтувати тимчасові пристрої (тимчасові трубопроводи і спеціальні пристрої для

проведення випробувань, обслуговування очищення і так далі);

- здійснювати технічне керівництво своїм представником, при монтажі основного і допо-

міжного обладнання об’єкту технічного переоснащення, перевірку його працездатності

під навантаженням, з оформленням акту шеф-монтажу і здачі Замовникові.

Підрядник повинен виконати роботи так, щоб знов встановлюване обладнання було

інтегроване в існуюче обладнання. Будь-яка зміна, направлена на забезпечення цієї

функції, має бути включена в об'єм послуг Підрядника.

У пропозиції конкурсних торгів має бути наданий повний об'єм постачань та послуг,

необхідний для забезпечення належного функціонування обладнання, включаючи

контрольно-вимірювальну апаратуру.

Підрядник повинен поставити все необхідне обладнання, частини та елементи

модернізуємих об'єктів на об’єкт технічного переоснащення.

До початку постачання Замовник повинен отримати технічну документацію на

обладнання, що буде поставлене, яка включає відомості про проведені випробування.

Замовник залишає за собою право проведення вхідного контролю поставленого

обладнання та матеріалів. Всі елементи, що поставляються, мають бути виготовлені та

пройти на підприємстві-виробнику необхідні випробування та контроль відповідно до

галузевих стандартів та технічних умов.

Все обладнання повинне поставлятися підприємством-виробником із посвідченням

про якість виготовлення.

Також у об'єм робіт Підрядника входить:

73

- перевірка робочої документації (креслень,специфікацій і т.д.)

- здобуття необхідних ліцензій для виконання робіт в Україні, сертифікатів

відповідності на ввезення обладнання та інших документів;

- перевірка та тестування до відвантаження;

- митні процедури (в разі постачання з-за кордону);

- зберігання;

- збірка обладнання на місці;

- забезпечення монтажних робіт;

- виконання проекту виробництва робіт (ПВР);

- налагоджувальні роботи;

- індивідуальні випробування, випробування перед введенням в експлуатацію;

- гарантійні випробування.

У відповідності до розробленої конструкторської документації, погодженої із

Замовником, виготовляє та постачає на об’єкт технологічне обладнання.

Межі постачань (надалі - МП) елементів та вузлів пилосистеми та

газоповітряпроводів із тягодуттєвими механізмами із допоміжним обладнанням

відносяться до об'єму постачань та робіт, здійснюваних Учасником.

Підрядник визначає та погоджує точки врізання, приєднує своє обладнання до

існуючих мереж та обладнання без яких-небудь перешкод для роботи існуючих систем.

У МП включені всі постачання та роботи, необхідні для взаємного зв'язку

елементів та вузлів. Підрядник виконує всі з'єднання між різними частинами, деталями та

елементами, включеними в об'єм постачань, робіт, послуг.

Підрядник постачає всі обов'язкові та додаткові запчастини, спеціальне монтажне

обладнання, спеціальні пристрої для обслуговування, інструменти, монтажні матеріали,

тимчасові пристрої, споживані матеріали для монтажу та введення в експлуатацію:

- опори і будівельні опорні конструкції під трубопроводи і арматуру;

- вся необхідна арматура (запірна, регулююча, дроселююча, запобіжна і захисна,

контрольна) і приводи, необхідні для забезпечення автоматичної експлуатації і

обслуговування обладнання, регулювання параметрів середовища;

- кабелі контрольні;

- пристосування і інструмент;

- ізоляційні матеріали;

- необхідну обшивку корпусів;

- все необхідне обладнання для ремонтів різної міри;

- дрібні металоконструкції (опори для обладнання, майданчика для обслуговування,

сходи і

т.д.);

- антикорозійний захист трубопроводів і обладнання;

- покриття і забарвлення трубопроводів і обладнання;

- все спеціальне обладнання для обслуговування монтажу, виконання

пусконалагоджувальних і приймально-здавальних випробувань;

- будь-яке обладнання, що має відношення до пускових операцій і зупинки агрегату;

- витратні матеріали для першого заповнення (змащувальні для заливки у картери

підшипників, гексан та ін.).

Учасник (переможець торгів) в обсязі предмета закупівлі:

- готує будмайданчик для монтажу обладнання;

- доставляє і установлює будівельні машини і механізми;

- доставляє і установлює обладнання і матеріали для монтажу;

- модернізує будівельні конструкції (фундаменти, майданчики і сходи) у разі потреби;

- постачає конструкції, матеріали, необхідне для відновлення, посилення, зміни

конструкцій у зв'язку з установкою модернізованого обладнання.

Учасник (переможець торгів) в обсязі предмета закупівлі поставляє монтажне

74

обладнання:

- спеціальне монтажне обладнання, необхідне на будівельному майданчику з

врахуванням особливостей монтажу і конструкції обладнання;

- спеціальні інструменти і пристрої для технічного обслуговування, необхідні для

збірки, наладки і ремонту обладнання;

- матеріали, необхідні для монтажу, збірки обладнання і введення в експлуатацію

установки (кабелі для зварювальних апаратів, електроди, труби та ін.);

Учасник (переможець торгів) в обсязі предмета закупівлі:

- улаштовує тимчасові пристрої (трубопроводи і спеціальні пристрої для проведення

випробувань, обслуговування, очищення і т.д.) необхідні для випробування і

підготовки

обладнання;

- обладнання для проведення гідротехнічних робіт.

Основні відомості, що включають постачання кожного виду обладнання, повинні

бути конкретизовані Учасником в пропозиції конкурсних торгів.

Повний об'єм постачань і виконуваних робіт має бути визначений Учасником у

відповідності до технічної частини документації конкурсних торгів.

Після виконання всіх робіт Підрядник повинен виконати заключне прибирання

майданчика будівництва, транспортування (вивіз) зруйнованих і демонтованих елементів

на майданчик складування, наданий Замовником.

Виготовлене згідно з розробленою конструкторською документацією та поставлене

на об’єкт обладнання та його частини, елементи та вузли повинні бути сертифіковані в

Україні, мати сертифікат якості та відповідності чинним нормативним документам, дозвіл

органів Держнаглядохоронпраці на відповідність устаткування законам та нормативним

актам по праці України.

Всі частини обладнання, що постачаються, елементи та вузли Об’єкта модернізації

повинні пройти на підприємстві-виробнику необхідні випробування та контроль

відповідно до чинних галузевих стандартів та технічних умов.

Підрядник та/або його субпідрядники повинні мати ліцензію на виконання робіт з

предмета закупівлі.

У доповнення до документації конкурсних торгів Учасник має право

ознайомитись з об’єктом технічного переоснащення, додатковою документацією за

умови попереднього письмового погодження про час ознайомлення. Лист на ім’я

голови комітету з конкурсних торгів повинен містити наступне:

- прізвища, ім’я та по батькові та посади осіб, що мають намір ознайомитись з

об’єктом (додатковою документацією),

- дату ознайомлення.

Особа уповноважена здійснювати зв’язок з учасниками – Банькова Оксана

Володимирівна, секретар комітету з конкурсних торгів, м. Запоріжжя, вул.

Добролюбова, буд. 20, 69006, тел. (061)286-73-40, факс: (061) 286-72-99

2.2 У відповідності до розробленої проектно-кошторисної документації стадії

«Проект» та «Робоча документація» «Технічне переоснащення енергоблока №5»,

після погодження її з замовником Підрядник виконує повний комплекс будівельно-

монтажних робіт.

Технічне переоснащення включає в себе:

- реконструкцію вузлів котлоагрегата ТПП-210А;

- модернізацію допоміжного обладнання котлоагрегату;

- модернізацію турбіни типу К-300-240-2;

- модернізацію допоміжного обладнання турбоагрегату;

- модернізацію системи очищення димових газів з установленням дослідно-

75

промислової системи очищення димових газів від оксиду сірки;

- обмурування, теплову ізоляцію і антикорозійний захист обладнання;

- модернізацію установки очищення конденсату;

- модернізацію електрообладнання;

- модернізацію АСУ ТП енергоблока №5 з повною заміною регулюючих органів

котла та турбіни.

2.3 Реконструкцію вузлів котлоагрегата ТПП-210А:

- реконструкція топок з заміною панелей нижньої радіаційної частини (НРЧ) з

колекторами;

- заміна панелей верхньої радіаційної частини (ВРЧ) з колекторами;

- заміна стельового пароперегрівача з колекторами;

- заміна екранів поворотної камери з колекторами;

- заміна конвективного пароперегрівача КПП н/т I ступені з колекторами з

встановленням дренуючих змійовиків;

- заміна конвективного пароперегрівача КПП н/т II ступені з колекторами з

встановленням дренуючих змійовиків;

- заміна конвективного пароперегрівача КПП в/т з колекторами з встановленням

дренуючих змійовиків;

- заміна ширмового пароперегрівача ШПП-І ступені з колекторами;

- заміна ширмового пароперегрівача ШПП-ІI ступені з колекторами;

- заміна підвісної системи з колекторами конвективних пароперегрівачів;

- заміна водяного економайзера з колекторами;

- заміна регулюючої ступені з колекторами з встановленням дренуючих змійовиків;

- модернізація обмурівки та обшиви топки та конвективної шахти у повному обсязі;

- ремонтно-відновлювальні роботи вбудованих розпалювальних сепараторів

корпусів котла;

- заміну розпалювальних розширювачів корпусів котла;

- модернізація пальників котла з оснащенням їх системою запально-захисних

пристроїв

(ЗЗП) та пристроїв контролю факела розпалювання і факела паління.

Об’єми робіт, які заплановані по цій позиції, можуть бути уточнені за

результатами дефектації устаткування при розробці проектно-кошторисної

документації стадії «Проект» і «Робоча документація».

2.3.1 Обґрунтування реконструкції вузлів котлоагрегату ТПП-210А:

Екрани нижньої і верхньої радіаційної частини (НРЧ та ВРЧ) повністю

відпрацювали свій ресурс і підлягають заміні.

Основним недоліком існуючої схеми і конструкції НРЧ є виконання її із

багатоходових стрічок с підйомно-опускним рухом середовища в обігріває мій зоні. При

цьому кожна стрічка фронтового і заднього екрану має два опускних хода із п’яти, а

бокових – один опускний хід із трьох.

Наявність опускних ходів в активній зоні паління і зоні максимальних

теплоємкостей в сукупності із конструктивною недосконалістю панелей обумовлює

ризводять до великих

теплових розширень у нагрітих змійовиках та їх високого пошкодження.

Наслідком цього є також обмеження по маневреності котла і можливості працювати

на ковзаних параметрах.

Модернізація НРЧ виконується з метою усунення цих недоліків за рахунок

оптимізації конструкції і гідравлічної схеми НРЧ відповідно до сучасних вимог.

Пропонується при ресурсній 100%-ій заміні екранів НРЧ використовувати проектні

76

рішення ХЦКБ «Енергопрогрес» з модернізації НРЧ.

В обсязі пропозиції представлена сучасна конструкція модернізованої НРЧ котла

ТПП-210А з підйомним рухом середовища в обігріває мій зоні і охолоджувальними

амбразурами пальникових пристроїв, що дозволяє підвищити надійність, економічність і

маневреність котла енергоблока 300 МВт.

НРЧ пропонується повністю перевести на підйомний рух середовища. При цьому,

всі панелі НРЧ виконуються з труб діаметром 32x6 мм (сталь 12Х1МФ), перепускна

система -з труб діаметром 159x18 мм (сталь 12Х1МФ), а колектори - з труб діаметром

219x36 мм (сталь 12Х1МФ).

Пропонується також нова конструкція розводок екранів під амбразури пальників.

Розводка виконується у вигляді об'ємного «кошика», що охоплює вихідну частину

пальника у вихідний зоні.

У результаті реконструкції максимальна температура металу труб НРЧ з підйомним

рухом середовища в обігріває мій зоні знизиться не менш, ніж на 20 ° С, що істотно

вплине на ресурс і надійність роботи екранів топки:

- в екранах передбачені сучасні та надійні опори і кріплення панелей, захищені від

обгорання;

- наявність повністю підйомного руху покращує гідравлічну характеристику НРЧ і

підвищує маневрові характеристики енергоблока в цілому, а надалі, після реконструкції

ВРЧ, в процесі планової заміни і при встановленні нових сепараторів котел зможе

працювати на ковзаних параметрах, тоді як при підйомно-опускному русі це не можливе.

Запропоноване проектне рішення ХЦКБ «Енергопрогрес» з підйомним рухом

середовища забезпечує:

- підвищення надійності та збільшення ресурсу роботи НРЧ;

- поліпшення маневрових характеристик котла і блоку в цілому;

- скорочення тривалості пусків блоку з будь-яких теплових станів і зниження

теплових втрат.

Поряд з реконструкцією нижньої радіаційної частини пропонується виконати

ущільнення між НРЧ і ВРЧ, яке дозволить забезпечити присоси повітря в топку на рівні

нормативних.

Панелі фронтового, бічних і заднього екранів ВРЧ виконуються з труб діаметром

38x6мм, сталь 12Х1МФ, колектора панелей - з труб діаметром 273x36мм, сталь 12Х1МФ.

Об’єми робіт, які заплановані по цій позиції, можуть бути уточнені за результатами

дефектації устаткування при розробці проектно-кошторисної документації стадії

«Проект» і «Робоча документація».

Ширмові пароперегрівачі

У верхній частині топки і поворотному газоході розташовані ширмові

пароперегрівачі I і II ступеню. У зв'язку зі зниженням міцності і пластичних властивостей

металу передбачається 100% заміна пакетів ширмового пароперегрівачів ШПП I і II

ступенів з колекторами на нові, а також заміна колекторів підвісної системи ширмових

пароперегрівачів.

Об’єми робіт, які заплановані по цій позиції, можуть бути уточнені за результатами

дефектації устаткування при розробці проектно-кошторисної документації стадії

«Проект» і «Робоча документація».

Стельовий пароперегрівач Екрани стельового пароперегрівача виконуються з труб діаметром 32x6мм, сталь

12Х1МФ, колектора - з труб діаметром 273x36мм, сталь 12Х1МФ, перепускні труби -. з

труб діаметром 219x36мм, сталь 12Х1МФ.

Стельова частина виконується з меншою, в порівнянні з існуючою, кількістю

розводок, що не використовуються в процесі ремонтів і експлуатації.

77

По всьому периметру стелі укладаються цеглини ШБ-П, які виключають значною

мірою проскакування газів і забезпечують достатню теплове переміщення.

У зв'язку з впровадженням нової конструкції стельових екранів і обмурівки

досягається підвищення газощільність і надійності.

Об’єми робіт, які заплановані по цій позиції, можуть бути уточнені за результатами

дефектації устаткування при розробці проектно-кошторисної документації стадії

«Проект» і «Робоча документація».

Екрани поворотною камери (ЕПК)

У верхній частині топки і поворотному газоході розташовані екрани поворотної

камери, які повністю виробили свій ресурс і підлягають заміні на нові з колекторами і

перепускними трубами.

Змійовики екранів виконуються з труб діаметром 42x6 (ст.12ХМФ), колектора - з

труб діаметром 219x36 (ст.12Х1МФ) і перепускні труби діаметром 159x18 (ст.12Х1МФ).

Виконуються відновлювальні роботи встановлених в якості байпаса вбудованих

сепараторів зі скидними пристроями і клапанами.

У результаті корозійного зносу і вичерпання ресурсу підлягають заміні на нові

розпалю-вальний розширювач і розширювач Р-20ата.

Об’єми робіт, які заплановані по цій позиції, можуть бути уточнені за результатами

дефектації устаткування при розробці проектно-кошторисної документації стадії

«Проект» і «Робоча документація».

За час експлуатації стара щитова обмурівка прийшла в непридатність і є

необхідність заміни на обмурівку нової конструкції

Модернізацію обмурівки обшивки та фурнітури топки, конвективної шахти

виконати у повному обсязі.

Об’єми робіт по відновленню м/каркасу котла можуть бути додатково уточнені за

результатами дефектації устаткування після виконання демонтажу обмурівки при

розробці проектно-кошторисної документації стадії «Проект» і «Робоча документація

Для забезпечення доступу до елементів котла, поверхонь нагріву, вузлів турбіни,

ділянок трубопроводів, арматури необхідно виконати демонтаж:

- обмурівки котла;

- теплової ізоляції турбіни;

- теплової ізоляції устаткування, трубопроводів, газоповітряпроводів і арматури.

Після завершення технічного переоснащення виконати роботи по відновленню

обмурівки і теплової ізоляції.

Конвективні перегрівачі

Конвективний перегрівач високого тиску (КПП вт).

У опускний шахті послідовно по ходу газів розміщена конвективна частина

пароперегрівача високого тиску.

У процесі перевірки вихідної ступені КПП в/т виявлена висока температурна корозія

і структурна зміна металу труб змійовиків в результаті тривалої експлуатації при високих

параметрах робочого середовища.

У зв'язку з тривалою експлуатацією, незадовільними властивостями міцності,

порушенням мікроструктури металу, пошкодженням труб від стояночної корозії

передбачається заміна конвективного пароперегрівача КПП високого тиску з колекторами

на новий з установкою дренуючих змійовиків.

Змійовики виконуються з труб діаметром 32x6 ст. 1Х18Н12Т; колектора і перепускні

труби корпусу 5-А - з труб діаметром 273x50 (ст.12Х1МФ), 273x60 (ст.12Х1МФ), 245x45

(ст. 15Х1МФ); колектора, перепускні труби та вприскувальний пароохолоджувач корпусу

5-Б-з труб діаметром 273x50 (ст.12Х1МФ), 273x60 (ст.12Х1МФ), 245x45 (ст.15Х1МФ),

325x53 (ст. 15Х1МФ).

78

Конвективні пароперегрівники низького тиску (КПП НД I і II ступені)

Наступним по ходу газів розміщений конвективний проміжний пароперегрівач

низького тиску, що складається з конвективного пароперегрівача КПП низького тиску I і

II ступені, а також з регулюючої ступені.

КПП НД I і II ступені повністю виробили свій ресурс і підлягають заміні на нові, з

тією ж кількістю пакетів, що й існуючі. При цьому конструкція пароперегрівники

виконується дренуючою, що дозволить уникнути стояночної корозії у змійовиках.

Змійовики КПП низького тиску I і II ступені виконуються з труб діаметром 42x4 ст.12Х1.

Колектора, перепускні труби КПП низького тиску I ступеня виконуються з труб

діаметром 325x50 ст.12Х1МФ, 426x20 ст.12Х1МФ, 194x11 ст.12Х1МФ; перепускні труби і

вприскувальний пароохолоджувач КПП низького тиску II ступені виконуються з труб

діаметром 426x17 ст.12Х1МФ.

Регулююча поверхню проміжного пароперегрівача

Регулююча поверхність проміжного пароперегрівача є першою по ходу пара НД

поверхнею нагріву.

В результаті обстеження виявлено температурна корозія і структурна зміна металу

труб змійовиків, перепускні труби регулюючої поверхні вичерпали свій ресурс.

Передбачається заміна регулюючої поверхні з колекторами на нову з установкою

дренуючих змійовиків.

Змійовики регулюючої поверхні виконуються з труб діаметром 32x6 ст. 12Х1МФ.

Перепускні труби регулюючої поверхні виконуються з труб діаметром 159x16 ст.

12Х1МФ; колектори - діаметром 325x50 ст. 15Х1МФ.

Водяний економайзер

Економайзер розташований останнім по ходу газу в конвективній шахті.

Вхідні і вихідні колектора, пакети змійовиків вичерпали свій розрахунковий ресурс,

спостерігається порушення мікроструктури металу, корозія, золовий знос.

Передбачається заміна водяного економайзера на новий оптимізований за умовами

ерозійного зносу.

Пакети змійовиків виконуються з труб діаметром 32x6мм стали 20, перепускні

труби-з труб діаметром 159x16 ст. 12Х1МФ.

Основні пальникі:

Основні пальники котлів ТПП-210А виконані турбулентними, що обґрунтовано

технологічно при спалюванні низькореакційного вугілля в режимі рідкого

шлаковидалення. Ці пальники мають активну аеродинаміку, що сприяє стабілізації

процесів займання і горіння вугільного пилу. Використовувані пальники статичні за

аеродинамікою і не мають механізму їх налаштування при зміні якості палива та величині

присосів в топку і пилосистему. Значний вплив пальникові пристрої надають на генерацію

окислів азоту.

Передбачається виконати модернізацію основних пальників. Головною відмінною

особливістю нового пальника повинна бути наявність регульованого аксіального регістру,

який є дуже ефективним механізмом впливу на турбулентність пальника, що важливо при

зміні умов спалювання - погіршення якості вугілля, зміни присосів повітря в топку і

пилосистем і т.п.

Пальник повинен бути розрахований на три види палива: вугілля, мазут та газ з

двоканальним виконанням по вторинному повітрю. За допомогою зміни кута завіхорень

вторинного повітря можна змінювати і кут розкриття факела вторинного повітря, що

особливо важливо при настроюванні оптимального режиму роботи пальника в цілому.

Нові пальникові пристрої повинні бути оснащені запально-захисними пристроями

(ЗЗП) з контролем факела пальників у всіх режимах роботи котла. Запально-захисні

79

пристрої встановлюються на всіх пальниках і включають в себе:

- систему плазмового займання;

- пристрій контролю факела .

У зв'язку зі зміною конструкції основних пальників і установкою ЗЗП передбачити

рекон-струкцію системи подачі газу, мазуту з перетрассіровкою підвідних трубопроводів

в районі пальників.

Передбачається встановлення додаткових газових колекторів, призначених для

подачі природного газу до сопел пилогазових пальників. Додатковий газовий колектор

представляє з себе два полуколлектора, до кожного з яких підводиться природний газ із

системи подачі газу на основні газові колектора пальників котла.

Так само, у зв'язку із зміною конструкції основних пальників, виконується

перетрассіровка пилепроводів в районі пальників - модернізація живильників сирого

вугілля і живильників пилу. Для групового безступінчатого регулювання частоти

обертання електродвигунами постійного струму живильників пилу і сирого вугілля

застосувати систему регулювання частоти обертання електродвигунів за допомогою

плавної зміни напруги на якірних обмотках групи електродвигунів.

Підведення аеросуміші до пальників здійснити по окремому каналу.

2.4 Модернізацію допоміжного обладнання котлоагрегату

- модернізація живильників сирого вугілля (ЖСВ) та пиложивильників з заміною

існуючих електродвигунів на електродвигуни з частотним регулюванням ;

- модернізація системи подавання палива з установкою конвеєрних ваг на

живильниках сирого вугілля (ЖСВ-А, Б,В);

- модернізація системи віброконтролю допоміжних механізмів для оцінки

вібростану допоміжних механізмів ДВ-А, Б; МВ-А, Б; ВГД-А,Б; ДО-А,Б.;

- реконструкція регенеративних повітряпідігрівачів (РПП) і їх ущільнень;

- реконструкція кульковобарабаних млинів (КБМ);

- реконструкція газоходів та повітряходів, в т.ч. коригування аеродинаміки газових

потоків до електрофільтрів;

- реконструкція димососів;

- реконструкція сепараторів та циклонів вугільного пилу;

- ремонтно-відновлювальні роботи шлаковим установкам с заміною шлакових

шнеків;

- реконструкція бункерів сирого вугілля (БСВ) та бункерів пилу (БП);

- ремонтно-відновлювальні роботи маслостанцій ДО та КБМ з цілю підвищення

площини охолодження масло охолоджувачів;

- реконструкція основних та скидних пило проводів;

- реконструкція системи подавання газу на горілки та ЗЗУ;

- реконструкція системи трубопроводів аеросуміші від КБМ до сепаратора, від

сепаратора до циклона та від циклона до МВ;

- реконструкція каналів ГЖВ;

- впровадження системи контролю загазованості котельного приміщення;

- заміна паропроводів холодного промперегріву, свіжої пари і паропроводів від

КПП високого тиску до паропроводу свіжої пари;

- ремонтно-відновлювальні роботи арматури і вприскувальних пароохолоджувачів;

- ремонтно-відновлювальні роботи трубопроводів зрошувальної і змивної води в

межах енергоблока ст. № 5;

- заміна мазутопроводів і мазутних кілець корпусів котла;

- модернізація РОУ;

- реконструкція паротушіння конвективної шахти і пилосистеми з переводом на

інертний газ.

Обє´ми робіт, які заплановані по цій позиції, можуть бути скоректовані за

80

результатами дефекації устаткування при розробці проектно-кошторисної документації

стадії «Проект» і «Робоча документація».

2.4.1 Обґрунтування модернізації допоміжного обладнання котлоагрегату:

Живильники сирого вугілля (ЖСВ) та пиложивильники. Заміна існуючих

електродвигунів на електродвигуни з частотним регулюванням: Завантаження паливом шаробарабанних млинів ШБМ-А, Б здійснюється трьома

стрічковими живильниками сирого вугілля (ЖСВ). Шляхом зміни швидкості стрічки

регулюється подача палива в млин, а також регулюється шар на стрічці ЖСВ.

Для приводу ЖСВ використовується три електродвигуни постійного струму типу

АО-72-8 потужністю 10,0 кВт

Подача пилу з проміжного бункера в пилепроводів до пальників здійснюється 12-ма

лопаточними живильниками пилу типу УЛПП-2-64. Для приводу живильників пилу

використовується дванадцять електродвигунів постійного струму типу ПБ-52У2,

потужністю 2,4 кВт кожен.

Для групового безступеневого регулювання частоти обертання електродвигунами

постійного струму живильників пилу і сирого вугілля використовується система

безступеневого регулювання, у схемі якій є тиристорні перетворювачі типу АТ-100-230-

У4.

Регулювання частоти обертання електродвигунів здійснюється за допомогою

плавної зміни напруги на якірних обмотках групи електродвигунів.

У результаті тривалої експлуатації був виявлений механічний знос редукторів і

стрічок ЖСВ -72м2, натяжного механізму барабанів ЖСВ, живильників пилу їх шиберів і

течки

З метою підвищення надійності роботи обладнання, точності регулювання

навантаження котла і рівномірної роздачі пилу по пальників, якісного та кількісного

регулювання продуктивності при роботі в маневрених режимах передбачити:

- заміну редуктора, роликів та стрічок ЖСВ;

- відновлювальні роботи натяжного механізму барабанів ЖСВ;

- заміну живильників пилу, їх шиберів і тічок;

- відновлювальні роботи огороджень ПС;

- заміну існуючих електродвигунів постійного струму і тиристорних перетворювачів

на асинхронні електродвигуни змінного струму і частотні перетворювачі відповідно.

Системи подавання палива з установкою конвеєрних ваг на живильниках

сирого вугілля (ЖСВ-А, Б,В,Г):

Для здійснення контролю та обліку витрати твердого палива та оптимізації роботи

млинів передбачити установку ваговимірювального обладнання на живильниках сирого

вугілля. В існуючий час облік твердого палива визначається по зворотному балансу.

Робота ваговимірювального обладнання полягає у вимірюванні лінійної щільності

вугілля, що надходить з бункера сирого вугілля на ЖСВ, швидкості руху стрічки ЖСВ і

визначення на основі цих даних продуктивності конвеєра і кількість палива.

Системи віброконтролю допоміжних механізмів: Для оцінки вібростану допоміжних механізмів ДВ-А, Б; ВГД-А, Б; МВ-А, Б; ДО-А, Б

з метою зниження неприємлемих ризиків при обслуговуванні обертових механізмів

передбачити модернізацію системи віброконтролю. Модернізація полягає в оснащенні

допоміжних механізмів (ДВ, ВГД, МВ, ДО) стаціонарними засобами вимірювання

вібростану безперервної дії, призначеними для безперервного контролю та вимірювання

середнього квадратичного значення віброшвидкості опор підшипника по трьох

незалежним каналам (вертикальна, горизонтально-поперечна і горизонтально-осьова

складова) на базі сучасної мікропроцесорної техніки.

81

Крім цього проектом передбачити модернізацію існуючої системи віброконтролю і

контролю мехвеличин ЖЕН і ЖТН із заміною всієї апаратури контролю на сучасну.

Кульково - барабаний млин (КБМ):

Згідно з актами технічного стану КБМ-5А,Б блоку ст.№5 Криворізької передбачити:

- встановлення втулок порожнистих цапф КБМ «А »;

- встановлення порожнистих цапф КБМ «А »;

- повну заміну циліндричної броні (КБМ «А ») на прокатну і торцевої броні (КБМ

«Б»);

- заміну вінцевої і приводної шестерні КБМ;

- заміну броні вихідний горловини;

- бронювання сушильної камери;

- заміну вузлів і деталей ходової частини млинів, куль внаслідок ерозійного і

механічного зносу;

- ремонтно-відновлювальні роботи маслостанції рідкого мастила із заміною масла

охолоджувачів і маслонасосів;

- ремонтно-відновлювальні роботи маслостанції автоматичної густого мастила із

заміною маслонасосів типу НПШГ-5;

- заміну трубопроводів охолодження масла і маслопроводів, трубопроводів технічної

води;

- заміну компенсаторів і клапанів на повітряпроводі гарячого повітря;

- модернізацію торцевих ущільнень млинів з внесенням змін у конструкцію

ущільнень;

- передбачити використання графітових ущільнень нової конструкції замість

існуючих повстяних.

Системи трубопроводів аеросуміші від КБМ до сепаратора, від сепаратора до

циклону і від циклону до млинового вентилятора (МВ):

У результаті обстеження пилосистеми енергоблока ст. № 5 і згідно акту технічного

стану виявлено абразивний і корозійний знос трубопроводів повернення з сепаратора

діам.530ж10мм ст20-2т, мигалок під сепараторами - 6 шт, патрубків і мембран вибухових

клапанів -24 шт., трубопроводів аеросуміші млин-сепаратор.

В проекті передбачити виконання відновлювальних робіт з заміною дефектних

ділянок корпусів і трубопроводів аеросуміші від КБМ до сепаратора- лист 0.5тн. , від

сепаратора до циклону і від циклону до млинового вентилятора (МВ) короба вагою-8.698

т

Сепаратори і циклони вугільного пилу:

У результаті тривалої експлуатації і відповідно до актів технічного стану виявлений

абразивний і корозійний знос лопаткового апарату, внутрішнього конуса сепараторів,

абразивний і корозійний знос корпусу циклона і патрубків вибухових клапанів.

В проекті передбачити:

- відновлювальні роботи лопаточного апарату в кіл-ті 2шт., внутрішнього і

зовнішнього конуса сепаратора з заміною дефектних ділянок в кіл-ті 2шт.;

- відновлювальні роботи щільних клапанів, патрубків і мембран вибухових клапанів

в кіл-ті 22од, мигалок під сепараторами- 4од, компенсаторів теплового розширення;

- відновлювальні роботи коробів первинного повітря, коробів видачі МВ з заміною

дефектних ділянок;

- заміну дефектних ділянок трубопроводів паротушіння, трубопроводів повернення з

сепаратора;

- заміну дефектних ділянок корпусів циклонів і сіток під циклонами;

- відновлювальні роботи вибухових клапанів і мигалок під циклонами.

82

Бункери сирого вугілля (БСВ) та бункери пилу (БП):

Згідно акту технічного стану пилесистеми енергоблока № 5 в проекті передбачити:

- відновлювальні роботи бункерів сирого вугілля;

- відновлювальні роботи трубопроводів та вентилів паро обвалення БСВ;

- відновлювальні роботи влаговідсосу із бункерів пилу;

- заміну змішувачів пилу;

- заміну дефектних дільниць пилопроводів.

Регенеративні повітропідігрівачі (РПП):

На котлі встановлено чотири регенеративні повітропідігрівача (по два на корпус)

типу РВП-68м.

Нещільності РПП є однією з причин зниження потужності блоку. Великі перетікання

повітря позначаються, в основному, на ККД котла і величиною витрат електроенергії на

власні потреби. При розущільненні РПП зі збільшенням перетікання повітря з 10 до 40%,

ККД котла брутто знижується на 0,6%, а споживана тяго дуттьовими машинами

потужність зростає в 1,5 рази. При цьому перевантажуються як дуттьові вентилятори, так і

димососи.

Згідно акту технічного стану РПП виявлено механічний, абразивний і корозійний

знос верхніх і нижніх центральних ущільнень ротора, міжсекторних перегородок ротора,

плит і приводів радіальних ущільнень ротора, верхніх і нижніх периферійних ущільнень

решіток ротора. Нагрівальна набивка РПП (холодний і гарячий шар) забиті попелом і

сірчистими сполуками на 50%. Виробили свій ресурс привід РПП, підшипники нижньої і

верхньої опори. Виявлено механічний знос апарату обдування РВП.

Все перераховане призводить до зниження температури підігріву повітря, значному

збільшенню опору газоповітряного тракту котлоагрегату, зниження паропродуктивності

котла.

У зв'язку з вищевикладеним, а також з огляду на термін служби РПП, різко знизилась

надійність та економічність експлуатації котлоагрегату, систем пилегазоповітряного

тракту та енергоблока ст. № 5 в цілому.

З метою доведення електричної потужності енергоблока до максимально можливої,

підвищення маневреності роботи котлоагрегату, продовження його терміну служби на 15-

20 років пропонується виконати:

- заміну набивання РПП на інтенсифіковане;

- заміну зношених вузлів повітряпідігрівача;

- заміну апаратів обдування РПП;

- відновлювальні роботи нижніх і верхніх опор;

- відновлювальні роботи приводів РПП з заміною зношених деталей;

- відновлювальні роботи корпусу РПП, газоповітряпроводів, патрубків, шиберів,

вибухових клапанів від ряду «Д» до електрофільтрів;

- відновлювальні роботи трубопроводів і арматури парового обдування РПП;

- відновлювальні роботи із заміною ділянок трубопроводів і частини арматури,

зворотніх клапанів і трубопроводів охолодження і водотушіння РПП;

- реконструкцію паротушіння РПП (труба діам.108х6мм -1тн.)

Необхідно замінити 384,3т. набивки холодного та гарячого слою, апаратів обдуву

РВП- 4 шт.

Виконання вищевказаних робіт дозволить знизити присоси повітря з існуючих 40%

до гарантованих 10%, зняти обмеження по тязі і підвищити температуру гарячого повітря

(до 380-390 °С) для зменшення підсвічування.

Для підвищення ефективності роботи РПП система ущільнень оснащується

автоматичною системою відстеження, що відстежує і постійно підтримує задані

мінімальні зазори в ущільненнях, не вимагає частих перенастроювань і регулювань

83

ущільнень і включає пневматичні приводи для ефективного впливу на рухливі

ущільнюючі елементи і підтримки стабільних характеристик РПП.

Газоходи та повітряходи, в т.ч. коригування аеродинаміки газових потоків до

електрофільтрів:

З метою коригування аеродинаміки газових потоків до електрофільтрів, за рахунок

зниження опорів проточних частин і поліпшення турбулентності потоку на

електрофільтрах виконати модернізацію газоходів, а також провести заміну дефектних

ділянок пилогазоповітряпроводів, мигалок і запобіжних клапанів по всьому

пилегазоповітряному тракту. Згідно акту технічного стану газового обладнання

енергоблока ст.№5 Криворізької ТЕС передбачити:

- відновлювальні роботи фланцевим роз'ємам Ду-500, звужуючим органам

витратоміра Ø510 Ру 6,4 МПа, клапанам регулюючим поворотним Ø 400, засувкам Ду-

500, редукторам електроприводу М кр = 1300 нм, М кр = 500 н/м, засувкам Ду 200 Ру 16 з

ручним управлінням, засувкам Ду 200 Ру 16 з електроприводом, вентилям Ду 20 Ру 37,3

МПа, Ду 10 Ру 37,3 МПа. Кількість металу на відновлення газоходів 4.5т.

Основний димосос ДОД-31,5 №5А,Б:

У результаті тривалої експлуатації виявлений: абразивний знос лопаток робочих

коліс, деталей направляючого апарату, газоходів за димососом; корозійний знос проточної

частини, маслобака, маслофільтра, маслоохолоджувача, трубопроводів гарячої та холодної

води; дефекти опорних підшипників електродвигуна і ротора димососа; насоси

маслостанції димососів не створюють тиску.

Відповідно до акту технічного стану та з метою усунення дефектів в проекті

передбачити:

- відновлення підшипників ходової частини;

- заміну робочих коліс;

- заміну опори підшипників №1,2 електродвигуна;

- заміну муфти зубчатої;

- відновлювальні роботи приводу направляючого апарату та самого направляючого

апарата;

- заміна дефектних ділянок броні корпусу ДО, заміна розпірок;

- заміна дефектних ділянок корпусу направляючого апарату;

- відновлювальні роботи газоходам за ДО;

- заміну маслонасосів, маслоохолоджувача, маслобака, маслофільтра, трубопроводів

гарячої та холодної води і арматури.

Проведені заходи дадуть можливість продовжити термін служби устаткування,

підвищити його надійність та економічність.

Дуттєвий вентилятор (ДВ):

Відповідно до акту технічного стану та з метою усунення дефектів в проекті

передбачити:

- відновлення підшипників ходової частини;

- заміну робочих коліс в кіл-ті 4 шт.;

- ремонтно-відновлювальні роботи всмоктувальних равликів і всмоктуючих коробів

холодного повітря, коробів видачі холодного повітря;

- ремонтно-відновлювальні роботи похилих ділянок повітропроводів до ДВ;

- заміну напівмуфт відомої і провідної;

- ремонтно-відновлювальні роботи напрямних апарату;

- реконструкція маслостанцій та КБМ з метою підвищення площини охолодження

маслоохолоджувачів.

84

Вентилятор гарячого дуття:

Відповідно до акту технічного стану та з метою усунення дефектів в проекті

передбачити:

- відновлювальні роботи ущільнень робочих коліс;

- відновлювальні роботи равликам, прилеглим повітряводам, трубопроводам

охолодження підшипників;

- відновлювальні роботи сполучної муфти;

- відновлювальні роботи підшипників ходової частини, направляючим апарату,

шиберів всмоктувача і видачі;

- заміну робочих коліс.

Об’єми робіт, які заплановані по цій позиції, можуть бути уточнені за результатами

дефектації устаткування при розробці проектно-кошторисної документації стадії

«Проект» і «Робоча документація».

Канали гідро золовидалення (ГЗВ):

У результаті тривалої експлуатації і відповідно до актів технічного стану виявлений

абразивний і корозійний знос шнекових установок № 5А, Б, В, Г, в кіл-ті 4шт. перекидних

лотків ШВ № 5А, Б, В, Г, решіток і сопел каналу ГЗУ в кіл-ті 11шт., корозійний знос

ущільнюючих поверхонь арматури на трубопроводах змивної і зрошувальної води.

В проекті передбачити:

- заміну шнекових установок і перекидних лотків;

- відновлювальні роботи каналів ГЗУ із заміною сопел і решіток;

- заміну арматури на трубопроводах змивної і зрошувальної води, відновлювальні

роботи сходів, площадок та огорож в кіл-ті 1.45 т.

Трубопроводи і арматура:

Надійність і економічність роботи блоку в значній мірі залежить від працездатності

енергетичної арматури.

У зв'язку з тим, що експлуатація енергетичної арматури ведеться при високих

температурах, в умовах тертя і при великих механічних навантаженнях ущільнювальні

поверхні затворів у різних типах арматури вийшли з ладу.

Знос проточної частини арматури енергоблока ст. № 5 привів до ерозії і вібрації

конструктивних елементів, появі протікання через сальникові ущільнення, до зниження

працездатності арматури.

Для забезпечення надійності роботи та запобігання подальших ушкоджень проектом

передбачити виконання ремонтно-відновлювальних робіт і заміну відпрацювавших свій

ресурс трубопроводів і арматури вприскувальних пароохолоджувачів -43од; заміну

трубопроводів зрошувальної та змивної води в межах енергоблока ст. № 5; заміну

мазутопроводів і мазутних кілець корпусів котла.

2.5 Модернізацію турбіни типу К-300-240-2

Відновлення проточної частини ЦВТ:

- відновлення зовнішнього та внутрішнього корпусів;

- відновлення геометричних характеристик соплового апарату;

- відновлення обойм кінцевих, проміжних і камінних ущільнень вала ротора;

- відновлення діафрагм і обойм діафрагм;

- заміну пружин і сегментів кілець камінних, проміжних і діафрагменних ущільнень

ЦВТ;

- заміну масловідбійників;

- видалення тріщин в районі паровпуска;

- шліфування шийки і центрального отвору РВД;

85

- перезаливання вкладиша підшипника № 5 передньої опори;

- центрування діафрагм, корпусів камінних ущільнень, обойм кінцевих, проміжних

ущільнень;

- заміну кріплення ЦВТ (шпильок і гайок).

Відновлення проточної частини ЦСТ:

- відновлення корпусу ЦСТ;

- відновлення геометричних характеристик соплового апарату;

- відновлення ресиверних труб;

- шліфування шийок РСД;

- заміну робочих лопаток четвертий і 5-го ступеня першого потоку;

- заміну кілець камінних і діафрагменних ущільнень і пружин валу ротора ЦСНТ;

- відновлення діафрагм і обойм діафрагм ЦСТ і ЦНТ першого потоку;

- відновлення корпусів камінних ущільнень вала ротора ЦСНТ;

- динамічне балансування РСД;

- відновлення підшипників турбіни № № 2 і 3 з перезаливанням вкладишів;

- заміну упорного підшипника;

- центрування діафрагм, корпусів камінних ущільнень, обойм кінцевих, проміжних

ущільнень;

- усунення «колінчатості» муфт;

- заміну кріплення ЦСНТ (шпильок, гайок);

- заміну сполучних болтів муфти РСД-РНД.

Модернізація ЦНТ із заміною проточної частини і ротора:

Модернізація ЦНТ виконується за пропозиціями заводу-виготовлювача турбіни -

ВАТ «Турбоатом» і включає в себе:

- заміну внутрішнього корпусу (обойми), проточної частини, внутрішніх ущільнень

діафрагм, кінцевих ущільнень (пружин, сегментів) ЦНТ 2-го і 3-його потоків на сучасні

вдосконалені конструкції;

- заміну ротора низького тиску (РНТ) 2-го і 3-його потоків ЦНТ на модернізований;

- відновлення 5-х ступенів ЦНТ 1-го потоку з лопатками нового типу;

- виконання автоматичної системи водяного охолодження останніх ступенів ЦНТ 1,

2, 3 потоків на режимах холостого ходу і малих навантаженях;

- необхідний обсяг КІША, який повинен забезпечити управління охолодженням

ЦНТ, контроль температури пари на вихлопі з ЦНТ, захист лопаточного апарату від

перегріву, захист від підвищення тиску на вихлопі з ЦНТ;

- ущільнення роз'єму корпусу ЦНТ з метою виключення присосів;

- удосконалення конструкції паровпускного тракту;

- удосконалення конструкції вихлопних патрубків турбіни.

Існуючий ротор ЦНТ з насадними дисками підлягає заміні ротором, звареним з

окремих дисків та хвостовиків (зварюванокованими), який володіє наступними основними

перевагами:

- велика компактність і жорсткість, що сприятливо позначається на стійкості

валопровода під час обертання;

- найбільш напружена частина зварного ротора не схильна до корозії (центральна

частина дисків не має контактів з корозійним середовищем);

- напруження в сварнокованих роторах приблизно в 2 рази менше, ніж у роторах з

насадними дисками;

- більш суворий контроль якості металу за рахунок невеликих габаритів заготовок

для роторів і зниження необхідних механічних характеристик.

86

Враховуючи, що маса модернізованого РНТ (36,8 тонн) буде лише незначно

відрізнятися від маси існуючого РНТ (33,3 тонни), посилення фундаменту і зміна

конструкції підшипників і опор підшипників не потрібно.

Живлення маслом підшипників буде проводитися з існуючої системи.

Модернізація ЦНТ передбачає збереження існуючої конструкції масляних ущільнень

вала ЦНТ, включаючи маслозахисні кільця.

Підставою для отримання додаткової потужності є можливість використання нової

останньої ступені діафрагми і робочих лопаток з активною частиною робочої лопатки

довжиною 1030 мм, профілем хвостового з'єднання і геометрією хвостовика, повністю

відповідними параметрами існуючого ротора (при тому ж числі лопаток на диску). При

цьому вельми важливою обставиною є те, що навантаження на хвостове з'єднання від

відцентрових сил лопатки не перевищує такової для існуючої конструкції (експлуатованої

в турбіні К-300-240). Таким чином, не змінюється напружений стан хвостового з'єднання

та елементів ротора.

Пропонується замінити всі основні елементи ЦНТ 2-го і 3-го потоку на проточну

частину турбіни (зі зварним ротором, нової обоймою і кінцевими ущільненнями), а в 1-му

потоці ЦНТ встановити діафрагму і робочі лопатки п'ятої ступені з робочою лопаткою

довжиною 1 = 1030 мм, від аеродинамічної досконалості яких значною мірою залежить

економічність і надійність турбоагрегату.

Одночасно передбачити:

- удосконалення паровпуска, діафрагменних і кінцевих ущільнень;

- заміну кріпильних деталей і ущільнення горизонтального роз'єму ЦНТ;

- заміну кріплення муфти РСД-РНТ і муфти РНТ-РГ;

- модернізацію сполук напівмуфт промвал-РНТ і РНТ-РГ.

Модернізація ЦНТ виконується із збереженням існуючого зовнішнього корпусу

ЦНТ.

Модернізація блоків клапанів високого тиску (БКВТ):

Корпуси БКВТ знаходяться в незадовільному стані (тріщини завглибшки 50% від

номінальної товщини стінки в зоні продувних отворів і вздовж верхнього радіусного

переходу корпусів БКВТ № 1, 2). Також спостерігається механічне зношування деталей

клапанів.

Передбачити ремонтно-відновлювальні роботи блоків клапанів високого тиску

(БКВТ) із заміною зношених деталей.

Заміна застарілого устаткування контролю мехвеличин турбіни:

Модернізація парової турбіни К-300-240-2 передбачає заміну існуючої штатної

системи контролю відносної вібрації підшипників опор, відносної вібрації ротора і

механічних величин турбіни, генератора, поживних електро- і турбонасосів на

стаціонарну, безперервно працюючу у всіх режимах експлуатації (валоповорот, розворот

турбіни , холостий хід, робота під навантаженням, вибіг) сучасну мікропроцесорну

систему контролю мехвеличин турбіни (СКМВТ), що інтегруються в загальноблочне АСК

ТП.

СКМВТ призначена для:

- вимірювання, контролю механічних параметрів турбіни у всіх режимах

експлуатації та

формування сигналів в систему захисту енергоблока;

- контролю температури металу і автоматичного управління подачею конденсату на

охолодження вихлопних патрубків ЦНТ.

СКМВТ передбачає: - контроль механічних параметрів циліндрів і опор: ЦВТ-ЦСТ опори 1, 2 і 3; ЦНТ - опори

4 і 5; а також опори генератора - 6 і 7 (в частині контролю вібрації підшипників);

87

- контроль абсолютної вібрації опор підшипників турбіни та генератора;

- контроль відносної вібрації шийок ротора турбіни щодо опор підшипників;

- контроль осьового зсуву ротора турбіни;

- контроль відносного розширення роторів ЦВТ, ЦСТ і ЦНТ;

- абсолютне розширення корпусу ЦВТ І ЦСТ;

- контроль величини прогину ротора ЦВТ і ЦСТ в режимі ВПУ;

- контроль частоти обертання ротора і фазової синхронізації.

У СКМВТ передбачений також контролювати температури металу та автоматичне

керування подачею конденсату на охолодження вихлопних патрубків ЦНТ.

Для охолодження вихлопних патрубків у корпусах нижніх половин ЦНТ 1-го, 2-го і

3-го

потоків пара (по колу внутрішньої частини) встановлені колектори з форсунками

зрошення дрібнодисперсним розпилом вологи, використовувані для охолодження

вихлопних

патрубків ЦНТ на режимах холостого ходу і малих навантажень. Робочим тілом системи

охолодження вихлопів ЦНТ є основний конденсат, який подається через фільтри

грубого очищення від КЕН II ступеня (P = 18 ... 23 кг / см2; Т = 30-40 °С).

Автоматичне керування подачею конденсату на охолодження вихлопних патрубків

ЦНТ проводиться за допомогою електрифікованої засувки, встановленої на трубопроводі

подачі конденсату.

СКМВТ будується на базі програмно-технічного комплексу (ПТК). Структура

СКМВТ - багаторівнева.

Модернізація системи автоматичного регулювання (САР) турбіни.

Система автоматичного регулювання та захисту турбіни К-300-240-2 ХТГЗ,

спроектована в 60-х роках, до теперішнього часу морально і фізично застаріла і не

відповідає сучасним вимогам регулювання частоти та потужності енергосистем

(нечутливість за частотою обертання ротора - 0,3% при сучасних вимогах не більше

0,06%) а також вимогам автоматизації турбін:

- при експлуатації енергоблока регулятор швидкості за своїм прямим призначенням

не використовується;

- низька надійність командних вузлів системи регулювання та захисту;

- наявна підвищена пульсація поршнів сервомотора регулюючих клапанів приводить

до прискореного механічного зносу деталей паророзподілу і розподільних пристроїв;

- регламентні (зазвичай багаторазові) випробування механічного автомата безпеки

розгоном знижують ресурс деталей ротора турбіни.

З метою приведення системи регулювання частоти та потужності енергоблока у

відповідності до вимог UCTE проектом передбачається модернізація СРТ, яка полягає в

заміні гідродинамічної системи електрогідравлічної, виконаної на базі сучасної

мікропроцесорної техніки.

Модернізація системи регулювання турбіни включає в себе:

- заміну гідромеханічної частини системи регулювання турбін на

електрогідравлічну;

- установку програмно-технічного комплексу СРТ на базі дубльованої

мікропроцесорної системи;

- установку електронних автоматів безпеки СРТ;

- установку дороботочного комплекту по турбіні К-300-240-2 (виконавчі пристрої

(ВП) для ходіння сервомоторів стопорних клапанів, ВП управління схемою взводу

сервомоторів клапанів турбіни);

- заміну сервоприводів регулюючих клапанів з блоком управління;

- установку датчиків положення сервомотора;

88

- установка зубчастих коліс і датчиків частоти обертання турбіни;

- відновлення частин існуючих систем регулювання турбін.

Гідромеханічна частина системи регулювання та захисту включає в себе:

- виконавчі органи - сервомотори регулюючих клапанів ВТ і промперегріву з

золотниками, а також збережені без змін існуючі захисти: механогідравлічний,

протіворазгонний і електрогідравлічний.

Командна частина системи регулювання - електронна.

Елементи системи захисту: сервомотори стопорних клапанів з вимикачами - 4 шт.,

захисні пристрої - 2 шт. Двухбойковий автомат безпеки, ІМАБ.

Обсяг реконструкції гідродинамічної частини САР включає в себе:

1) Встановлення нових вузлів:

- датчики частоти обертання;

- золотник взведення;

- золотник ходіння стопорних клапанів з дистанційним управлінням.

2) Реконструкцію існуючих вузлів:

- розподільчого пристрою ВТ;

- відсічного золотника з прискорювачем головного сервомотора;

- блоку сервомоторів промперегріву;

- зовнішнім трубопроводам системи регулювання;

- трубопроводам в корпусі переднього підшипника.

3) Демонтаж існуючих вузлів:

- регулятора швидкості;

- регулятора тиску;

- електрогідравлічного перетворювача;

- імпульсного насоса;

- підпірного бачка імпульсного насоса.

В опорі переднього підшипника проводиться реконструкція ротора імпульсного

насоса і автомата безпеки. З ротора демонтуються колеса імпульсного насоса першого і

другого ступенів і встановлюється зубчасте колесо. Для виконання вимог щодо точності

вимірювання частоти обертання і забезпечення необхідної нечутливості САР необхідно,

щоб за один оборот ротора в ПТК надходило 60 імпульсів. Знов встановлюєме колесо має

60 зубів.

У зв'язку з демонтажем вищеперелічених вузлів проводиться реконструкція труб

всередині переднього підшипника.

Зміні підлягають і зовнішні трубопроводи. Незважаючи на те, що при реконструкції

імпульс на переміщення золотників надходить не від лінії першого посилення, повністю

демонтувати цю лінію не потрібно, оскільки частина прокладених трубопроводів

використовуються як трубопроводи лінії захисту сервомоторів РК.

У зв'язку зі зміною розташування золотника взведення (встановлюється з правого

боку корпусу переднього підшипника на фланець, до якого кріпився РД) змінюються

зовнішні мастилопроводи від золотника взведення до ІМАБ і на злив масла, а також труби

підведення масла до золотника.

Для виміру переміщень поршнів сервомоторів застосовуються датчики лінійного

типу, що працюють в парі з позиціонується вільно встановлюються магнітом.

Реконструкція відсічних золотників виконується з метою сполучення кожного з них

з ЕМП.

Замість демонтованих букс і золотників встановлюються нові, причому відсічні

бочки нових золотників і відсічні кромки нових букс конфігурацією і розташуванням

практично повторюють демонтовані золотникові пари.

Обє´ми робіт, які заплановані по цій позиції, можуть бути скоректовані за

результатами дефекації устаткування при розробці проектно-кошторисної

документації стадії «Проект» і «Робоча документація».

89

2.5.1 Обґрунтування модернізації турбіни типу К-300-240-2

Турбоагрегат енергоблока ст. № 5 типу К-300-240-2 введено в експлуатацію

31.12.1968. З 1995р. по 2010 р. на турбіні проводилися поточні та середні ремонти.

Напрацювання турбіни на 01.10.2010 з дня введення в експлуатацію становить 265 853

годин.

Напрацювання турбоагрегату наближається до розрахункового ресурсу, що привело

до зниження його техніко-економічних показників і істотного зростання витрат на

ремонтно-відновні роботи.

В даний час технічний стан турбоустановки не забезпечує надійної і економічної

роботи блоку, регулювання турбіни не задовольняє сучасним вимогам по регулюванню

частоти і потужності енергосистеми, вимогам автоматизації (основним чинником, що

впливають на економічність роботи блоку, є низький ККД проточної частини циліндрів

високого і середнього тиску (ЦВТ і ЦСТ) турбіни.

Питома витрата тепла (брутто) на турбіну складає 1980 ккал/кВтгод.

У процесі обслідування турбоагрегата виявлені численні дефекти та знос елементів

турбін.

Незадовільний стан упорного підшипника може спричинити руйнування лопаток, а

незадовільний стан опорних підшипників роблять значний вплив на вібраційні

характеристики валопровода.

Крім того виявлені дефекти у пристроях системи паророзподілу: регулюючих і

стопорних клапанах частини високого тиску і промперегріву, що забезпечує надходження

в турбіну необхідної кількості пара, дефекти у пристроях системи автоматичного

регулювання і захисту.

Відмови САРЗ викликані в основному несправностями регулятора швидкості і

автомата безпеки, деформацією і зносом регулюючих і стопорних клапанів з збільшенням

зазорів по ущільнюючим втулкам. На підставі акту технічного стану існуючої системи

автоматичного регулювання та захисту виявлено знос таких деталей, як золотники,

поршень і пружини головного сервомотора, штоки регулюючих і стопорних клапанів,

вимикач СК ВД, вимикач СК п / п, ущільнення насоса імпеллера, електропривод

регулятора швидкості, шарнірні з'єднання, а також зміна зазорів тертьових пар, натягу

пружин, збільшення протічок робочої рідини. Все це, в першу чергу, збільшує ступінь

нечутливості і змінює ступінь нерівномірності частоти обертання.

Існуюча електрогідравлічна САР застаріла і має ряд недоліків. Зокрема вона

залежить від чистоти та якості силової рідини САР і не відповідає вимогам стандартів

UCTE за точністю нормованого первинного та вторинного автоматичного регулювання

частоти та потужності в енергосистемі.

Знос елементів системи регулювання призводить до спотворень характеристик

турбіни.

Для забезпечення участі енергоблока в автоматичному регулюванні і з метою

виконання вимог нормативних документів СОУ-Н ЯЕК 04.156:2009, СОУ-Н ЯЕК

04.157:2009, СОУ-Н ЯЕК 04.160:2009 та ін, в рамках реконструкції енергоблока ст. № 5

проводиться модернізація основного обладнання та систем управління і контролю,

модернізація системи регулювання турбіни з впровадженням електрогідравлічної системи

регулювання, застосуванням мікропроцесорної техніки і швидкодіючих каналів обміну

інформацією.

Для підвищення встановленої електричної потужності, економічної ефективності за

рахунок зниження питомої витрати теплоти турбоустановки, надійності роботи

енергоблока №5 необхідно виконати модернізацію турбоагрегату.

2.6 Модернізація допоміжного турбоагрегату

Модернізація приводної турбіни ТПН-5 типу ОСПТ-1150 М:

90

Турбіна ОСПТ-1150 М є приводом живильного насоса типу ПН-1135-340,

призначеного для подачі живильної води на котел.

У результаті тривалої експлуатації спостерігається знос деталей турбіни.

Передбачити ремонтно-відновлювальні роботи:

- сервомоторів із заміною штоків;

- системи паророзподілу.

Модернізація живильних насосів:

Живильний насос ТЖН

Головний живильний насос типу ПН-1135-340 (ОСПТ-1150М) призначений для

живлення котла живильною водою. Насос здійснює регулювання живлення котла по тиску

і кількості живильної води в інтервалі навантажень від 45% до номінальної.

У результаті тривалої експлуатації спостерігається знос деталей турбонасосу,

промиті ущільнення валу, тріщини по ступицям робочого колеса.

У арматурі обв'язки турбоживильного насоса були виявлені такі дефекти: знос

сальників, задир по сідлам, корозія кріплення, розмиті корпуса.

У зв'язку з вичерпанням ресурсу експлуатації передбачається заміна турбонасосу

типу ОСПТ-1150М на новий типу ОСПТ-1150М-4 з комплектом запасних частин. Крім

того, згідно з виявленим дефектів, передбачається:

- заміна зворотного клапана видачі ТЖН на новий;

- заміна арматури, в тому числі з електроприводом;

- заміна клапанів для манометрів;

- заміна трубопроводів і опор.

Живильний насос ЖЕН

На енергоблоці № 5 в тракті живильної води встановлений один пускорезервний

поживний електронасос (ЖЕН) типу ПЕ-600-300-2. Морально застарілий живильний

насос не може забезпечувати необхідні параметри живильної води.

Передбачити заміну проточної частини ПЖН.

Крім того передбачити:

- заміну зубчастих муфт на муфти пластинчасті;

- заміну маслоохолоджувачів на нові типу М025х4;

- заміну зворотного клапана видачі ПЖН на новий.

Модернізація допоміжного насосного обладнання ТГ-5

Насоси ущільнень генератора (МНУ-5А)

На блоці встановлено три масляних насоса (два основних і один аварійний) для

ущільнень вала генератора типу 4 МК 7x2 (Q = 30 м3/год, Н = 80м.вод.ст.).

Передбачити заміну одного основного насоса ущільнень генератора типу 4МК-7х2

на аналогічний.

Головні масляні насоси (ГМНТ-5А, Б)

Для подачі олії з маслобака в систему змащення турбіни на блоці встановлено два

головних масляних насоса і два аварійних насоса типу 200Д-60 продуктивністю 200 м /

год і напором 60 м.вод.ст.

Передбачити встановлення двох нових насосів типу 200Д-60.

Насоси технічної води (НТВ-5А, Б)

На блоці встановлено два насоси типу 6НДВ (Д-320/50) (Q=360м3/год, Р=54М),

призначених для подачі технічної води в систему охолодження обладнання турбіни.

Передбачити встановлення двох нових насосів аналогічного типу.

Насоси регулювання турбіни (НРТ-5Б, В)

На блоці встановлено три насоси типу 6 МС 7x5, продуктивністю 180 м / год і

напором 24 кгс/см2, призначені для подачі конденсату в систему регулювання.

У зв'язку з вичерпанням ресурсу експлуатації насоси регулювання турбіни НРТ-5 Б,

91

В типу 6 МС 7x5 підлягають заміні на нові.

Модернізація трубопроводів і арматури регенерації високого та низького тиску

Порушення нормального режиму експлуатації трубопроводів обв'язки ПВТ і ПНТ по

пару, живильній воді та дренажу; зумовлені частими пусками і остановами блоку, привели

до зниження міцності металу трубопроводів і скорочення їх терміну служби. У результаті

тривалої експлуатації відбулося поступове зменшення товщини стінок паропроводів через

повзучості металу, тріщини у зварювальних швах і околошовній зоні, тріщини в зварних

трійниках і місцях приварки штуцерів, пошкодження згинів і корозійно-ерозійний знос

трубопроводів. Необхідно замінити паропровід гострого пару діам.245х45 ст.12х1МФ в

кіл-ті 73,8т, паропровід ХПП діам.465х16 ст12Х1МФ в кіл-ті 70т., ПНД

діам.219х8,159х20,89х6,32х6 ст.20 в кіл-ті 79м.п. з 17 відведеннями, БНТ діам. 32х6 і віще

ст20 в кіл-ті 150м.п. і відведень -30од.

У зв'язку з тим, що експлуатація енергетичної арматури ведеться при високих

температурах, в умовах тертя і при великих механічних навантаженнях ущільнювальні

поверхні затворів у різних типах арматури вийшли з ладу.

Знос проточної частини арматури енергоблока ст. № 5 привів до ерозії і вібрації

конструктивних елементів, появі протікання через сальникові ущільнення, зниження її

працездатності, зміни робочих характеристик і т. ін.

Для забезпечення надійності роботи трубопроводів і арматури та запобігання

подальших ушкоджень, які можуть бути викликані розвитком процесів повзучості, ерозії,

корозії, зниженням міцності і пластичних характеристик металу при експлуатації

передбачити виконання відновлювальних робіт і заміні відробивших свій ресурс

трубопроводів і арматури, а також виконання ремонтно-відновлювальних робіт на ПВД, а

саме заміна задв. Ду150Ру100 1ПО 1шт., Ду20Ру380 12шт.,Ду 20Ру255-36шт,Ду10Ру380-

4шт.,Ру255-18шт.,клапан ду150Ру100-6шт., вентиль Ду40-4шт,Ду50-4шт, Ду80-

2шт,Ду125-2шт., Ду20Ру380-4шт,Ду50Ру64-2шт.,задвижка 2С-28-1 Ду150 Ру100-1шт.,

881-150ЦЗ—4шт., Ду10Ру380-6шт., Ру255 «р» -2шт,Ду40Ру255 -4шт., клапан Ду10Ру360-

8шт., відновлювальні роботи арматури різного діаметра в кіл-ті 534 од.

Модернізація масловакуумної системи

Маслосистеми турбоагрегату призначена для подачі масла до підшипників турбіни,

генератора, турбоживильного і електроживильного насоса, забезпечує рідинне тертя

підшипників ковзання, а також роботу гідромуфти ЖЕН і водневих ущільнень вала

генератора.

Оскільки припинення маслопостачання веде до виникнення сухого тертя в

підшипниках і їх виплавлення, що обумовлює серйозні пошкодження проточної частини,

кінцевих ущільнень турбіни і шийок роторів турбоагрегату, то найважливішою вимогою

до маслосистеми є забезпечення надійності її роботи.

Маслосистема включає в себе: масляний бак, масляні насоси і маслоохолоджувачі

типу МО-53-4 ХТГЗ по п'ять на блок. У маслоохолоджувачі використовується вода з

циркуляційної системи.

Характеристика маслоохолоджувачів:

- поверхня охолодження - 53 м2

- витрата охолоджуючої води -140 т / год

- витрата масла - 79,5 т / год

- діаметр трубок -16/14 мм

До складу допоміжного обладнання вакуумної системи турбіни К-300-240-2 входять:

два ежектора основних, один з яких робочий, а інший - резервний; ежектор пускової і

ежектор з конденсатором лабіринтового пара (ежектор ущільнення).

Основні ежектори призначені для відсмоктування неконденсуючих газів з

конденсатора.

92

Пусковий ежектор призначений для відсмоктування повітря з циркуляційної системи

при заповненні її водою, а також з конденсатора при пуску турбіни.

Ежектор відсмоктування пари з ущільнень призначений для відсмоктування

пароповітряної суміші з ущільнень турбіни К-300-240-2 і трубоприводи живильного

насоса.

На трубопроводах відборів турбіни встановлені зворотні клапани, призначені для

захисту турбіни від розгону зворотним струмом пари, що міститься в трубопроводах

відборів і підключених до них підігрівачів при скидах навантаження. На паропроводах

відборів турбіни К-3 00-240-2 встановлені зворотні клапани з гідроприводом типу KOC-

200-IV, КОС-400-IV і KOC-600-IV.

У процесі експлуатації масловакуумна система турбоагрегату забруднюється

шламообразуваннями , а також продуктами корозії і зносу тертьових елементів. Основним

джерелом забруднення є зливні трубопроводи, так як їх перетин заповнено маслом не

повністю, а наявність в системі повітря і водяної пари викликає інтенсивну корозію

неомивних масел внутрішніх поверхонь. Забрудненість маслосистеми є причиною

псування масла, передчасного зносу підшипників, відмов систем регулювання.

Для забезпечення безаварійної та надійної роботи турбоагрегату ст. № 5 проектом

технічного переоснащення передбачити виконання обсягу робіт, що включає в себе:

По маслосистемі:

- очищення і усунення дефектів маслоохолоджувачів із заміною трубного пучка і

ущільнень кришок МО;

- заміна дефектних маслоохолоджувачів на нові типу МО-53-4;

- заміна масло очисної машини;

- заміна трубопроводів та арматури масляної системи.

По вакуумній системі:

- відновлювальні роботи конденсатора турбіни з усуненням дефектів і заміною

деталей і трубок конденсатора;

- заміна корозійно-зношених ділянок та компенсаторів напірних і зливних

циркводоводів;

- заміна фільтрів охолоджуючої води на модернізовані фільтри типу ФС-400,

виробництва ВАТ «Турбоатом». Установка сучасних фільтрів очищення охолоджуючої

води дозволить підвищити рівень надійності, ефективності і довговічності устаткування;

- заміна компенсаторів трубопроводів парових відборів у паровому просторі

конденсатора;

- відновлювальні роботи основного ежектора з арматури відключення;

- відновлювальні роботи станини і робочих коліс ексгаустерів;

- відновлювальні роботи КОСІВ з усуненням дефектів;

- заміна згинів і ділянок трубопроводів вакуумної системи;

- усунення дефектів арматури по вакуумній системі;

- заміну ділянок скидних трубопроводів ШРОУ-А, Б;

- налагодження опорно-підвісної системи паропроводів.

Обє´ми робіт, які заплановані по цій позиції, можуть бути скоректовані за

результатами дефекації устаткування при розробці проектно-кошторисної

документації стадії «Проект» і «Робоча документація».

2.7. Модернізація системи очищення димових газів з встановленням дослідно-

промислової системи очищення димових газів від оксиду сірки

В загальній об’єм реконструкції електрофільтрів типу ПГДС 4-50 входить:

- коригування аеродинаміки газових потоків;

- реконструкція механічної частини електрофільтрів;

- заміна систем управління та агрегатів живлення електрофільтрів;

93

- модернізація систем заземлення електрофільтрів;

- встановлення блоків автоматичного управління механізмами струшування

коронуючих та осаджувальних електродів;

- модернізація газорозподільчих грат електрофільтрів;

- реконструкція шлаковидалення електрофільтрів с провадженням

пневмозоловидалення з можливістю складування сухої золи для подальшої реалізації;

- модернізація існуючої системи контролю викидів шкідливих речовин з димовими

газами

- будівництво сіркоочистки, що включає в себе: технологічне устаткування

(обладнання вузла розвантаження, зберігання і підготовки сорбенту, вузол

транспортування і подачі готового сорбенту в реактори), електротехнічне обладнання,

пристрої заземлення, блискавкозахисту, кабелі та ін.; систему управління, датчики, КВП

та ін.; технологічні трубопроводи;газоходи, пневмозолопроводи та ін.; обладнання та

трубопроводи допоміжних систем.

В технічному переоснащенні енергоблока ст. № 5 передбачається будівництво

споруд сіркоочистки:

- установка системи сіркоочистки;

- димососи системи сіркоочистки;

- витратний силосний склад вапнякового борошна;

- силосний склад золи;

- системи безперервного моніторингу.

Мета технічного переоснащення електрофільтрів - впровадження сіркоочистки з

метою дотримання Закону України «Про охорону атмосферного повітря» від 16 жовтня

1992 року, N 2708-XII, а саме:

Забезпечення показників граничнодопустимих викидів (ГДВ):

- по твердим часткам - до 50мг/нм3;

- запропонована сіркоочисна установка повинна забезпечувати концентрацію

діоксидів сірки в вихідних газах на рівні, який відповідає діючим на дату розкриття

пропозицій конкурсних торгів нормативам з концентрації шкідливих речовин в вихідних

газах

- впровадження системи стаціонарного непереривного моніторингу викидів у

атмосферу шкідливих речовин на підставі нормативного документа СОУ-Н МПЕ

40.1.02.307.2005 Міністерства палива та енергетики України «Установки сжигания на

тепловых электростанциях и котельных. Организация контроля за выбросами в

атмосферу»;

- впровадження автоматизованої системи контролю викидів речовин від енергоблока

повинна: забезпечити безперервний автоматичний контроль витрат димових газів і вмісту

таких компонентів як SO2,CO2, NO2, O2, тверді частки; бути оснащена EOM з відповідним

програмним забезпеченням, яке дозволяє проводити розрахунки сумарних викидів

забруднюючих речовин за будь - який календарний період, а також виконувати

розрахунки по ефективності золоуловлювання при різних режимах експлуатації.

Проектом реконструкції існуючих електрофільтрів енергоблока ст. № 5

передбачити:

по внутрішньому механічному устаткуванню:

- заміну систем осаджувальних і коронуючих електродів, в тому числі систем їх

регенерації;

- реконструкцію системи газорозподілу;

- заміну вузлів кріплення і ін;

Загальний об'єм демонтованого обладнання дорівнює 400т.

по електричній частині електрофільтрів:

94

- заміну агрегатів живлення електрофільтрів АТФ-400, АУФ-400 – 16 шт;

- заміну панелей управління агрегатами живлення електрофільтрів ПРТ-400, АУФ-

400 – 16 шт;

- заміну прибора тимчасового струшування коронуючих та осаджувальних

електродів типу КЕП – 2 шт;

- заміну щита керування та сигналізації – 2 шт;

- заміну кабелю АСБЕ 1/95 – 800 м;

- заміну кабелю КВВГ 14х2,5 – 200м; 4х2,5 – 150 м; 14х1,5 – 50 м;

- заміну опорниз ізоляторів – 128 шт;

- заміну електродів осаджувальних – 528 шт;

- заміну електродів коронуючих – 512 шт;

- заміну балок струшування, підвісу – по 528 шт;

- заміну мотор-редуктора МПО-2-10 ЩС 0,6/0,6 – 32 шт;

- заміну блока струшування коронуючих електродів – 64 шт;

- заміну блока струшування осаджувальних електродів – 48 шт.

- відновлення або заміна системи електроосвітлення, в тому числі кабелів

освітлення ефектрофільтрів і намету;

за системою управління, захисту, контролю та сигналізації: - модернізацію системи управління і контролю роботи агрегатів живлення,

механізмів струшування осаджувальних і коронуючих електродів та ін;

- заміну шаф місцевого управління механізмами струшування з електроапаратурою;

- модернізацію системи автоматичного контролю, датчиків та електронних блоків

для за безпечення необхідної періодичності струшування;

- модернізацію системи аварійної і попереджувальної сигналізації;

- впровадження автоматичного або ручного регулювання заданих технологічних

параметрів у різних режимах експлуатації електрофільтрів з автоматизованого робочого

місця;

- впровадження системи безперервного контролю викидів забруднюючих речовин в

атмосферу;

по металоконструкціях електрофільтрів: - відновлення конструкцій стелі і даху корпусу, люків (лазів), коробчастих балок та

ін;

- відновлення металоконструкцій намету;

- відновлення бункерів і корпусів;

- відновлення антикорозійного захисту та теплової ізоляції металоконструкцій і

корпусів, внутрішніх і зовнішніх поверхонь дифузорів і конфузорів;-відновлення

ущільнень і дефекттних ділянок корпусу з метою зниження присосів холодного повітря до

значень, що не перевищують нормативні;

- реконструкцію примикаючих газоходів;

- відновлення або заміна майданчиків, переходів для обслуговування і ремонту, ін

Основними споживачами електроенергії електрофільтрів є двигуни системи

струшування, високовольтні агрегати електроживлення, електронагрівачі кварцових

ізоляторів, а також обладнання для освітлення електрофільтрів.

У процесі перевірки вузлів і деталей електроустаткування електрофільтрів виявлені

дефекти, без усунення яких введення в експлуатацію електрофільтрів неможливо.

Згідно акту технічного стану електрообладнання електрофільтрів енергоблока ст. №

5, електрообладнання електрофільтрів мають наступні дефекти:

- агрегати живлення АТФ-400 мають старіння основної ізоляції;

- панелі управління агрегатами живлення ПРТ-400 морально застаріли. Відсутність

запасних частин;

95

- прилад тимчасового струшування коронуючих і осаджувальних електродів типу

ПВВ фізично і морально застарів, відсутність запасних частин;

- щит управління і сигналізації ЩСУ має знос силових контактів, знос кінематики;

- кабель АСБЕ-1х95 має корозію захисного покрову броньованих кабелів;

- кабель КВВГ-14x2, 5, КВВГ-14х1, 5, КВВГ-4х2, 5 має стікання просочувального

складу кабелів, зниження жильний ізоляції;

- сборки 0,4 кВ РТЗО мають корозію металу;

- опорні ізолятори та опорно-прохідні ізолятори мають тріщини, руйнування.

Для усунення зазначених дефектів і для поліпшення очищення димових газів

передбачається модернізація газоочисного обладнання з установкою дослідно-

промислової системи очищення димових газів від оксидів сірки.

У зв'язку з посилюванням норм допустимих викидів золи в атмосферу енергетичних

підприємств, що спалюють тверде паливо, посиленням вимог до ступеня очищення

димових газів, виникає необхідність проведення модернізації існуючої системи

газоочищення із застосуванням найсучасніших технологій.

Передбачається модернізація електротехнічного обладнання та заміна непридатного

в подальшій експлуатації електрообладнання існуючої системи газоочищення, а саме:

- замінюються високовольтні агрегати електричного живлення;

- замінюються панелі управління агрегатами живлення електрофільтрів;

- замінюються щити управління і сигналізації ЩСУ;

- замінюються опорні ізолятори;

- замінюються опорно-прохідні ізолятори;

- замінюються електроди осаджувальні;

- замінюються коронуючи електроди;

- замінюються мотор-редуктор МПО-2-10ЩС 0,6 / 0,6;

- замінюються механізми струшування осаджувальних і коронуючих електродів;

Для електропостачання електроприймачів електрофільтрів передбачена комплектна

двух-трансформаторна підстанція 2КТП-1000/6/0, 4кВ, що встановлюється в приміщенні

перетворювальної підстанції. Від силових шаф 2КТП живляться агрегати живлення

фільтрів і пункти розподільчі силові ПР11, призначені для електроживлення

електродвигунів вентиляторів, електроконвекторів, електровібраторів.

Електропостачання 2КТП електрофільтрів передбачено від КРУ-6кВ головного

корпусу енергоблока ст. № 5 в якому необхідно встановити додатково клітинку 6кВ (ввод

№ 2 електрофільтрів).

Електропостачання виконується силовим кабелем марки АВВГнг-БКВ.

Кабель передбачається прокласти в існуючому каналі по існуючій трасі на існуючих

кабельних конструкціях головного корпусу енергоблока ст. № 5.

Для запобігання розповсюдження пожежі при загорянні кабелів в місцях проходу

через стіни в трубах в отворі, передбачено встановити пожежоперешкоджувальні

перегородки СПО-Е.

Обє´ми робіт, які заплановані по цій позиції, можуть бути скоректовані за

результатами дефекації устаткування при розробці проектно-кошторисної

документації стадії «Проект» і «Робоча документація».

2.8 Обмурування, теплова ізоляція і антикорозійний захист обладнання

У період технічного переоснащення енергоблока ст. № 5 Криворізької ТЕС будуть

проведені роботи з обмуровке котла, теплової ізоляції турбіни, обладнання та

трубопроводів відповідно до обсягів робіт, виданими Замовником.

Для забезпечення доступу до елементів котла, поверхням нагріву, вузлам турбіни,

ділянкам трубопроводів, арматури необхідно виконати демонтаж:

- обмурівки котла;

96

- теплової ізоляції турбіни;

- теплової ізоляції устаткування, трубопроводів, газовоздухопроводов і арматури.

Після завершення технічного переоснащення будуть виконані роботи з відновленню

обмурівки та теплової ізоляції.

Обє´ми робіт, які заплановані по цій позиції, можуть бути скоректовані за

результатами дефекації устаткування при розробці проектно-кошторисної документації

стадії «Проект» і «Робоча документація».

2.9 Модернізацію установки очищення конденсату

Установка знесолювання турбінного конденсату (УЗТК).

Установка очищення турбінного конденсату (УОТК) у складі енергоблока ст. № 5

була введена в експлуатацію в 1972 році. Розташована в турбінному відділенні в осях А-Б,

41-43.

Згідно акту технічного стану фільтрів, трубопроводів та запірної арматури УЗТК

турбоагрегата №5 Криворізької ТЕС проектом передбачити:

- модернізацію фільтрів УОТК з заміною верхнього, середнього і нижнього

дренажно-

розподільних пристроїв;

- нанесення нових антикорозійних хімпокритій на внутрішні і зовнішні поверхні фільтрів;

- заміну трубопровідної арматури,

- часткову заміну трубопроводів обв'язки фільтрів і мірників;

- заміну фільтруючих матеріалів;

- заміну трьох струйних насосів;

- заміну системи автоматичного контролю водно-хімічного режиму (ВХР) даного

енергоблока з установкою на ділянках пароводяного тракту безперервно діючих приладів

автоматичного хіманалізу;

- заказ та монтаж установки фірми PALL CORPORTHION по комплексному очищенню

від механічних домішок і води турбінного масла масло системи ТГ 5 – 1 шт;

- нанесення нового хімпокриття у однокамерному фільтрі Ø 2000, 3000 мм;

- заміну аналізатора рідини КВЧ 5М для сірчаної кислоти і єдкого натра по 1 комплекту;

- заміну катіоніту та аніоніту - 45 м³ та 18 м³ відповідно;

- встановлення автоматичного флюорату АЄ-2 – 1 шт та аналізатора загального та

органічного вуглецю і азота – 1 шт.

Обє´ми робіт, які заплановані по цій позиції, можуть бути скоректовані за

результатами дефекації устаткування при розробці проектно-кошторисної документації

стадії «Проект» і «Робоча документація».

2.10 Модернізацію електрообладнання

Схема видачі потужності. Споживачі власних потреб.

Проектом технічного переоснащення енергоблока ст. № 5 передбачається технічне

переоснащення технологічного обладнання, яке не тягне за собою зміни схеми видачі

електричної потужності, тобто видача електричної потужності енергоблока буде

здійснюватися на шини розподільних пристроїв відкритого типу ВРП-330 кВ .

Схема видачі потужності енергоблока ст. № 5 (креслення 87-240 - ТЕО 2-ЕТ лист 3).

Для виконання підвищених вимог до роботи енергоблока ст. № 5 Криворізької ТЕС

проектом технічного переоснащення передбачити заміну і модернізацію

електроустаткування згідно з актами дефектації.

Обє´ми робіт, які заплановані по цій позиції, можуть бути скоректовані за

результатами дефекації устаткування при розробці проектно-кошторисної документації

стадії «Проект» і «Робоча документація».

97

§1 Модернізація турбогенератора ТГВ-300

Модернізація існуючого турбогенератора ТГВ-300 необхідна для оновлення

працездатності турбогенератора з електричною потужністю енергоблока не менше 315

МВт при cosφ = 0,9 (з можливостю підвищення потужності генератора до 320МВт при

cosφ = 0,85) і його допоміжного обладнання.

У процесі перевірки вузлів і деталей виявлені дефекти, без усунення яких введення

турбогенератора в експлуатацію неможливий.

За результатами теплових випробувань, здійснених НДИ ХЕТМ обмеження

навантаження до 280 МВт.

Необхідно виконати модернізацію генератора згідно високовольтним

випробуванням.

Існуючу систему збудження генератора передбачається замінити на нову типу

СВТГ-3350/420-01УХЛ4. Завод-виробник «ХЕМЗ». Трансформатор збудження генератора

ТМП-5 входить до складу нової системи збудження генератора. Передбачити наявність у

новій системі АРЗ-СД і початковий пуск ТВ.

Обє´ми робіт, які заплановані по цій позиції, можуть бути скоректовані за

результатами дефекації устаткування при розробці проектно-кошторисної

документації стадії «Проект» і «Робоча документація»

§2 Модернізація електрообладнання трансформаторів Т-5, Т-25

У процесі перевірки вузлів і деталей виявлені дефекти трансформаторів, без

усунення яких введення трансформаторів в експлуатацію неможливе.

Згідно акту технічного стану електрообладнання світлового двору блоку ст. № 5

трансфор-матор Т-5 має такі дефекти:

- масло не відповідає вимогам НТД;

- гума втратила еластичність, численні тріщини і течі;

- термін експлуатації з 1964 року;

- маслонаповнені герметичні вводи ЗЗОкВ типу БМТ-15-110/600У1 мають сколи та

тріщини на ізоляторах, збільшений тангенс основної ізоляції;

- маслонаповнені негерметичні вводи ЗЗОкВ типу БМТП - 330/1000 мають сколи та

тріщини на ізоляторах, збільшення тангенс основної ізоляції;

- пристрій, що охолоджує ДЦ-2300/8-200 має корозію металу, деформацію,

негерметичість;

- шафа ШАОТ типу ДД-4 має пошкодження корозії. Тріщини на корпусі автоматів;

- маслонасос ЕЦТ-100/8 має пошкодження обмотки статора, нещільне прилягання

кришок;

- знос робочої частини насоса;

- електродвигуни вентиляторів обдування Т-5 МОМ-132 S-8 Рн = 2.2 кВт п = 720 об /

хв мають пошкодження кріплення електродвигуна, нещільне прилягання кришок, пошкод-

ження обмотки статора;

- трансформатор Т-5 має пошкодження фарбувального шару, корозію металу.

Згідно акта технічного стану електрообладнання світлового двору енергоблока ст. №

5 трансформатор Т-25 має наступні дефекти:

- трансформатор Т-25 типу ТРДНС-3 2000 / 3 5 із охолоджувачами вичерпав свій

термін експлуатації (в експлуатації з 1975 року). Збільшений тангенс основної ізоляції

трансформатора. Гума втратила еластичність, численні тріщини і течі, має пошкодження

фарбувального шару, корозію металу;

- трансформатор ТМП-3200/20 з охолоджувачами має збільшений тангенс основної

ізоляції трансформатора. Збільшено тангенс основної ізоляції трансформатора. Гума

втратила еластичність, багаторазові тріщини і течі. Вичерпаний термін експлуатації (в

експлуатацію введений в 1975 році), має пошкодження фарбувального шару, корозію

98

металу;

- термосігналізатор ТКП-160 має зруйновану ізоляцію полімерів;

- масло трансформаторне марки ТКП не відповідає вимогам НТД (збільшений

тангенс діелектричних втрат, низька пробивна напруга);

- пускачі ПАЄ-511, ПАЄ-411 мають знос магнитопровода, контактів і пружин

відкидання;

- автомати АП-50 мають заклинювання, знос контактів, деформацію теплових

елементів, відколи на корпусі;

- контур заземлення світлового двору бл.ст.№5 має корозію металу.

Для усунення зазначених дефектів блочного трансформатора передбачається

модернізація блочного трансформатора типу ТДЦГ-400000/330 Sн = 400000кВа UBH =

347кВ UHH = 20KB UK = 12,5%, яка включає в себе:

- модернізацію блочного трансформатора Т-5 з заміною трансформаторного масла,

гуми МБС різної товщини;

- маслонаповнені герметичні вводи ЗЗОкВ типу БМТП - 330/1000 замінюються на

нові;

- маслонаповнені герметичні вводи ЗЗОкВ типу БМТ замінюються на нові;

- шафи ШАОТ типу ДЦ-4 замінюються на нові;

- пристрій, що охолоджує ДЦ-2300/8-200 замінюється на нове;

- електродвигуни вентиляторів Т-5 типу МОМ-132 S-8 потужністю 2,2 кВт з числом

обертів 720 об / хв. - замінюються новими електродвигунами;

- пускачі ПАЄ-511 – 6 шт, ПАЄ-411 – 6 шт замінюються на нові;автоматичні

вимикачі АП-50-замінюються на нові; маслонасоси ЕЦТ-120/10 зазмінюються на нові;

термосигналізатори типу ТКП-160 в кількості 5 шт. замінюються на нові; передбачається

відновлення антикорозійного покриття трансформатора Т-5;

-трансформаторне масло марки ТКП замінюється на нове;

- передбачити відновлення антикорозійного покриття трансформатора, майданчиків

та металлоконструкцій трансформатора.

Для усунення дефектів трансформатора власних потреб енергоблока ст.№ 5 і в

зв'язку з проектуванні нової установки сіркоочистки димових газів енергоблока ст.№ 5, у

ТЕО передбачається заміна трансформатора власних потреб Т-25 типу ТРДНС-32000/35

на новий більшої потужності типу ТРДНС-40000/35-У1.

Розрахунок навантажень на трансформатор власних потреб Т-25 см. 87-240-ТЕО 2-

ЕТ Л.4.

Існуючий трансформатор збудження генератора ТМП-3200/20 замінюється на новий

трансформатор збудження, який входить до складу нової системи збудження

турбогенератора.

Контур заземлення електрообладнання «світового двору» замінюється в повному

обсязі на новий контур заземлення згідно ПУЕ-2009р.

§3 Модернізація електродвигунів 6 кВ котельного відділення та

електрообладнання котельного відділення:

У процесі перевірки вузлів і деталей електродвигунів 6кВ котельного відділення

виявлені дефекти без усунення яких, введення електродвигунів в експлуатацію

неможливий.

Згідно актів технічного стану передбачити:

- модернізацію електродвигунів димососа Д-5АБ ДАЗО-1910-12, Р=1700кВт, І=

216А, 496 об/хвил; М -5А,Б типу СДМЗ-20-49-60 Рн = 2000кВт п = 100об/хв в кількості

2шт. згідно результатів високовольтних випробувань;

- заміну електродвигунів дуттьових вентиляторів ДВ-5А, Б типу ДАЗО 15-69-8/10 Рн

= 400/800 кВт п = 743/595 об / ми, UH = 6 кВ, асинхронних, горизонтального виконання в

кількості 2 шт. на нові з частотно-регулюємим електроприводом;

99

- заміна існуючого тиристорного збудження млинів М-5А, Б на нове тиристорне

збудження млинів нової модифікації у кількості 4шт. Передбачити, що для живлення

полюсів синхронного електродвигуна типу СДМЗ-20-49-60 необходим тиристорний

збуджувач з характеристиками: струм-280-300А; діапазон регулювання напруги в межах

100-200В, без форсування, (зауваження електроцеху КрТЕС);

- заміну електродвигунів вентиляторів гарячого дуття ВГД-5А, Б типу ДАЗО 13-42-

8М Рн = 320 кВ п = 740 об / хв, UH = 6 кВ, асинхронних горизонтального виконання в

кількості 2 шт. на нові асинхронні електродвигуни типу ДАЗО-450У У1 Рн = 500кВт п =

750омін U = 6кВ. Завод-виробник ЗАТ «Завод Великих Електричнаих машин» »м.Нова

Каховка Херсонська обл.;

- заміну електродвигунів млинових вентиляторів МВ-5А, Б тип ДАЗО 13-55-6 Рн =

500 кВт п = 500/6000об / хв, UH = 6 кВ, асинхронних горизонтального виконання в

кількості 2 шт. на нові електродвигуни типу ДАЗО-450У6 У1 Рн = 630кВт п = 750об/мін

Ш = 6кВ. Завод-виробник ЗАТ «Завод Великих Електричних машин» м.Нова Каховка

Херсонської області;

- заміну електродвигунів ПСУ живильників сирого вугілля – АО 52-6, 4,5 кВт 950

об/хвил у кількості 4 шт на електродвигуни з частотніи регулюванням 10 кВт 1500

об/хвил;

- заміну електродвигунів пиложивильників (п\п) – ПБ-42, 1,5 кВт, 1500 об/хв. У

кількості 12 шт на електродвигуни з частотним регулюванням оборотів;

- заміну електродвигунів ш/ш – 4 шт, електродвигунів РВП – 4 шт, електродвигунів

ВПУ М-5АБ – 2 шт, електродвигунів обдува 4-го подшипніка Д-5А,Б – 2 шт,

електродвигунів маслостанцій М та Д – 4 шт, електродвигунів густої смазки – 1 шт –

згідно акту технічного стану;

- заміну сборки РТЗО вводної та фідерної – у кількості згідно акту технічного стану;

- заміну пускачів ПАЄ-411, 311, автоматів АП-50, 25А, 16А, 6,3А – у кількості

згідно акту технічного стану;

- демонтаж дросельних перетворювачів живильників пилу ПДК – 6 шт и контакторів

КП 31/41-220.

§4 Частотне регулювання електроприводів дуттьових вентиляторів ДВ-5А, Б

Згідно акту технічного стану електрообладнання котельного відділення

електродвигунів дуттьових вентиляторів ДВ-5А, Б необхідно передбачити частотне

регулювання.

Частотно-регулюємий електропривод дозволить:

- підвищити ефективність роботи дуттєвого вентилятора за рахунок регулювання

частоти обертання приводного електродвигуна, змінюючи при цьому витрата повітря, що

подається в котел від мінімального до максимального значення при повністю відкритому

положенні направляючого апарату;

- здійснювати плавний пуск і останов приводного електродвигуна дуттєвого

вентилятора без негативного впливу на живильну електромережу;

- в аварійному режимі проводити прямі пуски електродвигуна дуттєвого вентилятора

з подальшим регулюванням величини витрати повітря за допомогою наявних засувок

направляючого апарата;

- під управлінням АСУ автоматично регулювати подачу повітря в зону горіння в за

-лежності від витрати палива, що визначається режимної карти котла з урахуванням

коефіцієнта надлишку повітря в казані і температури повітря, що подається.

Впровадження частотно-регульованого електроприводу дуттьових вентиляторів

забезпечить:

-оперативність управління і надійність підтримки заданих технологічних параметрів,

уникаючи при цьому порушення топкового режиму, що знизить ймовірність виникнення

аварійних ситуацій на котлі;

100

- економію споживання електроенергії електродвигунами дуттьових вентиляторів від

30% до 50% залежно від режиму роботи.

§5 Модернізація електродвигунів 6кВ турбінного відділення та

електрообладнання т/в

У процесі перевірки вузлів і деталей електродвигунів 6 кВ турбінного відділення

виявлені дефекти, без усунення яких, введення електродвигунів в експлуатацію не

можливий.

Згідно акту технічного стану електрообладнання турбінного відділення блоку ст..№5

передбачити:

- заміну електродвигуна живильного електронасосу ПЕН -5 АВ 8000/6000 в кількості

1 шт на електродвигун типа 4АРМ 8000/6000 адаптирований під фундамент

електродвигуна типу АВ 8000/6000;

- модернізацію електродвигунів циркуляційних насосів ЦН-5А, Б типу АЗ-800/600

Рн = 800кВт U = 6кВ з заміною обмотки – 2 шт;

- модернізацію електродвигунів бустерних живильних насосів БПН-5А, Б, В типу

АЗ-500/6000 Рн = 500кВт U = 6rB Із заміною обмотки – 3 шт;

- модернізацію електродвигунів конденсатних насосів КН-5А, Б, В типу ВА 12-41-4

Рн = 500кВт U = 6rB з заміною обмотки – 3 шт;

- модернізацію електродвигунів підігрівачів низького тиску ПНД-5А, Б типу А-113-4

Рн = 200 кВт U = 6кВ із заміною обмотки – 2 шт;

- модернізацію електродвигунів: (насоса пускового ежектора НПЕ 5 А-112-4 – 1 шт,

насосів регулювання турбіни НРТ 5А,Б,В А-102-4, 160 кВт – 3 шт, насосів газоохлажденія

генератора НГО 5 А,Б А-2-92-6, 75 кВ/ 1000 об – 2 шт, конденсатних насосів знесолюючої

установки КНОУ 5 А,Б,В – 3 шт, насосів технічної води НТВ-5А,Б А82/4 – 2 шт,

головного маслонасоса змащення турбіни ГМНТ-5АБ А2-91-2, 75 кВт – 2 шт, маслонасоса

ущільнень генератора МНУ 5АБ А2-81-2, 55 кВ/ 3000об-2 шт, валоповоротного устрою

ВПУ-ТГ-5 ел.двигун АО-82-8, 28 кВт/750 об – 1 шт, аварійних маслонасоса змащення

турбіни АМНТ 5 А,Б (з заміною підшипників) – 3 шт) - із заміною обмотки;

- модернізацію електродвигунів: (аварійного маслонасоса ущільнення генератора

АМНУ-5 – 1 шт, ексгаустера 5А,Б – 2 шт, електродвигунів РСТ бл.5 – 1 шт,

електродвигунів обертаючих сіток ЦН)- 2шт. – з заміною підшипників;

- заміну вентилів Ду20 – 10 шт, Ду50 – 20 шт (на відм.-3,3);

- заміну пускової апаратури: пускачів ПМА-3102-УХЛ4- 20 шт, ПМЄ-211 – 15шт,

ПМЛ-5100 - 6шт, ПМЛ-4110 – 3 шт, ПАЄ-511 – 3 шт, ПАЄ - 411 – 6шт, ПАЄ- 311 – 12 шт,

заміну БНТ-5А,Б- 2 шт, заміну автоматичних вимикачів А3740-63А- 4 шт, 50А – 4 шт,

100А- 10 шт, заміну кнопки управління ПКЄ 722 2У2 – 4 шт, КУ-12322 – 5 шт, ПКЄ 222

– 5 шт;

- заміну дренажного насоса бл.5;

- заміну ТВ-5;

- заміну сборок РТЗО вводної та фідерної – у кількості згідно акту технічного стану.

Примітка При монтажі нових електродвигунів котельного та турбінного

відділень з габаритними розмірами відмінними від існуючих електродвигунів передбачити

в проектно-кошторисній документації модернізацію фундаментів, креслення

з'єднувальних муфт і, при необхідності, модернізацію редукторів.

§6 Модернізація електрообладнання ЗРП У процесі перевірки вузлів і деталей електроустаткування ЗРП енергоблока ст. № 5

виявлені дефекти, без усунення яких введення в експлуатацію існуючих автоматичних

вимикачів, ру-більників, трансформаторів власних потреб ТСЗ неможливий.

КРП- 6кВ

Згідно акту технічного стану електрообладнання КРП-6кВ мають наступні дефекти:

101

- вимикачі типу ВМП-10К мають знос контактів і кінематики, прослаблена різьба на

полюсах;

- трансформатор НТМН-6 має старіння ізоляції обмоток, корозія заліза;

- автоматичні вимикачі АП-50 мають заклинювання, знос контактів, деформація

теплових елементів, відколи на корпусі;

- шини алюмінієві мають механічні пошкодження, оплавлення.

Для усунення зазначених дефектів і для надійної експлуатації електрообладнання

КРП-6 кВ передбачити заміну:

- вимикачам ВМП-10К 630А в кількості 35 шт., ВМП-10К 1000А в кількості 7 шт.;

- вимикачам автоматичним АП50 в кількості 46 шт;.

-трансформаторам НТМИ-6 в кількості 4шт.;

- шинам алюмінієвим в кількості 40м.

Щіти 0,4 кВ машзалу 5 НМ

У процесі перевірки вузлів і деталей електроустаткування щітів 0,4 кВ машзалу

енергоблока ст. № 5 виявлені дефекти, без усунення яких введення в експлуатацію

існуючих автоматичних вимикачів, рубільників, трансформаторів власних потреб ТСЗ

неможливий.

Згідно акту технічного стану це електрообладнання мають наступні дефекти:

- вимикачі типу АВМ-15Н, АВМ-10Н, А-3134, А3716 мають знос контактів і

кинематики;

- рубильники Р3315, Р2315, Р36, Р32, Р34 мають знос контактів, втома металу

(пружини);

- трансформатори ТСЗ 1000/10 мають погіршення ізоляції через тривалої

експлуатації;

- шини алюмінієві мають механічні пошкодження, оплавлення.

Для усунення зазначених дефектів і для надійної експлуатації електрообладнання

щітів 0,4 кВ передбачити заміну:

- трансформаторів типу ТСЗ 1000/10 в кількості 3 шт;

- шини алюмінієвої в кількості 40м;

- автоматичним вимикачам АВМ-10Н 1000А – 2шт, АВМ15Н 1500А -4 шт, АВМ4Н

400А – 6 шт, 250А – 9шт, А-3134 200А – 8 шт, А-3716 100А – 9 шт, А3716 63А – 10 шт;

- рубильникам Р2315 1500А – 8шт, Р2315 1000А – 2 шт, Р36 600А – 26 шт, Р34 400А

– 21 шт.

Щіти, 4кВ котла 5 НК

У процесі перевірки вузлів і деталей електроустаткування Щітов 0,4 кВ котла 5НК

енергоблока ст. № 5 виявлені дефекти, без усунення яких введення в експлуатацію

існуючих автоматичних вимикачів, рубильників, трансформаторів власних потреб ТСЗ

неможливий.

Згідно акту технічного стану це електрообладнання мають наступні дефекти:

- вимикачі типу АВМ-15Н, АВМ-4Н, А-3134, А-3144, А-А3716 мають знос контактів

і кінематики;

- рубильники Р3315, Р2315, Р36, Р34 мають знос контактів, втома металу (пружини);

- трансформатори ТСЗ 560/10, пускачі ПА-400 мають погіршення ізоляції через

тривалу експлуатацію;

- шини алюмінієві мають механічні пошкодження, оплавлення;

- болти, гайки, шайби, шайби пружні мають знос різьби.

Для усунення зазначених дефектів і для надійної експлуатації електрообладнання

Щітів 0,4 кВ котла 5НК передбачити:

- заміну трансформатора типу ТСЗ 1000/10 у кількості 2шт.;

- заміну трансформатора струму ТШ 1500/5 – 2 шт;

102

- заміну шини алюмінієвий в кількості 40м ;

- заміну рубильників, пускачів, автоматичних вимикачів по типу і в кількості згідно

акту технічного стану електрообладнання ЗРП блоку ст..№5

§7 Модернізація електрообладнання кабельного господарства У процесі перевірки кабелів, вузлів і деталей електроустаткування кабельного

господарства вияв-дружини дефекти, без усунення яких введення в експлуатацію кабелів

не можливий.

Силові кабелі 6кВ. Кабельні канали котельного відділення:

Згідно акту технічного стану електрообладнання кабельного господарства

енергоблока ст. № 5 кабелі 6кВ котельного відділення мають:

- стікання просочувального складу кабелів;

- всихання поясний ізоляції кабелів.

Для усунення зазначених недоліків передбачається заміна існуючих кабелів 6кВ

котельного відділення на нові:

- кабелі живлення електродвигунів ВГД-5А, Б; МВ-5А.Б в кількості 580м марки

ААШВ-6 3х120мм2; ДВ-5А, Б в кількості 690м марки ААШВ-6 Зх120 мм

2 замінюються

на нові;

- Кабелі живлення електродвигунів Д 5А-, Б в кількості 470м марки ААШВ-6

Зх185 мм2 замінюються на нові;

- кабелі живлення електродвигунів млинів М-5А, Б в кількості 270м марка ААШВ-6

3х240мм2 замінюються на нові.

Силові кабелі 6кВ. Кабельні канали турбінного відділення

Згідно акту технічного стану електрообладнання кабельного господарства

енергоблока ст. № 5 кабелі 6кВ турбінного відділення мають:

- стікання просочувального складу кабелів;

- всихання поясний ізоляції кабелів.

Для усунення зазначених недоліків передбачається заміна існуючих кабелів 6кВ

турбінного відділення на нові:

- кабелі живлення електродвигунів КН-5А,Б,В в кількості 180м; НПНД-5А, Б в

кількості 160м; БПН-5А,Б,В у кількості 230м; НПЕ-5 кількості 80м марки ААШВ-6

3х95мм2 замінюються на нові;

- Кабелі живлення електродвигунів ПЕН-5 в кількості 320м марки ВВГнг-6 3х150

мм2; ЦН-5А, Б в кількості 460м марки ААШВ-6 Зх150 мм

2-6 замінюються на нові.

Силові кабелі 0,4 кВ. Кабельні канали турбінного відділення

Згідно акту технічного стану електрообладнання кабельного господарства

енергоблока ст. № 5 кабелі 0,4 кВ турбінного відділення мають:

- корозію захисного покриву броньованих кабелів;

- стікання просочувального складу кабелів;

- всихання поясний та паперової жильний ізоляції кабелів.

Для усунення зазначених недоліків передбачається заміна існуючих кабелів 0,4 кВ

турбінного відділення на нові:

- кабелі 0,4 кВ живлення електродвигунів НРТ-5А, Б, В марка ВВГ-Зх185 мм2 в

кількості 240м заміються на нові;

- кабелі 0,4 кВ живлення електродвигунів КНОУ-5А, Б, В марка ВВГ-Зх240 мм2в

кількості 260м замінуються на нові;

- кабелі 0,4 кВ живлення електродвигунів ГМНТ-5А, Б марка АВВГ-Зх120 мм2

в

кількості 180м; АМНТ-5А, Б марка АВВГ-Зх120 мм2 в кількості 180м; НДО-9А, Б в

кількості 140м марки АВВГ-Зх120 мм2 замінуються на нові;

103

- кабелі 0,4 кВ живлення електродвигунів АМНУ-5 в кількості 90м марка АВВГ-

Зх35 мм2 замінюються на нові;

- кабелі живлення електродвигунів МНУ-5А, Б в кількості 180м; БНТ-5А, Б, В у

кількості 300м марки АВВГ-Зх16 мм2 замінюються на нові;

- кабелі живлення колій збірок машзалу в кількості 400м марки АВВГ-Зх16 +1 х10

мм2 замінюється на нові;

- кабелі живлення електродвигунів НТВ-5А,Б в кількості 160м марки АВВГ-Зх50

мм2; ВПУ ТГ-5 в кількості 90м марки АВВГ-Зх50 мм

2 замінюються на нові;

- кабель живлення ексгаустера 5-А, Б у кількості 90м марки КВВГ-4х2, 5 мм2

замінюється на новий;

- кабель живлення РСТ-5 в кількості 50м марки КМЖ-7х1 мм2 замінюється на новий;

- кабелі 0,4 кВ свар. сети и отжига стыков ТО и КО марка АВВГ-Зх185 мм2 в

кількості 760м замінюються на нові;

Згідно акту технічного стану електрообладнання, необхідне для монтажу кабелів 6-

0,4 кВ турбінного відділення, має такі дефекти:

- наконечники мають подгораніе, механічні пошкодження;

- кабельні муфти мають стікання просочувального складу кабелів, всихання поясний

ізоляції кабелів.

Для усунення зазначених недоліків передбачаються нові мідні й алюмінієві

наконечники, нові кінцеві і сполучні муфти.

Існуючі кабельні металоконструкції мають корозію металу, пошкоджені і частково

завалені металоконструкції.

Для усунення зазначених недоліків передбачаються нові кабельні конструкції в

кабельному каналі машзалу:

- поперечна кабельна траса машзалу під БПН-5А,Б,В довжина 40м;

- під ТГ-5 довжина 40м;

- конденсатних насосів КН-5А, Б, В довжина 40м.

Силові кабелі 0,4 кВ. Кабельні канали котельного відділення

Згідно акту технічного стану електрообладнання кабельного господарства

енергоблока ст. № 5 кабелі 6кВ котельного відділення мають:

- корозію захисного покриву броньованих кабелів;

-стікання просочувального складу кабелів;

- всихання поясний та паперової жильний ізоляції кабелів.

Для усунення зазначених недоліків передбачається заміна існуючих кабелів 6кВ

новими:

- кабелі 0,4 кВ живлення електродвигунів РВП-5А, Б, Г марки АВВГ-Зх35 мм2 в

кількості 540 м;

- кабелі 0,4 кВ кільця збірок котельного відділення марки АВВГ-Зх16 +1 х10 мм2в

кількості 1600м;

- кабелі 0,4 кВ живлення електродвигунів вентиляторів обдування М-5А, Б марка

АВВГ-

3х25 мм2 в кількості 380м;

- кабелі силовий збірки котельного відділення марки АВВГ-Зх90 +1 х70 мм2мм2 в

кількості 250м;

- кабелі 0,4 кВ живлення електродвигунів маслонасосів і грілок маслостанції М-5А, б

марка КВВГ-4х2, 5 мм2 в кількості 210м;

- кабелі 0,4 кВ живлення електродвигунів маслонасосів і грілок маслостанції Д-5А, б

марка КВВГ-4х2, 5 мм2 в кількості 300м;

- кабелі 0,4 кВ живлення електродвигунів вентиляторів підшипника Д-5А, Б марка

КВВГ-4х2, 5 мм2 в кількістю 270 м;

- кабелі 0,4 кВ кільця харчування грілок Д-5А, Б; ДВ-5А, Б марка КВВГ-4х2, 5 мм2 в

104

кількості 400 м;

- кабелі 0,4 кВ живлення електродвигунів ШШ-5А, Б, В, Г марка КВВГ-10х1, 5 мм2

в кількості 380м;

- кабелі 0,4 кВ живлення електродвигунів ПСУ - 5А, Б, В, Г марка АВВГ-Зх10 +1 х6

мм2 в кількості 240м;

- кабелі живлення системи збудження ТГ-5 марка СБГ-1х300 мм2 в кількості 360м;

- кабелі 6-0,4 кВ. Напайку заземлювальних провідників проводом марки КГ-1х50

мм2 в кількості 358м.

Згідно акту технічного стану електрообладнання необхідне для монтажу кабелів 6-

0,4 кВ котельного відділення має такі дефекти:

- наконечники мають подгораніе, механічні пошкодження;

- кабельні муфти мають стікання просочувального складу кабелів, всихання поясний

ізоляції кабелів.

Для усунення зазначених недоліків передбачаються нові мідні й алюмінієві

наконечники-ники, нові кінцеві і сполучні муфти.

Існуючі кабельні металоконструкції мають корозію металу, пошкоджені і частково

обрушени металоконструкції.

Для усунення зазначених недоліків передбачаються нові кабельні конструкції згідно

акту технічного стану.

§8 Модернізація електрообладнання світового двору:

У процесі перевірки вузлів і деталей кабельного електрообладнання світлового

двору блоку ст. № 5 виявлені дефекти, без усунення яких введення в експлуатацію

електрообладнання світлового двору неможливий.

Для усунення дефектів кабельного електрообладнання світлового двору

передбачити мо-дернізацію кабелів:

- кабель живлення кабельної збірки Т-5 марки АВВГ-Зх150 мм2 в кількості 200м

замінюються на нові кабелі;

- кабелі живлення ШАОТ Т-25 марки АВВГ-3х50+1 х35 мм2 з мм

2 в кількості 70м

замінюються на нові;

- кабелі 0,4 кВ живлення системи обдування і охолодження Т-5; Т-25 марка КВВГ-

4х2.5 мм2 в кількості 590м замінюються на нові кабелі;

Для кінцевий закладення і з'єднання кабелів передбачити нові кабельні і сполучні

муфти.

У місцях проходу кабелів через стіни та перегородки, в кабельних каналах через 50

м по довжині, в місцях відгорожень і в місцях входу кабелів в інші кабельні споруди

передбачити систему пасивного вогнезахисту типу СПО-Е.

§9 Модернізація електрообладнання освітлення енергоблока

У процесі перевірки вузлів і деталей технічного стану електрообладнання освітлення

енергоблока ст. № 5 виявлені такі дефекти, без усунення яких введення в експлуатацію

електрообладнання електроосвещенія неможливий.

Згідно акту технічного стану електрообладнання освітлення має такі дефекти:

- світильники не мають захисних грат, захисного скла. Механічно і корозією

пошкоджений корпус світильників;

- рубильники мають погорілі губки. Корозія корпусу рубильників;

- труби мають корозію металу, що прилип провід всередині труби;

- панель аварійного освітлення має знос контактів контакторів, пошкодження

кінематики, втома металу (пружини);

- трансформатор понижувальний ТСЗІ-380/36/12В має старіння ізоляції обмоток,

корозія заліза;

- проводка мережі освітлення має тріщини і відсутність ізоляції;

105

- повна відсутність мережі освітлення топок котла блоку ст. № 5 (тимчасова мережа).

Для усунення зазначених недоліків передбачити:

- пункти розподільні типу ПР-11-3067-2IV в кількості 14 шт. замінюються на нові;

- рубильники ЯБПВ-400 в кількості 21шт., ЯБПВ-100 в кількості 26 шт.

замінюються на нові;

- трансформатори понижуючі ТСЗІ-380/36/12В в кількості 8 ш. замінюються на нові;

- світильники НСП-11-200 в кількості 802 ш., НСП-11-100 в кількості 145 шт., НСП-

11-500 в кількості 92 шт. замінюються на нові;

- світильника типу ВЗГ-200 в кількості 30 шт. замінюються на нові;

- світильники з люмінесцентної лампою типу ЛСП-15-2x40 в кількості 120 шт.

замінюються на нові;

- передбачити лампи люмінесцентні, лампи енергозберігаючі;

- труба d = 40x2, 5; d = 20x2, 5 замінюються новими трубами.

Кабельна продукція:

- провід марки ПВ-3x1, 5мм2 в ко-кість 900 м, провід марки ПРТІ-1х2, 5мм2 в

кількості 3845 м, ПРТІ-1x4мм2 у кількості 700 м, ПРТІ- 1х6мм2 в кількості 280м, ПРТІ-

1х10мм2 в кількості 412м, кабель АВВГ-2х2, 5мм2 в кількісного 500м замінюються

новими проводами і кабелями.

Для виконання мережі освітлення топок котла блоку ст. № 5 передбачити нове

електроустат-кування:

- Світильник НСП-06С-200 в кількості 16 шт;

- Рубильник ЯРП11-311-32-УХЛЗв кількості 4 шт.;

- Трансформатор ТСЗ-6, 3 / 0, 66 у кількості 4 шт;

- Кабельні вироби марки АВВГнг в кількості 150 м;

- Кабельні вироби марки ВВГнг-2х2, 5 у кількості 60 м;

- Енергозберігаючи лампи.

§10 Модернізація електрообладнання ВРП-330 кВ.

У процесі перевірки вузлів і деталей ВРП-330 осередок № 9 виявлені дефекти, без

усунення яких введення електрообладнання ВРП-ЗЗОкВ осередок № 9 не можливий.

Згідно технічного стану електрообладнання ВРП-ЗЗОкВ осередок № 9 має наступні

дефекти:

- вимикач ПВ Т-5 типу ВВ-ЗЗОБ має знос контактів і кінематики, відколи на опорній

ізоляції. Незадовільна характеристика бетелових резисторів;

- роз'єднувачі Т-5-0, Т-5-1, Т-5-2, Т-5-3 типу РНД-330 мають знос контактів і

кінематики, відколи на опірной ізоляції і деформацію рам фундаменту;

- підтримуюча колонка ошиновки роз'єднувачів має відколи на опорній ізоляції;

- хомути кріплення гірлянд до порталів мають корозію металу, механічні

пошкодження;

- заземлення електрообладнання осередку № 9 ВРП-330 має корозію металу,

відсутність зв'язку між елементами електрообладнання;

- грозозахисний трос гнучкого зв'язку має корозію і обриви пасом;

- натяжні гірлянди гнучкого зв'язку блоку ст. № 5 типу ПФ-120 мають знос зчіпний

арматури, пробій ізоляції;

- підримуючи гірлянди гнучкого зв'язку блоку ст. № 5 типу ПФ-70 мають знос

зчіпний арматури, пробій ізоляції;

- кабельні канали в межах осередку № 9 блоку ст. № 5, плити перекриття мають

механічні пошкодження.

Для усунення цих дефектів передбачається модернізація кабелів ВРП-ЗЗОкВ в

наступному обсязі:

- кабелі 0,4 кВ живлення електродвигунів роз'єднувачів Т-5-0, Т-5-1, Т-5-2, Т-5-3

марки КВВГ замінуються на нові кабелі марки КВВГнг;

106

- контрольні кабелі зв'язку марки КВВГ замінюються на нові кабелі марки КВВГнг;

У місцях проходу кабелів через стіни та перегородки, в кабельних каналах у місцях

відгалужень і в місцях входу кабелів в інші кабельні споруди передбачається система

пасивного вогнезахисту типу СПО-Е.

- вимикач повітряний ВВ Т-5 типу ВВ-ЗЗОБ у кількості 1шт. замінюється на новий

вимикач;

- роз'єднувач Т-5-0, Т-5-1, Т-5-2, Т-5-3 типу РНД-330 в кількості 4 шт. замінюються

на нові;

- натяжні гірлянди гнучкого зв'язку ПС-120 блоку ст. № 5 в кількості 84 шт.

замінюються на нові;

- підтримуючи гірлянди гнучкого зв'язку ПС-70 блоку ст. № 5 у кількості 25шт.

замінюються на нові;

- хомути кріплення гірлянд до порталів замінюються новими – 20 шт;

- існуюче заземлення електрообладнання ос. № 9 ВРП-ЗЗОкВ замінюється новим

контуром заземлення в повному обсязі;

- грозозахисний трос гнучкого зв'язку блоку ст. № 5 замінюється новим тросом в

кількості 2000м;

- існуючі кабельні металоконструкції в кабельних каналах ВРП-ЗЗОкВ замінюються

на нові;

- заміна підтримуючої колонки ошиновки роз'єднувачів – 8 шт;

- відновлення металоконструкцій та плит перекриття в кабельних каналах в межах

комірки ст.№ 5 на ВРП-300 кВ.

§11 Модернізація системи зв'язку

Існуючий стан

В даний час на БЩУ-5 знаходиться в експлуатації наступне обладнання зв'язку:

апаратура оперативної телефонного зв'язку «Комекс» з вхідними в неї комплектами ЦБ,

МБ, АТС; комутатори зв'язку К1 та К-2 - «Берізка»; блок безперебійного живлення БП .

Обладнання встановлене на стативах ГГС і стативе ТЛтФ. Розподільна телефонна мережа

виконана кабелями типу ТГ і ТПВ різної ємності.

У слідстві багаторічної цілодобової експлуатації в умовах підвищеної температури,

вібрації, зносу окремих вузлів апаратура втратила необхідні технічні характеристики.

Окремі вузли обо-ладнання ремонту не підлягають, тому що припинено виробництво ЗІП.

Апаратура зв'язку знаходиться в експлуатації з 1986 року.

У розділі розглянути такі види зв'язку та сигналізації:

- телефонізація;

- радіофікація;

- електрочасофікації.

Для телефонізації передбачити установку на БЩУ енерго-блоку № 5 цифрового

комутатора диспетчерського зв'язку типу «Мініка DX-500». Дане обладнання призначено

для обслугову-вання підприємства з метою забезпечення ефективного контролю і

управління Криворізької ТЕС ПАТ «Дніпроенерго».

У виробничих приміщеннях турбінного відділення, будівлі електрофільтра

енергоблока № 5, силосному складі золи, проміжному силосному складі вапняного

борошна, силосному складі вапняного борошна, будівлі клімат-приміщення енергоблока

№ 5, встановити телефонні апарати типу «Panasonic», «Британіка Р-210 і телефонні

апарати шахтні з номеронабирачем -« Таш-1319 »з приставкою дублювання сигналів

виклику.

Для підключення проектованого обладнання до загальностанційних пристроїв

зв'язку передбачити розподільну й абонентську мережу з використанням кабелів ТППеп

різної ємності, КОПЕВ 4x0,8 (вита пара), ПСВЕВ 2x0, 4, ТРП 1x2x0, 5, ВВГнг 3x1, 5.

Для радіофікації проектованих приміщень в будинках: електрофільтра енергоблока

107

№ 5, силосного складу золи, проміжного силосного складу вапняного борошна,

видаткового силос-ного складу вапняного борошна і будівлі клімат -приміщення

енергоблока № 5, передбачити установку рупорних гучномовців типу 10гр-38,

потужністю 2,5 Вт і абонентських гучномовців типу «Маяк», потужністю 0,3 Вт.

Виробничий гучномовний зв'язок запроектувати від приладу гучномовного зв'язку

типу ПГС-3.

Розподільні мережі радіофікації та виробничої гучномовного зв'язку від існуючих

мереж Криворізької ТЕС передбачається виконувати кабелем МРМПЕ ємністю 1x2x1, 2,

абонентські - про-водом ПТПЖ 1x2x1, 2.

Електрочасофікації проектованих приміщень в будинках електрофільтра

енергоблока №5, проміжного силосного складу вапняного борошна, видаткового

силосного складу вапняного борошна, силосного складу золи і будівлі клімат-приміщення

енергоьлоку№ 5 - виконується шляхом установки, в необхідних за технологією місцях,

годин електронних настінних типу «МИГ-10Ц». Живлення годин передбачається від

мережі змінного струму напругою 220В кабелем типу ВВГнг 3x1, 5.

§12 Модернізація електрообладнання РЗА

В проектно-кошторисной документації передбачити роботи, які виконуються

госспособом персоналом ЕТЛ електроцеху КрТЄС по перевірці пристроїв РЗА в об’ємі

профілактичного відновлення, високовольтним випробуванням і вимірюванням, по

перевірці засобів електричних вимірювань і обліку в об’ємі капітольного ремонта.

(зауваження єлектроцеху).

2.11 Модернізацію АСУ ТП блоку №5 з повною заміною регулюючих органів котла

та турбіни:

Основний перелік фізичних об'ємів робіт вказан в таблиці 2.1:

Таблиця 2.1 Основний перелік фізичних об'ємів робіт

№

з/п Найменування робіт

1 Модернізація засобів теплотехнічних вимірювань, температури, витрат, рівня,

тиску, засобів хімгазового аналізу котельного і турбінного відділень,

вимірювання параметрів водно-хімічного режиму (ВХР) пароводяного тракту

котла.

2 Модернізація систем технологічного захісту і блокувань,схем сигналізації БЩК,

МЩК котельного і турбінного відділень..

3 Модернізація систем автоматичного регулювання, логічного керування

котельного і турбінного відділень з забезпеченням участі енергоблока в

первинному регулюванні частоти і потужності.

4 Модернізація програмно-технічного комплексу інформаційно-обчислювальної

системи енергоблока.

5 Реконструкція системи температурного контролю металу котла.

6 Реконструкція системи температурного контролю металу турбоагрегата.

7 Модернізація системи термоконтролю генератора.

8 Виконати вогнезахисну обробку кабелів кабельних споруд блоку № 5

вогнезахисною сумішшю

9 Встановити протипожежні двері.

У тому числі:

- проектування та впровадження цифрової автоматизованої системи контролю та

108

управління з використанням мікропроцесорних контролерів;

- реконструкція існуючий системи регулювання турбіни з приведенням до вимог

UCTE (згідно СОУ-НЕЕ.04.157:2009 та іншим нормативним документам України);

- впровадження нових технічних засобів керування та контролю;

- проектування та встановлення аварійного пульта керування з розміщенням на

ньому мінімальної кількості ключем та кнопок прямої дії, для досягнення безаварійного

останова енергоблока при умові повного відказу системи контролю та управління (СКУ);

- реконструкція кабельних трас;

- приведення системи технологічних захистів, блокіровок та сигналізації до вимог

нормативних документів та вимог заводів-виробників;

- заміна давачів контрольно-вимірювальних пристроїв;

- проектування системи віброконтролю;

- впровадження частотного керування потужністю пило живильників та живильників

сирого вугілля з заміною електродвигунів на двигуни перемінного струму;

- проектування системи температурного контролю;

- реалізація автоматизированого хімічного контролю якістю живильної води та пара;

- впровадження системи стаціонарного непереривного моніторингу викидів у

атмосферу шкідливих речовин на підставі нормативного документа СОУ-Н МПЕ

40.1.02.307.2005 Міністерства палива та енергетики України «Установки сжигания на

тепловых электростанциях и котельных. Организация контроля за выбросами в

атмосферу»;

- модернізація КВПіА

Модернізацію систем виконати на базі мікропроцесорної техніки промислового

виконання, побудованої за магістрально-модульним принципом

ПТК СРТ (К-300-240-2):

дубльована мікропроцесорна система управління СРТ турбіни з робочим і

резервним контурами управління;

схема резервованого електроживлення ПТК від станційних джерел з приміненням

джерел безперебійного живлення;

ПТК СРТ повинен бути інтегрований в АСУ ТП енергоблока;

датчики частоти (датчики імпульсів) К-300-240-2;

тройований незалежний від ПТК СРТ електронний автомат безпеки К-300-240-2;

дубльовані джерела повторного живлення;

вбудований інтерфейс з дисплеєм для забезпечення виконання операцій

управління, настройок уставок, перевірок і випробування ЕАБ.

Обладнання і матеріали, які необхідні для надійної і безпечної експлуатації ПТК

АСУ ТП відповідно до основних режимів роботи і вимог проектної документації, але не

згадані в технічній специфікації, повинні бути включені в об'єм поставок. Підрядник

складає перелік матеріалів, виходячи з свого досвіду монтажу і обслуговування

обладнання, і включає в нього всі матеріали, необхідні для проведення монтажних і

пуско-налагоджувальних робіт.

Підрядник поставляє Замовнику обладнання з вказівкою ціни на кожну позицію.

Спеціальні вимоги:

Учасник повинен запропонувати варіант модернізації СКУ відповідно до вимог

технічних специфікацій, норм та стандартів України із застосуванням сучасних матеріалів

та обладнання.

У пропозиціях конкурсних торгів має бути представлений повний обсяг робіт,

перелік обладнання, що буде постачатися Учасником, необхідних для забезпечення

належного функціонування обладнання. До нього повинні увійти будівельно-монтажні і

109

інші допоміжні роботи, а саме Підрядник повинен передбачити:

- розробку і узгодження із Замовником плану розташування обладнання АСУ ТП і

робочих місць протягом місяца після підписання Договору;

- коректування існуючої робочої документації по СКУ, включаючи архітектурно-

будівельні креслення БЩУ з інтеграції проекту АСУ ТП в проект ТЕС з відповідним

обґрунтовуванням.

Заводські випробування

Функціональні випробування

Функціональні випробування повинні бути виконані на окремому устаткуванні для

підтвердження надійності і правильного функціонування компоненту і його відповідності

вимогам Технічної специфікації. Повинні бути змодельовані, по можливості, номінальні

робочі умови, інакше слід застосовувати відповідні корегуючі коефіцієнти.

Індивідуальні випробування

До приймання робочою комісією надаються системи автоматизації в об'ємі,

передбаченому робочою документацією, які пройшли індивідуальні випробування.

В перелік індивідуальних випробувань входить перевірка:

- відповідності змонтованих систем автоматизації робочій документації та вимогам

діючих правил;

- трубних проводок на міцність і щільність;

- опорів ізоляції електропроводок;

- вимірювання загасання сигналів в окремих волокнах змонтованого оптичного

кабелю (якщо такий є) за спеціальною інструкцією.

При перевірці змонтованих систем на відповідність до робочої документації

перевіряється відповідність місць установки приладів і засобів автоматизації, їх типів і

технічних характеристик специфікації обладнання, відповідність вимогам СНіП 3.05.07-85

і експлуатаційним інструкціям способів установки приладів, засобів автоматизації, щитів і

пультів, інших засобів локальних систем АСУ ТП, електричних і трубних проводок.

Випробування трубних проводок на міцність і щільність, а також перевірку опорів

ізоляції електропроводок здійснюють відповідно до розділу 9 цих Технічних специфікацій

і СНіП 3.05.07-85.

Після закінчення робіт по індивідуальному випробуванню оформляється акт

приймання змонтованих систем автоматизації, до якого додаються документи, вказані в

СНіП 3.05.07-85.

Допускається передача монтажних робіт під наладку окремими системами або

окремими частинами комплексу (наприклад, диспетчерських і операторських і т.п.). Здача

змонтованих систем автоматизації оформляється актом відповідно до СніП 3.05.07-85

(обов'язковий

додаток 1).

Пусконалагоджувальні роботи:

Обладнання, що поставляється у відповідності до Технічної специфікації, повинне

перевірятися на Майданчику під час монтажу, «холодної» функціональної перевірки

(перевірка контурів) і випробувань, передпускових налагоджувальних робіт. Ці

випробування повинні довести відповідність обладнання вимогам Договору і умовам

безпеки, що воно було виготовлено та/або змонтовано достатньо якісно, що обладнання

відповідає діючим стандартам і нормам, а також сучасному рівню розвитку техніки.

Пусконалагоджувальні роботи повинні виконуватися відповідно до РД 34.35.414-91

«Правила організації пуско-налагоджувальних робіт по АСУ ТП на теплових

електростанціях», СНіП 3.05.05-84 і СНіП 3.05.07-85, а також повинні дотримуватися

вимог проекту і технологічного регламенту об'єкту, що вводиться в експлуатацію,

«Правил улаштування електроустановок» (ППЕ), «Правил технічної експлуатації

110

електроустановок споживачів» (ПУЕ) і «Правил по техніці безпеки при експлуатації

електроустановок споживачів» (ПТБ) та ін.

Об'єм і умови пуско-налагоджувальних робіт для окремих систем автоматизації

визначаються в програмі, розробленій Підрядником і затвердженій Замовником, і

передбачає виконання наступних етапів:

а) виконуються підготовчі роботи;

б) вивчається робоча документація систем автоматизації, основні характеристики

приладів і засобів автоматизації;

в) здійснюється перевірка приладів і засобів автоматизації з необхідним

регулюванням окремих елементів апаратури.

При перевірці приладів і засобів автоматизації перевіряють відповідність основних

технічних характеристик апаратури вимогам, встановленим в паспортах і інструкціях

підприємств-виробників. Результати перевірки і регулювання фіксуються в акті

відповідністі основних технічних характеристик апаратури до технічної документації.

Зіпсовані прилади і засоби автоматизації замінюються працездатними.

Прилади і засоби автоматизації, у яких відсутні деякі деталі, без технічної

документації (паспортів, свідоцтв і т. п.), зі змінами, не відображеними в технічних

умовах, для проведення перевірки не приймаються. Після закінчення перевірки прилади і

засоби автоматизації передаються в монтаж за актом передачі.

г) роботи по автономній наладці систем автоматизації виконуються після

завершення їх монтажу.

д) виконуються роботи по комплексній наладці систем автоматизації, досягаються

такі значення параметрів наладки приладів і засобів автоматизації, каналів зв'язку, при

яких системи автоматизації можуть експлуатуватись.

При цьому здійснюється в комплексі:

визначення відповідності порядку відпрацювань пристроїв і елементів систем

сигналізації і управління алгоритмам робочої документації з виявленням причин відмови

або «помилкового» спрацювання їх, установка необхідних значень спрацювання

позиційних пристроїв;

визначення відповідності пропускної спроможності запірно-регулюючої арматури

вимогам технологічного процесу, правильності відпрацювань вимикачів;

визначення витратних характеристик регулюючих органів і приведення їх до

норми, що вимагається, за допомогою елементів настройки, що є в конструкції;

підготовка до виключення і включення в роботу систем автоматизації для

забезпечення комплексного опробування технологічного обладнання;

уточнення статичних і динамічних характеристик об'єкту, корегування значень

параметрів настройки систем з урахуванням їх взаємного впливу в процесі роботи;

випробування і визначення придатності систем автоматизації для забезпечення

експлуатації обладнання з продуктивністю відповідно до норм освоєння проектних

потужностей в початковий період;

аналіз роботи систем автоматизації в експлуатації;

оформлення експлуатаційної документації.

Результати проведення пуско-налагоджувальних робіт оформляються протоколом, в

який заносяться оцінка роботи системи, висновки і рекомендації.

Приймання в експлуатацію з монтажу і наладки:

Приймання основного і допоміжного енергетичного обладнання на тепловій

електричній станції здійснює робоча комісія (РК), до складу якої як підкомісія входить

спеціалізована приймальна комісія (СПК), що виконує приймання технічних засобів і

систем управління технологічними процесами теплових електричних станцій з монтажу і

наладки в експлуатацію відповідно до вимог РД 34.35.412-88.

111

Повідомлення Замовника Підрядником про готовність до здачі завершених робіт

проводиться письмово не менше ніж за 7 днів. Форма повідомлення приведена в додатку

3, що рекомендується, РД 34.35.412-88.

Приймання АСУ ТП проводиться за наслідками приймальних випробувань

(перевірок). Випробування, що проводяться з неатестованими СІ, що підлягають

державній (відомчій) повірці, вважаються недійсними.

Приймання предметів АСУ ТП оформляється СПК журналами приймання або

актами про приймання, відповідно до РД 34.35.412-88.

Функціями Замовника є:

організація СПК по прийманню АСУ ТП і участь в її роботі;

розгляд, узгодження і затвердження проектної документації;

узгодження і затвердження робочих програм і методик приймальних випробувань

(перевірок) АСУ ТП;

оформлення початку експлуатації АСУ ТП організаційно-розпорядчими

документами;

забезпечення умов експлуатації АСУ ТП відповідно до експлуатаційної

документації підприємств-виробників технічних засобів;

введення експлуатаційного режиму в зоні технічних засобів СУ ТП з подачею

напруги;

організація технологічного процесу на технологічному об'єкті управління (ТОУ)

для проведення приймальних випробувань АСУ ТП;

технічне обслуговування комплексу технічних засобів (КТС) і АСУ ТП

оперативним і ремонтним персоналом в процесі дослідної та промислової експлуатації.

Функціями Підрядника є:

оформлення і передача Замовнику технічної документації;

передача Замовнику скорегованої до початку приймання експлуатаційної

документації (розробленій самостійно або із залученням підрядних організацій) і решти

технічної документації;

пред'явлення до приймання приміщень під монтаж технічних засобів АСУ ТП і

щитів управління (ЩУ) в експлуатацію;

складання і узгодження із Замовником програм випробувань гідроізоляції

перекриттів стель приміщень з технічними засобами АСУ ТП (у випадку якщо це має

місце);

складання переліку прихованих робіт по АСУ ТП на підставі проектної і

нормативної документації. Зразковий перелік прихованих робіт приведений в довідковому

додатку 8 РД 34.35.412-88;

пред'явлення до приймання змонтованих технічних засобів АСУ ТП;

усунення недоробок монтажних робіт, знайдених в процесі приймання, наладки і

експлуатації АСУ ТП в період освоєння проектної потужності енергетичного обладнання;

пред'явлення до приймання налагоджених АСУ ТП;

розробка і передача Замовнику на узгодження і затвердження робочих програм і

методик приймальних випробувань;

усунення причин налагоджувального характеру, що викликали порушення

працездатності АСУ ТП в період їх дослідної експлуатації;

розробка експлуатаційної документації з програмного забезпечення і АСУ ТП

відповідно до державних стандартів;

оформлення змін в проектній документації і авторський нагляд в процесі

монтажних і налагоджувальних робіт;

метрологічне забезпечення приймальних випробувань АСУ ТП;

112

встановлення узагальнених метрологічних характеристик вимірювальних каналів

(ВК) в робочих умовах, які повинні забезпечувати виконання встановлених норм точності

вимірювання технологічних параметрів;

навчання оперативного персоналу роботі в умовах діючих АСУ ТП і спеціальна

підготовка ремонтного персоналу з експлуатації засобів обчислювальної техніки (СВТ) з

правом, підтвердженим підприємствами-виробниками до початку приймання;

передача Замовнику відповідно до керівних матеріалів ДТУ від 1992 року

розрахунків робочих уставок захистів по живлячих елементах частотних приводів

живильників пилу;

технічне обслуговування комплексу технічних засобів (КТС) і АСУ ТП в процесі

дослідної експлуатації.

СПК і її членам надається право:

визначати необхідність проведення додаткових (повторних) вимірювань, окремих

випробувань (опробувань), визначати їх склад і об'єми (в межах затвердженої програми) -

у всіх випадках, якщо попередні випробування дали негативні результати або результати

вищезгаданих випробувань не дають можливості зробити однозначний висновок про

працездатність системи;

припиняти приймання, якщо знайдені порушення вимог РД 34.35.412-88 і

нормативних документів до предмету приймання;

привертати експертів і консультантів в процесі приймання;

вимагати від Підрядника виконання вимог проектної і нормативної документація,

ПУЕ, ПТБ і ППБ при виконанні робіт.

Приймання змонтованих технічних засобів контролю і управління

Приймання змонтованих технічних засобів контролю і управлінь технологічними

процесами теплових електростанцій виконується відповідно до РД 34.35.412-88.

Всі закінчені монтажем технічні засоби підлягають пред'явленню до приймання

СПК.

До приймання СПК пред'являються:

- спеціалізовані приміщення, призначені для монтажу технічних засобів АСУ ТП;

- трубні проводки спільно з відбірними і звужуючими пристроями, зрівняльними і

розділовими судинами, електропроводки (спільно з технічними засобами).

Забороняється пред'являти до приймання засоби АСУ ТП (первинні перетворювачі,

виконавчі механізми та ін.), встановлені на технологічному устаткуванні, за відсутності в

місцях їх установки робочого освітлення і майданчиків обслуговування, передбачених

проектом.

Приймання змонтованих технічних засобів СУ ТП проводиться: проміжна (до

введення експлуатаційного режиму) з метою визначення їх готовності до наладки; і

остаточно - після індивідуальних випробувань.

Приймання оформляється актом повузлового випробування устаткування.

Акт оформляється на сукупність прийнятих технічних засобів АСУ ТП в межах

технологічного вузла: по трубних проводках з відбірними і звужуючими пристроями

спільно з електропроводками із змонтованими технічними засобами.

Форма акту про приймання технічних засобів СУ ТП після індивідуального

випробування приведена в рекомендованому додатку 6 РД 34.35.412-88.

Приведена форма акту використовується для оформлення проміжного і остаточного

приймання змонтованих технічних засобів АСУ ТП.

Всі монтажні недоробки, знайдені СПК при прийманні, усуваються Підрядником

негайно. Недоробки монтажних робіт, знайдені в процесі виконання налагоджувальних

робіт, усуваються в терміни, узгоджені Підрядником із Замовником.

Експлуатаційний режим в зоні змонтованих технічних засобів АСУ ТП

113

встановлюється в порядку, визначеному СНіП 3.05.06-85.

Забороняється вводити експлуатаційний режим в зоні змонтованих технічних засобів

АСУ ТП при незабезпеченні умов їх експлуатації згідно документації підприємств-

виробників.

Готовність технологічного обладнання спільно з технічними засобами АСУ ТП до

комплексного опробування оформляється актом робочої комісії.

Приймання в експлуатацію систем контролю і управління

Всі системи і функціональні задачі (ФЗ) приймаються з наладки відповідно до РД

34.35.412-88 спочатку в дослідну експлуатацію, а потім - вводяться в промислову

експлуатацію.

Забороняється пред'являти до приймання в промислову експлуатацію ВК АСУ ТП,

що не пройшли метрологічну атестацію. Приймання в цьому випадку проводиться в

дослідну експлуатацію, тривалість її визначається термінами закінчення метрологічної

атестації. Приймання ВК в дослідну експлуатацію є завершальним етапом пуско-

налагоджувальних робіт.

Забороняється приймати в експлуатацію СВ, що входять в АСУ ТП, що не пройшли

державну або відомчу перевірку.

Підставою для приймання системи в дослідну експлуатацію є позитивні результати

перевірки системи, включаючи приймальні випробування.

Результати приймальних випробувань системи вважаються позитивними, якщо

підтверджені показники, що визначають її працездатність.

Система, що не витримала випробування (отриманий негативний результат)

вважається непрацездатною.

Приймальні випробування АСУ ТП проводяться відповідно до «Програми

випробувань» і з оформленням протоколу випробувань. Форма протоколу приведена в

додатку 14, що рекомендується, РД 34.35.412-88.

Програма випробувань АСУ ТП повинна відповідати ГКД 34.20.301-96 «Програма

випробувань на ТЕС, ГЕС, в енергосистемах, теплових і електричних мережах.

Положення про порядок розробки, узгодження і твердження».

Програма випробувань для АСУ ТП повинна додатково містити відомості про

показники працездатності системи, підтверджуваних випробуваннями.

При отриманні негативних результатів приймальних випробувань система

піддається повторним випробуванням після усунення відповідних причин (дефекту,

несправності або відмови).

У разі отримання негативного результату повторних випробувань системи перелік

заходів щодо усунення дефектів, несправності або відмови повинен бути розглянутий

Підрядником спільно із Замовником на технічній нараді із залученням ним

спеціалізованих організацій і підприємств.

Дослідна експлуатація системи може бути виконана з комплексним опробуванням

енергетичного обладнання.

Тривалість дослідної експлуатації систем складає 3 місяць.

Введення систем в промислову експлуатацію повинне проводитися після закінчення

термінів дослідної експлуатації кожної окремої системи без оформлення запису в акті або

журналі приймання.

Організація дослідної експлуатації, випробувань, приймання в промислову

експлуатацію АСУ ТП повинна проводитися по ДГСТ 24.104-85.

Готовність систем до дослідної і промислової експлуатації оформляється журналом

або актом приймання. Форма акту приведена в додатку 7, що рекомендується, РД

34.35.412-88.

До акту повинна додаватися наступна документація:

114

перелік уставок пристроїв, приладів і засобів автоматизації і значень параметрів

настройки систем автоматичного управління (регулювання);

програми і протоколи випробувань систем автоматизації;

принципові схеми робочої документації автоматизації зі всіма змінами, внесеними і

узгодженими із Замовником в процесі виконання пуско-налагоджувальних робіт;

паспорти і інструкції підприємств-виробників приладів і засобів автоматизації,

додаткова технічна документація, отримана від Підрядника в процесі пуско-

налагоджувальних робіт.

Закінчення пуско-налагоджувальних робіт фіксується актом про приймання систем

автоматизації в експлуатацію в об'ємі, передбаченому проектом.

Експлуатаційні (гарантійні) випробування СРТ

Гарантійні випробування проводяться з метою підтвердження гарантій Підрядника

відносно високої надійності і точності управління турбіною, швидкодії СРТ і

відповідності вимогам Технічної документації. Гарантійні випробування СРТ проводяться

після комплексного опробування обладнання і підписання акту про тимчасове приймання.

Випробування проводяться в період гарантійної експлуатації протягом трьох (3) місяців

після введення турбоустановки і її системи регулювання в експлуатацію.

Випробування повинні бути проведений відповідно до стандартів DIN 1943.

Умови гарантійних випробувань

Підрядник повністю відповідає за експлуатацію, управління і контроль, спеціальне

обладнання і забезпечення персоналом під час проведення гарантійних випробувань і

ведення записів і документації, згідно з Законом і законодавчим актам з Охорони Праці

України. Всі випробування повинні проводитися в діапазоні, що вимагаються умовами

експлуатації. Гарантійні випробування повинні включати 5 режимів роботи турбоагрегату

з проектною тепловою схемою в діапазоні навантажень від 180МВт до максимально

можливої. При цьому повинна бути перевірена відповідність всіх параметрів

турбоагрегату, вимогам документації і вимогами п.п. 8.4.5 – 8.4.11 ГКД 34.20.507-2003

«Техническая эксплуатация электрических станций и сетей. Правила».

Роботи з обслуговування і ремонту, окрім узгоджених із Замовником, заборонені до

закінчення гарантійних випробувань. Підрядник має право провести попередні

випробування перед гарантійними випробуваннями. Попередні випробування СРТ,

включаючи вимірювальні прилади, а також і навчання персоналу для роботи з даною

системою, повинні бути проведені безпосередньо перед гарантійними випробуваннями.

Підрядник повинен повідомити Замовника у письмовій формі за п'ятнадцять (15)

днів до дати гарантійних випробувань. Дата випробування повинна бути узгоджена із

Замовником.

Перед початком гарантійних випробувань енергоблок повинен бути перевірений

Замовником і Підрядником для підтвердження готовності до проведення випробувань.

Випробування повинні проводитися за умов, близьких до умов гарантій. Процедура

проведення випробувань повинна бути детально описана в програмі випробувань.

Програму випробувань повинен підготувати Підрядник і погодити із Замовником в строк

не пізніше одного (1) місяця до початку випробувань. Підрядник повинен забезпечити до

початку випробувань автоматизацію регламентних перевірок:

перевірка настройки мікропроцесорного автомата безпеки без розгону турбіни;

ходіння сервомоторів з перевіркою їх працездатності під навантаженням;

перевірка часу закриття і щільності регулюючих і зворотних клапанів, шляхом

короткочасного скидання парової потужності;

автоматичне зняття і автоматизована лінеаризація зовнішньої характеристики

регулювання;

систематичний контроль роботи системи регулювання турбіни.

115

Результати випробувань

За гарантійних умов Підрядник повинен підтвердити, що система регулювання

турбіни після модернізації забезпечує:

первинне регулювання частоти;

статичні характеристики контуру регулювання частоти обертання:

а) ступінь нечутливості - не вище 0,02%;

б) ступінь нерівномірності регулювання частоти обертання (при номінальних

параметрах пари) в діапазоні - 4÷5 %;

в) ступінь місцевої нерівномірності по частоті обертання в діапазоні —2,5÷10%

відповідно до діапазонів електричних навантажень;

швидкодія мікропроцесорної частини контуру регулювання частоти обертання —

5÷50 мс (0,005÷0,05 с);

самодіагностика мікропроцесорної частини системи регулювання, автоматичне

регламентне ходіння відсічних золотників сервомоторів;

виконання команд ПТК СКК;

підтримка частоти обертання ротора турбіни на холостому ходу і плавна її зміна з

номінальними і пусковими параметрами пари;

ефективне розвантаження по сигналах ПТК енергоблока.

Підрядник зобов'язаний надати документальний звіт про проведені гарантійні

випробування з вказівкою отриманих результатів і аналізом їх відповідності вимогам

Технічної специфікації.

Технологічні вимоги:

Вимоги, висловлені в даному розділі, відносяться до технологічних вимог, але не

обмежуються ними.

Системи і обладнання, що поставляються Підрядником, повинні бути спроектовані,

виготовлені, налагоджені і випробувані в повній відповідності з вимогами всіх Законів,

стандартів, будівельних норм і правил України, керівних і відомчих документів

Міністерства енергетики та вугільної промисловості України, діючих на території України

на момент підписання Договору. Застосування міжнародних і національних стандартів

можливе в частині, що не суперечить діючим в Україні НТД, якщо вони пред'являють

більш високі вимоги устаткуванню і системам і на їх застосування є позитивний

експертний висновок уповноваженої організації України. Застосування таких стандартів

повинне бути схвалено Замовником.

Проте, будь-які особливі вимоги даної специфікації повинні вважатися

обов'язковими.

Ці ж вимоги розповсюджуються на роботи і послуги, що поставляються

Підрядником в об'ємі Договору по модернізації АСУ ТП енергоблока №1.

АСУ ТП повинна бути побудована на базі інтегрованої мікропроцесорної системи

збору і обробки інформації з урахуванням сучасного рівня розвитку розподілених

автоматизованих систем контролю і управління, упроваджених і перевірених на інших

ТЕС і маючих підтвердження позитивного досвіду експлуатації протягом останніх 3-х

років.

Програмно-технічний комплекс (ПТК) АСУ ТП повинен бути розподіленою

програмованою системою управління технологічними процесами, що самодіагностується,

і є реалізованою на останньому поколінні промислових мікропроцесорів.

Для реалізації всіх функцій, необхідних для контролю і управління технологічним

процесом, ПТК повинен використовувати уніфіковані технології. Реалізація функцій

людино-машинного інтерфейсу припускає використовування промислових персональних

116

електронно-обчислювальних машин (ПЕВМ).

В основі типового вузла нижнього рівня розподіленої обробки ПТК АСУ ТП

повинна використовуватися стандартна магістрально-модульна інтерфейсна система

розрахована на одночасну роботу декількох процесорних модулів (контроллерів).

Засоби інформаційного обміну між вузлами системи повинні забезпечувати

розподілену обробку даних на базі структурованої комунікаційної системи для вирішення

задач моніторингу і управління в реальному масштабі часу.

Технологічне програмне забезпечення повинне передбачати можливість розширення

і вдосконалення, дозволяти вносити в нього коригування персоналом ТЕС у випадках

зміни умов експлуатації.

Програмно-технічний комплекс АСУ ТП після реконструкції повинен забезпечувати

апаратно-програмну стиковку з існуючими, тими що реконструюються і встановлюваними

системами контролю і управління.

Вимоги до структури і функціонування системи

ПТК АСУ ТП, розроблений і поставлений для енергоблока №5 Криворізької ТЕС,

повинен виконувати наступні функції:

управляючі функції;

інформаційні функції;

допоміжні функції.

До управляючих функцій відносяться:

дистанційне керування регулюючою арматурою;

автоматичне регулювання.

технологічний захіст основного і допоміжного устаткування в існуючому об'ємі

оснащення;

- блокування основного і допоміжного устаткування в існуючому об'ємі оснащення;

На кожному рівні ієрархії управління допускається можливість відключення

автоматики і втручання оперативного персоналу в роботу автоматики, окрім підсистем

захистів і блокувань.

До інформаційних функцій відносяться:

збір і обробка інформації про стан технологічного об'єкту управління;

оперативний контроль за ходом технологічного процесу і роботою автоматичних

пристроїв;

технологічна попереджувальна і аварійна сигналізація;

реєстрація, протоколювання, архівація і представлення ретроспективній інформації

про технологічні параметри, перемикання в технологічних схемах, роботі автоматики;

реєстрація передаварійних, аварійних і післяаварійних ситуацій, виявлення перш

опричин спрацьовування захистів;

розрахунок ТЕП і величин, що не виміряються.

До допоміжних функцій відносяться:

діагностика технічних і програмних засобів ПТК;

настройка ПТК і відладка алгоритмів;

управління конфігурацією обладнання і програмних ресурсів і доступом до

програмних ресурсів;

підтримка єдиного часу у вузлах ПТК;

детальне представлення інформації про роботу алгоритму управління в режимі ON

LINE;

оперативне обслуговування систем управління ПТК, а саме:

відключення/включення сканування вхідних сигналів (переведення в ремонтний

стан);

117

відключення/включення дії автоматичних систем на виконавчі механізми

(переведення в ремонтний стан);

імітація вхідних сигналів при проведенні опробування систем;

протоколювання стану систем управління і каналів аналогової і дискретної

інформації;

калібрування вимірювальних каналів.

Ієрархічна структура АСУ ТП повинна включати:

пристрої людино-машинного інтерфейсу - автоматизовані робочі місця оператора

(АРМ-О) на базі персональних комп'ютерів з використанням стандартної і фукціональної

клавіатур, маніпулятора «трекболл» для управління курсором і двох кольорових

графічних дисплеїв. До складу оперативного контура БЩУ входять десять АРМ-О (п’ять

постів чергових машиністів, пост старшого машиніста блоку, пост інженера по СКУ,

інженера наладки АСР, два пости тестування і наладки ПЗ);

пристрій людино-машинного інтерфейсу - автоматизоване робоче місце інженера–

програміста (АРМ-ІС) на базі персонального комп'ютера з використанням стандартної

клавіатури, маніпулятора «миша» для управління курсором і двох кольорових графічних

дисплеїв. АРМ-ІС повинне розташовуватися в неоперативному контурі БЩУ;

екрани колективного користування (два ЕКП), підключені до окремого

персонального комп'ютера (розміщення ПК на розсуд Підрядника). Не допускається

розміщення пристроїв управління ЕКП на столі АРМ-О;

сервери прикладних задач і архівації;

незалежні функціональні вузли ПТК АСУ ТП на базі контроллерів. Вузли

контроллерів повинні розміщуватися в приміщенні БЩУ (в неоперативному контурі) або

в безпосередній близькості до ТОУ (шафи УВВ);

комунікаційне обладнання, включаючи сервери і магістралі передачі даних для

зв'язку між вузлами системи;

інтерфейс передачі даних у вищестоящий вузол;

датчики;

електрифіковані виконавчі механізми;

електромеханічні перетворювачі для РК ТГ;

датчики зворотного зв'язку на сервомотори;

джерела безперебійного живлення;

кабелі зв'язку між датчиками, виконавчими механізмами і модулями УСО;

системне і прикладне програмне забезпечення, що забезпечує реалізацію всіх

функцій системи.

По виконуваних задачах ПТК структурно розподіляється на субкомплекси

автоматизації. Розподіл задач по контроллерах повинен проводитися за технологічним

принципом.

Субкомплекси ПТК нижнього рівня АСУ ТП повинні функціонувати незалежно.

Обмін даними між субкомплексами ПТК і робочими станціями АРМ повинен

здійснюватися по резервованій магістралі передачі даних зі швидкістю обміну 10/100

Мбайт.

Індивідуальні функції субкомплексів системи повинні бути розподілені так, щоб при

несправності якої-небудь складової частини ПТК негативна дія на процес управління була

зведена до мінімуму.

Нижній рівень, побудований на базі контроллерів, повинен забезпечувати виконання

наступних функцій:

збір і первинну обробку інформації від датчиків:

введення/виведення аналогової і дискретної інформації;

управління видаленим введенням/виведенням;

логічну і арифметичну обробку вхідної інформації;

118

видачу управляючих дій на виконавчі механізми;

управління технологічними системами відповідно до заданих алгоритмів;

безперервне регулювання технологічних параметрів;

діагностику виконавчих механізмів, первинних вимірювальних перетворювачів і

каналів введення/виведення аналогової і дискретної інформації;

діагностику власних модулів введення/виведення і видалених модулів

введення/виведення, які закріплені за даним контроллером;

формування аварійної і попереджувальної сигналізації;

підтримку обміну інформацією між компонентами системи по локальній мережі:

обмін інформації з верхнім рівнем;

обмін інформацією між контроллерами (субкомплексами ПТК);

обмін інформацією між каналами резервування контроллерів;

обмін інформацією між контроллерами і УСО.

Мінімізація номенклатури модулів введення аналогової інформації може досягатися

за рахунок наступних підходів:

використовування уніфікованих модулів введення для діапазонів вхідних сигналів

4-20мА;

використовування універсальних модулів, що програмно конфігуруються для

прийому інформації від термопар, термометрів опору всього стандартного ряду

градуювань;

використовування модулів з можливістю прийому/видачі інформації різного типу,

з реалізацією функції локального управління (регулювання).

Номенклатура і кількість модулів введення/виведення визначається на етапі

проектування і повинна бути достатньою для виконання АСУ ТП покладених на неї

функцій.

Модулі введення/виведення повинні забезпечувати:

гальванічну розв'язку вхідних і вихідних електричних сигналів;

придушення «брязкоту» контактів модулями введення дискретної інформації;

самодіагностику і діагностику цілісності ланцюгів введення/висновку інформації;

введення аналогової інформації від датчиків струму 4-20мА;

введення аналогової інформації від датчиків термопар і термоопорів;

введення/виведення дискретної інформації типу «сухий контакт» потенційних

сигналів 24В постійного струму;

введення/виведення дискретної інформації 220В змінного і постійного струму

через проміжне реле, встановлене на клемниках шаф контроллерів;

виведення команд управління 24В постійного струму із замиканням

безконтактного ключа До ПТК пред'являються наступні вимоги по швидкодії:

мінімальний час для аварійних сигналів і подій не більше 5 мсек;

основний цикл роботи контроллерів ПТК (субкомплексів автоматизації) не

повинен перевищувати 100мсек. Протягом цього циклу повинні виконуватися наступні

задачі:

прийом інформації від датчиків аналогової і дискретної інформації, у тому числі

прийом інформації від далеко розміщених інтелектуальних УСО і інтелектуальних шаф

управління;

первинна обробка інформації;

розрахунок задач управління і завдання регулювання в частині широтно-імпульсної

модуляції управляючих дій на регулюючі клапани;

видача розрахункових команд управління на виконавчі механізми (в інтелектуальні

шафи управління);

обмін інформації між резервованими контроллерами ПТК;

119

обмін інформацією з верхнім рівнем.

цикл рішення задач регулювання технологічних параметрів - 1 с.;

цикл рішення швидкодійних контурів ЕЧ СРТ (задач позиціонування

сервомоторів регулюючих клапанів турбіни, скидань навантаження і т.п.) – 20 мсек;

цикл рішення задач представлення інформації верхнього рівня – 0,1 с;

цикл обміну інформації з нижнім рівнем – 100 мсек.

До ПТК пред'являються наступні вимоги по резервуванню:

повинні резервуватися всі компоненти ПТК, відмова яких може привести до

відмови функцій ПТК, а саме: джерела живлення контроллерів, процесори контроллерів і

інтелектуальних шаф управління арматурою, процесорів контроллерів інтелектуальних

УСО, шини введення/виведення, локальні обчислювальні мережі, операторські станції;

повинен дотримуватися принцип «гарячого» резервування;

повинен дотримуватися принцип безударного включення, у тому числі введення

настроювальної інформації повинне здійснюватися в основний і резервний контроллер

ПТК;

повинен дотримуватися принцип незалежності каналів введення при введенні в

ПТК інформації від резервних датчиків;

перемикання на резервний контроллер при відмові основного повинне

відбуватися не довше ніж протягом двох тактів роботи контроллера.

ПТК верхнього рівня АСУ ТП, побудований на базі АРМ, повинен здійснювати

управління, контроль і експлуатацію технологічного обладнання у всіх режимах

експлуатації блоку, взаємодіючи з ПТК НУ. З цією метою ПТК ВУ повинен в першу чергу

виконувати наступні функції:

операторський інтерфейс для системи управління;

інформаційні функції спостереження, такі як відображення, сигналізація,

контроль і повідомлення;

формування звітів і журналів реєстрації;

розрахунки, реєстрація трендів, зберігання і витяг архівних даних і даних з

довгострокових архівів і т.д.

Робочі станції АРМ-О повинні бути автономними, і функціонально дублювати один

одного (наявність єдиної бази даних). Повинна бути забезпечена можливість управління

обладнанням енергоблока з будь-якої операторської станції БЩУ з урахуванням прав

доступу.

Несправність монітора або клавіатури одного з АРМ-О не повинні привести до

блокування інших моніторів/клавіатур.

Інтерфейс взаємодії людини з апаратурою повинен використовувати російську мову.

Комунікаційний рівень АСУ ТП повинен забезпечувати зв'язок між ПТК верхнього і

нижнього рівня, передачі і обміну сигналами між різними субкомплексами ПТК, а також

зв'язки із станційним рівнем АСУ ТП і суміжними системами.

Для забезпечення надійності функціонування АСУ ТП серверу даних повинен мати

гарячий резерв. Повинні бути передбачені процедури вирівнювання даних в архівах

інформації при введенні серверів в роботу після ремонту.

Робоче місце АРМ-ІС призначено для контролю роботи ПТК і АСУ ТП, а також

можливості корекції і внесення змін в діючу систему з можливістю конфігурації всіх

компонентів, незалежно від їх знаходження в ієрархії ПТК АСУ ТП, з виконанням

наступних операцій:

програмування технологічних алгоритмів;

розробка операторського інтерфейсу;

формування і ведення єдиної бази даних проекту;

конфігурування структури апаратних засобів;

120

трансляція, компіляція і завантаження конфігурованого на інженерній станції

програмного забезпечення всіх операторськіх станцій, програмовані логічні контроллери і

інтелектуальну далеко винесену периферію незалежно від розташування вказаних

елементів в ієрархії ПТК;

тестування і відладка оригіналу конфігурованого програмного забезпечення для

операторських станцій, контроллерів і інтелектуальної далеко винесеної периферії в

режимі ON-LINE і OFF-LINE з можливістю ручної зміни внутрішніх програмних змінних

з програмною імітацією значень фізичних входів/виходів і покрокова відладка

технологічних програм в режимі OFF-LINE;

детальне представлення інформації про роботу алгоритму управління в режимі ON-

LINE;

калібрування каналів вимірювання.

Єдине програмне забезпечення повинне застосовуватися як для початкового

проектування, конфігурування і процесу введення в експлуатацію системи управління, так

і під час її експлуатації.

Інструментальне середовище для опису і програмування повинне включати:

редактор конфігурації всіх елементів комплексу технічних засобів ПТК НУ, у тому

числі для резервованого виконання;

редактор розподіленої машинної бази даних.

Інструментальне середовище для опису і програмування логіки НУ повинна

функціонувати на основі стандартних мов функціонального програмування.

ПТК повинен мати в своєму складі комплект засобів розробки, забезпечуючих

можливість вносити зміни у форми відображення технологічного процесу на:

АРМ - Про (мнемосхеми, графіки, таблиці), технологічні програми і бази даних

силами інженерів АСУ ТП, що пройшли курс навчання на фірмі-постачальнику ПТК.

Інженерна станція повинна проводити моніторинг всіх інших вузлів ПТК,

здійснювати запуск або перезавантаження системи.

Для формування «твердих» копій екрану монітора будь-якої з операторських станцій

до складу ВУ АСУ ТП повинні бути включені лазерні кольорові друкуючі пристрої.

Формат копії повинен бути А4 за стандартом DIN на стандартному білому папері.

Для формування звітів поточних подій до складу ВУ АСУ ТП повинні бути включені

матричні друкуючі пристрої. Повинні використовуватися високонадійні принтери

(середній час безвідмовної роботи у включеному стані повинен бути не менш 5000 годин,

в режимі друку – не менш 1500 годин) при максимальній температурі оточуючого повітря

+40°С.

Вимоги до технічних засобів ПТК:

Вимоги до комплексу технічних засобів нижнього рівня:

Субкомплекси ПТК нижнього рівня АСУ ТП здійснюють збір даних про

технологічний процес, їх обробку за допомогою закладених алгоритмів, наданих

прикладним програмним забезпеченням, і видачу управляючих команд в інтелектуальні

шафи управління (РТЗО) і інтелектуальні УСО. Обладнання і програмне забезпечення

комплексу технічних засобів повинне гарантувати виконання всіх вимог по надійності і

безпеці управління технологічним процесом.

В структурі кожного субкомплексу повинні бути, принаймні, наступні елементи:

вузол живлення, гарантуючий подачу живлення від двох незалежних джерел;

резервований центральний процесор (ЦП);

модулі введення/виведення (УСО і УВВ);

інтерфейсні модулі.

ЦП повинен володіти автодіагностикою в такому об'ємі, щоб при визначенні

поломки, відбувався плавний і безпоштовховий автоматичний перехід до резервного

121

процесора (в резервованій структурі), з видачею інформації оператору. ЦП повинен

програмуватися і перевірятися як з інженерної станції, так і через послідовний вхід від

персонального комп'ютера.

В номенклатуру модулів введення/виведення повинні входити модулі:

аналогового входу;

аналогового виходу;

дискретного входу;

дискретного виходу.

В аналогових вхідних модулях повинні бути передбачені вхідні фільтри придушення

шумів, виходи захищені від короткого замикання. Модулі введення аналогових сигналів

повинні мати гальванічне розділення.

Модулі введення повинні виконувати введення і обробку сигналів:

від аналогових перетворювачів з уніфікованим вихідним сигналом;

від термопар;

від термометрів опору;

від імпульсних сигналів (рахункові входи);

від дискретних сигналів, видаваних дискретними датчиками, контактами реле,

кінцевими вимикачами арматури і т.д.

Аналогові вхідні модулі повинні відповідати наступним вимогам:

нечутливість до шумів і інших перешкод (наприклад, від переносних рацій);

висока нечутливість до перенапруження;

точність перетворення 0,15% діапазон вимірювання або краще;

контроль достовірності сигналів по граничних значеннях, якщо сигнал

недостовірний, він повинен бути помічений в повідомленні для його розпізнавання;

лінеаризація сигналів термопар і термометрів опору;

дистанційна установка всіх параметрів за системою шин.

Дискретні вхідні модулі повинні відповідати наступним вимогам:

нечутливість до шумів і інших перешкод (наприклад, від переносних рацій);

іскробезпечні вхідні схеми, якщо потрібні;

нечутливість до перенапруження;

подача напруги на зовнішні контакти 24В постійного струму, що виробляється

самою системою;

захист від вібрації («брязкоту») контактів;

контроль обриву вхідного ланцюга. При виявленні обриву повинен видаватися

сигнал оператору.

Дискретні вихідні модулі повинні забезпечувати гальванічну розв'язку.

Вимоги до управління регулюючою арматурою

Управління регулюючою арматурою виконується субкомплексами ПТК нижнього

рівня АСУ ТП.

На вхідні модулі УСО ПТК приходять дискретні і аналогові сигнали, що

характеризують стан керованого обладнання. Вихідні сигнали (команди управління) через

вихідні модулі подаються на складки РТЗО.

В субкомплексах ПТК нижнього рівня також забезпечується:

обмін інформацією з АСУ верхнього рівня стандартним дубльованим каналом

зв'язку, використовуючи єдиний протокол обміну в АСУ ТП;

аналогові вимірювання електричних параметрів електроустаткуванні згідно об'єму

автоматизації.

Вимоги, що пред'являються до управління регулюючим клапаном.

Контроль стану регулюючого клапана:

122

- закритий;

- відкритий;

- відсоток відкриття клапана;

- немає електроживлення;

- несанкціоноване управління.

- режими управління: (автоматичний - дистанційний)

Управління електроприводом виконавчого механізма:

Режими управління:

- автоматичний;

- дистанційний

Вихідні команди:

управління на БІЛЬШЕ;

управління на МЕНШЕ.

Вимоги до устаткування вимірювання параметрів ВХР пароводяного тракту котла.

На всіх контрольованих ділянках пароводяного тракту котла повинні бути

встановлені пробовідбірники води і пари. При температурі теплоносія вище 45 С

пробовідбірники повинні бути укомплектований холодильниками для охолоджування

проб до СС 4020 . Всі лінії відбору проб повинні виготовлятися з неіржавіючої сталі.

Таблиця 2.2 Об'єм автоматичного хімконтроля

Точка відбору проб Параметри, що вимірюються

Конденсат бойлерів Електропровідність

Конденсат турбіни Електропровідність

рН

Концентрація розчиненого кисню

Кількість нафтопродуктів у воді

Конденсат після ФСД БЗУ Електропровідність

Конденсат за БЗУ Електропровідність

рН

Концентрація розчиненого кисню

Вода після деаератору Концентрація розчиненого кисню

Живільна вода перед котлом Електропровідність

cNa

рН

Концентрація розчиненого кисню

Пар холодного промперегріву Електропровідність

Пар за котлом Електропровідність

cNa

рН

Пар гарячого промперегріву Електропровідність

Конденсат АОУ Електропровідність

Конденсат БЗК Електропровідність

cNa

Вимоги до комунікаційного рівня АСУ ТП

Комунікаційний рівень АСУ ТП повинен включати:

резервовану контролерну шину (магістраль обміну сигналами між шафами

управління);

123

термінальну шину (магістраль обміну сигналами між операторськими станціями і

серверами);

сервери;

модуль тимчасової синхронізації.

Система шин повинна бути резервованою.

Передача повинна бути циклічною.

Основні характеристики систем шин повинні бути наступними:

висока надійність зв'язку, здійснювана подвійною (резервованій) системою шин.

Передача даних повинна перевірятися постійно в режимі «on line» діагностичною

системою. Відповідно до цього принципу всі шинні з'єднувачі, шинні інтерфейси, т.д.

повинні бути продубльовані;

нечутливість до зовнішніх несприятливих дій (шумам, електромагнітним полям,

переносним приймачам-передавачам і т.д.);

швидкість передачі даних повинна бути достатньою, щоб відповідати реагуванню

системи з погляду відображень, управління і т.д. Хід технологічного процесу не повинен

бути схильний впливу затримок в передачі даних. Крім того, для майбутнього розширення

повинні бути передбачено додаткові 50% резервних можливостей.

Підрядник, виходячи з свого досвіду, повинен запропонувати структуру, склад,

характеристики обладнання комунікаційного рівня АСУ ТП, які підлягають узгодженню із

Замовником.

Взаємозв'язок зі суміжними системами

Програмно-технічний комплекс АСУ ТП після реконструкції повинен забезпечувати:

апаратно-програмну стиковку з системою електрогідравлічного регулювання

турбіни;

апаратно-програмну стиковку з системою контролю вібрації і механічних величин;

апаратно-програмну стиковку з системою частотного керування приводами

пилеживників;

апаратно-програмну стиковку з АСУ ТП Криворізької ТЕС;

апаратно-програмну стиковку з системою моніторингу електричних і

температурних параметрів генератора;

апаратно-програмну стиковку з системою моніторингу участі блоку в нормованому

первинному і повторному регулюванні частоти і потужності.

Апаратно-программну стиковку с ПТК АСУ ТП електрофільтрів, с ПТК АСУ ТП

сероочистной установкой (СОУ);

Аппаратно-програмную стыковку с системой контроля водно-химического режима

пароводяного тракта котла.

Обмін даними між ПТК АСУ ТП і зовнішніми системами повинен здійснюватися по

цифровому каналу з циклом обміну, який узгоджується з Замовником на етапі

проектування.

Обмін даними між ПТК і існуючими загальностанційними АСУ ТП Криворізької

ТЕС (250м.) за технологією FastEthernet. Вибір середовища передачі інформації повинен

забезпечити достатню швидкість передачі.

За відсутності цифрових каналів зв'язку прийом/видача команд і повідомлень і

моніторинг параметрів виконується жорсткопровідним зв'язком.

Можливості розвитку системи

Повинен бути прийнятий проект модульної системи для полегшення розширення

системи. Система повинна володіти здатністю і засобами для розширення за допомогою

додавання модулів контроллерів, модулів введення/виведення, периферійних засобів,

таких як робочі станції АРМ, принтери і т.д., тоді як існуюча система є повністю

124

працездатною. Система повинна володіти здатністю включення будь-яких нових контурів

регулювання в систему управління.

Понад об'єм обладнання, що вимагається для повністю реалізованої системи згідно

вимогам специфікації, ПТК повинен володіти резервною потужністю і необхідними

технічними/програмними засобами для задоволення вимог по можливості розширення

об'єму автоматизації:

кожний контроллер повинен мати як мінімум 30% запасних функціональних

можливостей (по пам'яті і швидкодії) для реалізації додаткової логіки понад

реалізовану логіку/контурів управління;

в кожній шафі контроллерів повинні бути передбачені запасні канали для кожного

типу введення/виведення (не менше 15%), повністю підключені до клемних колодок

шаф. Якщо в системі Підрядника використовуються кросшафи для всіх введень,

також повинні бути передбачені запасні клемники, підключені до кросшаф.

Клемні складки (якщо такі є в пропонованій системі), відповідні вхідним/вихідним

модулям, повинні бути передбачені для вказаних вище резервних модулів.

Показники призначення

АСУ ТП в цілому і що входить в його склад програмно-технічні засоби повинні мати

наступні параметри, що характеризують ступінь відповідності системи призначенню.

Таблиця 2.3 Характеристики ПТК.

Показник призначення Значення Примітка

Сервер 2 Сервер архівації і прикладних задач

Кількість АРМ в системі: 10

АРМ оператора – 5 шт.

АРМ старшого машиніста – 1 шт.

АРМ наладчика АСР – 1шт.,

АРМ оперативного обслуговування

СКУ – 1 шт.

АРМ наладки і тестування ПЗ– 2шт.

Концентратори 2

Концентратори зв’язку ЛВС

верхнього та нижнього рівня ПТК

АСУ ТП

Кількість ЕКП в системі: 2 ЕКП з діагоналлю 42 дюйми

Кількість технологічних відеокадрів,

не менше Не менш 150

Кількість вхідних, що приймаються,

сигналів:

аналогові струмові

термопари, термоопіри

дискретні

400*)

1000*)

600*)

4.20 мА

«сухий контакт» обтічний напругою

з ПТК

Кількість видаваних вихідних

сигналів:

дискретні

аналогові

400*)

100*)

«сухий контакт»

4.20 мА (уточнити з Постачаль-

никами частотно-регульованого

приводу)

Період опиту вхідних сигналів

не більш:

для систем регулювання

для систем моніторингу

для швидкодійних контурів

0,1сек

2сек

20мсек

По кожному входу

125

Показник призначення Значення Примітка

регулювання ЕЧ СРТ

Кількість контурів регулювання,

одночасно оброблюваних

(не менше)

100*)

Точність перетворення аналогових

сигналів в цифровий код (не гірше):

0,15%

Цикл оновлення динамічної

інформації на АРМ оператора-

диспетчера (не більш):

0,1сек

Сумарна затримка відображення

динамічної інформації в каналі

збору, обробки і уявлення

даних оператору (не більш):

0,5сек

*) Приведено без урахування 15% резерву.

**)Для мереж повинен передбачатися резерв 50% по пропускній спроможності від

пікового завантаження.

***) Обтікання "сухих" контактів повинне забезпечуватися від джерел Постачальника.

Повинна бути забезпечена можливість пристосовування системи до енергетичного

об'єкту (з умовою збереження об'єму функцій, що закладаються в АСУ ТП) шляхом

розробки нового функціонального програмного забезпечення в об'ємі технічних засобів,

що поставляються.

Вимоги до структури, конструктивних елементів систем регулювання і управління

турбіни

Загальні вимоги

Згідно вимогам ГОСТ 24278-89, ГКД 34.20.507-2003 (ПТЕ) і «Збірки розпорядних

документів по експлуатації енергосистем» (теплотехнічна частина) частина II, 1991 рік §

5.7, СОУ-НЄЄ ЯЄК 04.156-2009, СОУ-НЄЄ ЯЄК 04.157-2009, система регулювання

турбіни К-300-240-2 ХТГЗ після модернізації повинна забезпечувати:

нормоване первинне регулювання частоти;

статичні характеристики контура регулювання частоти обертання, відповідні

вимогам МЕК, програмованої нечутливості не вище за 0,02% номінальну частоту

обертання; програмованої нерівномірності — 2,5 ч 10%;

точність підтримки номінальної частоти обертання не гірше 0,02% (0,6 об/хв);

швидкодія мікропроцесорної частини контура регулювання частоти обертання 5 -

50 мс (0,005-0,05с);

самодіагностику мікропроцесорної частини системи регулювання, автоматичне

регламентне ходіння відсічних золотників сервомоторів.

Повинне бути передбачено автоматичне регулювання частоти обертання турбіни

залежно від завдання оператора або захистів блоку на всіх режимах роботи турбіни з

відключеним від енергомережі генератором.

Ступінь нерівномірності регулювання частоти обертання при номінальних

параметрах пари може задаватися з дискретністю не більше 0,5 % у вказаних межах

2,5...10 % номінальної частоти обертання.

Відхилення від лінійної статичної характеристики +10 %.

Точність підтримки заданої потужності і заданого тиску - не більше 0,5 % їх

номінального значення.

Необхідно також виконати підтримку заданого положення РК ВД при пуску турбіни

К-300-240-2 на «ковзаючих параметрах» в процесі навантаження до нижньої межі

регулювального діапазону. Задане відкриття регулюючих клапанів повинне

126

встановлюватися оператором. Управління положенням РК повинне здійснюватися

пропорційно-інтегральним регулятором з точністю не гірше за 1% максимального ходу

сервомотора.

Корекція потужності по частоті (первинне регулювання частоти енергосистеми)

повинна виконуватися відповідно до заданих значень місцевого ступеня нерівномірності

регулювання (НВ=2 - 6%) в діапазоні від 40% навантаження до максимального, і ступеня

нечутливості по частоті обертання турбіни не більше 0,02% у відповідності з вимогами

ГКД 34.20.507-2003 (ПТЕ).

Крім того, модернізація систем регулювання турбін повинна забезпечити:

характеристики на рівні вимог UCTE.

Системи автоматичного регулювання турбін також повинні однозначно

задовольняти вимогам, висловленим в ГКД 34.20.507-2003 (ПТЕ) п.8.4.2.:

стійко витримувати задані електричне і теплове навантаження і забезпечувати

можливість їх плавної зміни;

стійко підтримувати частоту обертання ротора (далі частота обертання) турбіни на

холостому ходу і плавно її змінювати (у всьому робочому діапазоні або в межах робочого

діапазону механізму управління турбіною) при номінальних і пускових параметрах пари;

утримувати частоту обертання турбін нижче за рівень настройки спрацьовування

автомата безпеки при миттєвому скиданні до нуля електричного навантаження (при

відключенні турбогенератора від мережі і СН), відповідного максимальній витраті свіжої

пари в частину високого тиску при номінальних його параметрах і максимальній витраті

пари в частину низького тиску турбіни.

Модернізовані системи регулювання (СРТ) повинні забезпечувати ефективне і

безаварійне управління турбінами у всіх експлуатаційних режимах енергоблока:

в режимі пуску і останову;

в нормальних режимах;

при технологічних обмеженнях;

в аварійних режимах;

в післяаварійних режимах;

імпульсних розвантаженнях турбіни.

Системи регулювання турбіни (СРТ) повинні бути електрогідравлічними, до складу

яких повинна входити система захисту з блоком необхідних соленоїдних клапанів,

програмно-технічний комплекс (ПТК) СРТ.

Оснащення турбіни електрогідравлічної СРТ Підрядник повинен виконати на базі

сучасної мікропроцесорної техніки на єдиній програмно-апаратній платформі з рештою

компонентів ПТК АСУ ТП.

Значення параметрів, що характеризують якість роботи систем регулювання парових

турбін, повинні відповідати ГОСТ 24278 «Установки турбінні парові стаціонарні для

приводу електричних генераторів ТЕС. Загальні технічні вимоги» - для теплових

електростанцій.

Комплекс програмних і технічних засобів СРТ (ПТК СРТ) необхідно виконати на

базі сучасної мікропроцесорної техніки з застосуванням якісно нових виконавчих

пристроїв (позиціонерів сервомоторів) і засобів контролю (датчиків кінцевих вимикачів)

для управління турбоустановкою. ПТК повинен відповідати загальноприйнятим світовим

стандартам.

В якості позиціонерів сервомоторів можуть застосовуватися електромеханічні

перетворювачі (ЕМП) з механічною дією на буксу або поршень відсічного золотника

сервомотора, електрогідравлічні перетворювачі (ЕГП) з дією на гідравлічну лінію

управління сервомоторів і ін. При обв'язуванні сервомоторів зберегти і використати діючі

проектні схеми трубопроводів систем регулювання турбін. Примінити УП сервоприводів

СРТ К-300 с отсройкою від акустичних поміх, електричних і магнітних наводок, з

127

вимогою температури експлуатації до 1500С.

Окрім цого для діагностування ЕМП потрібно реалізувати контроль току та

температурного стану ЕМП, з можливістю програмної реалізації сигналізації при

привіщенні допустимих величин струмів та температури. Допустимі величини струму і

температури ЕМП, порогові градієнти змінювання цих параметрів впродовж суток,

потрібно визначити розробнику ЕЧ ЕГСР. Також потрібно передбачити дистанційне

«ходіння» БКСД – БКВД –А,Б.

Учасник в технічній пропозиції повинен надати технічні рішення, які обгрунтовують

вище перелічені вимоги.

Вимоги до комплексу програмних і технічних засобів

а) Структура комплексу програмних і технічних засобів (ПТК) СРТ.

До складу ПТК СРТ повинні входити:

швидкодійні електромеханічні або електрогідравлічні перетворювачі (позиціонери)

для управління сервомотором регулюючих клапанів турбіни;

виконавчі пристрої для ходіння сервомоторів стопорних клапанів турбіни;

виконавчий пристрій управління схемою взводу сервомоторів клапанів турбіни;

швидкодійні електромагнітні вимикачі турбіни;

дубльована мікропроцесорна система управління СРТ з робочим і резервним

контурами управління;

схема резервованого електроживлення ПТК від станційних джерел з приміненням

джерел безперебійного живлення.

б) Мікропроцесорна частина ПТК СРТ.

Мікропроцесорна частина ПТК СРТ повинна розроблятися як резервована

багатофункціональна система на базі сучасних програмно-технічних засобів.

Мікропроцесорна система управління СРТ повинна мати робочий і резервний

контури управління (далі контури управління ПТК) з резервованими джерелами

живлення, повністю автономні в роботі і виконуючі ідентичні функції.

Резервний контур повинен знаходитись в «гарячому» резерві. При відмові робочого

контура резервний контур переводить управління СРТ на себе. Обидва контури

управління ПТК повинні контролювати стан один одного і стан електронного автомата

безпеки, використовуючи цифрові і фізичні лінії зв'язку.

Мікропроцесорні засоби ПТК повинні поставлятися Підрядником із записаними і

повністю відладженими програмами збору, обробки і представлення інформації, і

програмами алгоритмічного математичного забезпечення, з можливістю коректування

програм і алгоритмів.

в) Конструкція ПТК.

Устрій і монтаж ПТК повинен відповідати вимогам ПУЕ («Правила улаштування

електроустановок»).

Робочий і резервний контури управління ПТК повинні бути виконані у вигляді

схемних конструктивів (блоків) і розміщені при монтажі з видимим розмежуванням в

одній шафі або в різних шафах управління ПТК. Міжелементні зв'язки повинні

виконуватися за допомогою роз'ємних з'єднань штатним комплектом кабелів.

г) Підсистема введення аналогових сигналів ПТК.

В підсистему введення аналогових сигналів кожного з контурів управління ПТК

повинні входити:

дубльовані канали вимірювання активної потужності енергоблока;

три канали вимірювання частотного сигналу обертання ротора турбіни з датчиками

імпульсів, що поставляються Підрядником (поодинці в кожному каналі і для кожної

турбіни);

128

дубльовані канали вимірювання тиску свіжої пари перед турбіною (для ниток А і Б)

з датчиками тиску, що поставляється Підрядником;

Датчики каналів вимірювання частотних сигналів (датчики імпульсів) повинні мати

просту і надійну конструкцію, стійку до підвищеної вібрації, температури і середовища

вживаних рідин.

Вхідні аналогові сигнали - уніфіковані струмові (діапазон зміни сигналів: 420 мА)

або цифрові.

д) Підсистема введення дискретних сигналів ПТК.

Тип вхідних дискретних сигналів - «сухий» контакт або електронні ключі датчиків.

е) Підсистема виведення дискретних сигналів ПТК.

Тип вихідних дискретних сигналів - «сухий» контакт або управляючі електронні

ключі з різною здатністю навантаження.

ж) Підсистема виведення аналогових сигналів ПТК.

Вихідні аналогові сигнали - уніфіковані струмові, діапазон зміни сигналів: 4 20

мА.

Вимоги до спеціальних аналогових сигналів обгрунтовуються Розробником СРТ.

Підрядник повинен передбачити гальванічну розв'язку вхідних і вихідних сигналів

модулів УСО ПТК.

з) Вимоги до швидкодії ПТК СРТ.

ПТК є багатозадачною системою і повинен мати три тимчасові рівні виконання

(цикли програмної обробки):

Швидкодійний захисний цикл - t1 ≤10 мс:

досвід вхідних аналогових і дискретних сигналів;

виконання вимірювання частоти;

формування і видача аналогових і дискретних сигналів;

виконання програм апаратного самотестування;

виконання програм швидкодійного управління і захисту турбіни (видача команд на

закриття клапанів турбіни при скиданні електричного і парового навантаження) та ін.;

видача команди на закриття регулюючих клапанів турбіни при спрацьовуванні

імпульсної протиаварійної автоматики;

реєстрація і архівація інформації та ін.

Швидко діючий цикл – t2 ≤ 50 мс:

обробка вхідних аналогових сигналів;

виконання програм регулювання частоти обертання турбіни і корекції потужності

по частоті;

реалізація програми початкової корекції нерівномірності;

виконання програм граничного обмеження параметрів регулювання;

виконання програм функціональної діагностики.

Повільно діючий цикл – t3 ≤ 100 мс:

програмне забезпечення СРТ в режимах планового регулювання потужності,

регулювання тиску пари (режим «До себе») або підтримки положення РК (режим

«Ковзаючий тиск свіжої пари») та ін.;

регулювання розвороту турбіни.

Умови навколишнього середовища

Всі компоненти повинні бути розроблені для вказаних умов навколишнього

середовища. Повинні бути враховані додаткові чинники навколишнього середовища,

наприклад, температура машзала, котельного і бункерного - деаераторного відділень,

запорошеність, вогкість, вібрація та ін.

Обладнання, в якому можлива внутрішня конденсація, повинне забезпечуватися

внутрішніми нагрівальними приладами.

129

Місцеві шафи/стенди

Для датчиків і інтелектуальних УСО, встановлюваних зовні приміщень в місцях

концентрації первинних перетворювачів, повинні використовуватися закриті захисні

шафи. Для установки датчиків в приміщенні повинні використовуватися стенди. Шафи і

стенди повинні розташовуватися поряд з технологічним обладнанням. Проте, слід

передбачати групування приладів до такого ступеня, наскільки це практично доцільно.

Обладнання повинне бути наперед змонтовано на заводі Підрядника, наприклад,

трубки в шафах/щитах і т.д., включаючи установку внутрішніх елементів, наскільки це

можливо з урахуванням транспортування.

Трубки, фітінги і електропроводка повинні розміщуватися так, щоб будь-який

прилад або пристрій можна було зняти або обслуговувати без пошкодження

трубопроводів або електропроводки, що відноситься до інших приладів.

Для частотних перетворювачів ПП і контроллерів повинні використовуватися

закриті захисні шафи з системою вентиляції.

Розподільні коробки

Розподільні коробки повинні використовуватися для підключення польових

приладів до багатожильних кабелів, що йдуть до шаф в приміщенні електроніки.

Всі розподільні коробки повинні бути ідентифіковані за допомогою табличок.

Розподільні коробки повинні мати 10 % резервних клем після остаточного введення в

експлуатацію.

Вимірювальне обладнання Для передачі сигналів вимірювань (окрім термопар або термометрів опору) на щит

управління повинні використовуватися вбудовані в датчики вимірювальні перетворювачі.

Вихідні сигнали датчиків повинні мати уніфікований сигнал і бути лінійними, незалежно

від навантаження у вихідному ланцюзі. Сигнали від термопар і термометрів опору

повинні вводитися в ПТК без перетворювачів («натуральний» сигнал).

Похідні сигнали повинні обчислюватися за допомогою системи управління, а не з

використанням додаткової зовнішньої апаратури (наприклад, розрахунок витрати по

перепаду тиску на вимірювальних діафрагмах).

Всі датчики повинні забезпечувати зростання вихідного сигналу із зростанням

параметра, що виміряється. Вихід датчиків повинен бути захищений від короткого

замикання.

У разі впливу температури навколишнього середовища на точність, повинна

забезпечуватися внутрішня температурна компенсація, для обмеження і зведення до

мінімуму впливу змін температури навколишнього середовища.

Всі датчики повинні мати точність ±0,5 % або краще.

Датчики з уніфікованим сигналом повинні підключатися до ПТК по двохдротяній

схемі.

Якщо одиночний датчик не може гарантувати передачу параметра по всьому

діапазону з достатньою точністю, повинні використовуватися два датчики.

Всі механізми регулювання і настройки повинні бути нечутливі до вібрації і ударів.

Клеми датчиків повинні передбачати засоби, які дозволять перевірити вихідний

сигнал без порушення будь-яких постійних підключень.

Повинні використовуватися тільки перемикаючі контакти. Контакти повинні бути

обладнані резисторами, для виявлення обриву або короткого замикання в жилах

сполучного кабелю (в ПТК). Сполучні кабелі повинні мати достатню кількість жил для

цієї цілі.

Для сигналів захистів і сигналізації повинні використовуватися аналогові датчики.

В окремих випадках (перепад тиску на фільтрах, рівень в приямках) для цілей

сигналізації і блокувань допускається застосування дискретних датчиків.

Якщо не вказано інакше, точність контактних пристроїв повинна бути 2 % або

краще. Тип обладнання, особливо показники точності і інші технічні дані повинні бути

130

схвалені Замовником.

Залишковий диференціал спрацьовування (гістерезис) контактів повинен бути в

діапазоні 3-5 % від повного діапазону шкали. Проте ця вимога може бути іншою, залежно

від специфічних вимог.

Вимоги до засобів вимірювання

Вимоги до засобів вимірювання тиску

а) Загальні конструкційні вимоги

Датчики тиску повинні мати лінійний вихід.

Межі вимірювань датчиків тиску повинні вибиратися так, щоб максимальний

технологічно можливий тиск в точці вимірювання не приводив до пошкодження датчика і

не порушував його калібрування.

Датчики тиску в'язких рідин, наприклад, мазуту, або рідин із зваженими частинками,

повинні встановлюватися з роздільниками мембран.

Датчики тиску на трубопроводах з пульсуючим середовищем повинні мати гасителі

пульсацій.

б) Реле тиску

Погрішність реле тиску не повинна перевищувати ±1,5 % меж вимірювання.

Уставка повинна регулюватися в діапазоні між 5 і 100 % повного діапазону.

Вимоги до засобів вимірювання температури

а) Термопари і термометри опору

Всі вимірювання температури, за винятком вимірювань температури по місцю і

інших обумовлених виключень, повинні виконуватися за допомогою термопар або

термометрів опору.

Термометри опору і термопари повинні бути обладнані водонепроникною і

термостійкою сполучною головкою. Вказані термометри повинні розташовуватися так,

щоб сполучні головки не нагрівалися вище 80 С і щоб чутливі елементи були легко

замінювані.

Датчики температури повинні бути по можливості малоінерційними.

Довжина гільзи повинна забезпечити положення чутливого елемента гарячого спаю

термопари в центрі труби.

Компенсація зміни температури холодних спаїв термопар повинна виконуватися у

клемних коробках розташованими в них термометрами опору.

Як правило, повинні застосовуватися термопари/термометри опору з двома

чутливими елементами, один з яких - резервний.

Термопари і термометри опору для підшипників і обмоток електродвигунів повинні

витримувати без пошкодження низькочастотну вібрацію від 10 до 2000Гц.

Вимоги до засобів вимірювання витрати

а) Звужуючі пристрої

Для вимірювання витрати, як правило, повинні використовуватися вимірювальні

діафрагми.

Вимірювання витрати пари, живильної води в точках із змінною температурою і

тиском повинні бути забезпечені автоматичним коректуванням сигналу витрати.

б) Датчики

Для вимірювань за допомогою діафрагм/сопел повинні застосовуватися датчики

перепаду тиску. Витягання кореня вимірювань повинне виконуватися в ПТК. Погрішність

для перепаду тиску, отриманого на вимірювальній діафрагмі/соплі, повинна бути не більш

±0,5% від діапазону вимірювань в діапазоні витрати від 10% до 100%.

в) Реле витрати

Контактні реле витрати використовуються для контролю протоку змащувального

масла і охолоджуючої води.

131

Вимоги до засобів вимірювання рівня

а) Датчики рівня

Дистанційні вимірювання рівня рідини повинні проводитися, як правило, за

допомогою датчиків перепаду тиску.

Для корозійних і забруднених рідин переважно повинні бути передбачені

вимірювання місткостей або ультразвукові безконтактні пристрої. Датчик місткості

повинен вибиратися відповідно до хімічного складу рідини, що вимірюється, і повинен

бути з матеріалу, який не піддається корозії. Для ультразвукових пристроїв потрібна

температурна компенсація.

б) Реле рівня

Реле рівня повинні бути розраховані на максимальний тиск і температуру

середовища, що вимірюється.

Вимоги до аналізаторів

а) Газоаналізатори

Аналізатори кисню є прилади з часом повного запізнювання не більше 2сек.

Діапазон вимірювання 0-21%.

Газоаналізатори Н2 повинні забезпечити визначення вмісту Н2 в картерах

підшипників і токопроводах генератора в межах 0-5% і чистоти Н2 в корпусі генератора в

межах 95-100%.

б) Аналізатори води/пари

Об'єм і діапазони хімічних вимірів води і пари повинні відповідати вимогам

хімічного режиму блоку.

Для вимірювання електропровідності повинні застосовуватися кондуктометри з

діапазоном вимірювання 0,1-1-10-100 мкСм/см.

Для вимірювання концентрації розчиненого кисню повинні застосовуватися

кисневимірювачі з діапазоном вимірювання 0-20000мкг/дм3.

Для вимірювання рН повинні застосовуватися рН-метри з діапазоном вимірювання

0-12рН.

Для вимірювання сNa повинні застосовуватися натрійвимірювачі з діапазоном

вимірювання:

сNa – 1 мкг/кг;

рNa – 2,36 – 7,36.

Для забезпечення вимагаемих параметрів проби повинні бути поставлені пристрої

підготовки проби (УПП) та холодильники для охолодження води та пару. УПП повинні

автоматично підтримувати вимагаемі параметри температуруи, тиск і витрати проби.

Вихідні сигнали від аналізаторів повинні бути уніфіковані (4 20мА).

Вимоги до кабельної продукції.

Кабельна продукція електричного живлення та керування ЕМП САР ТГ повинна

обиратися с обліком температури експлуатації до 1500С.

При прокладанні кабелю потрібно забезпечити: в процесі монтажу і експлуатації

повинно бути ісключена появлення в них опасної механічної напруги і ушкоджень,

перегрів кабелів від нагрітих поверхонь технологічного обладнання.

Вибір типу та електропроводки, проводів, кабелів та спосіб їх прокладки, заземлення

екранів кабелів при реалізації проекту технічного переоснащення повинно відповідати

вимогам ПУЕ-2009.

Вимоги до перетворювачів потужності, струму, напруги, частоти.

Потрібно предоставити підтверджуючи документи о внесенні в Госстандарт

132

України, дозвіл на використання в електроенергетиці, метрологічна повірка.

Вимоги до АСКВХР.

Температура поступаючої среди до приладів АХК повинна забезпечити

работоспособність приладів АХК. Дліна пробоотборних ліній повинна бути мінімальною,

для зменшення часу затримання проби і впливу процесів, які трапляються в час

проходження проби. Скорость витекання среди з пробовідбірної точки не повинна бути

більше ніж 10хвилин. Матеріал пробовідбірних трубок і змійовиків холодильників, через

які проходе теплоносій, не повинні вліяти на качество останнього. Усі елементи які

контактують з пробою теплоносія, повинні виготовлятися із нержавіючої сталі. В час

монтажу пробовідбірних ліній потрібно передбачити можливість їх продувки.

Вимоги до електроприводів арматури

Повинно бути передбачено управління всією електрифікованою арматурою з БЩУ.

Кінцеві вимикачі регулюючих клапанів повинні бути виставлені на досягнення

максимальної витрати середовища при відкритті клапана приблизно на 80% від загального

переміщення штока клапана, а також на мінімальну витрату середовища при переміщенні

штока не менше ніж на 10% від загального переміщення штока клапана. Крива залежності

пропускної спроможності від величини ходу штока повинна, залежно від призначення,

бути лінійною або равновідсотковою. Регулюючі клапани повинні забезпечити стабільне

регулювання середовища по всьому діапазону.

Вимоги до надійності

ПТК повинен створюватися за принципом «розумної надмірності», дозволяючим

забезпечити надійність, що вимагається, і живучість при мінімальних витратах технічних і

програмних засобів.

Апаратна надмірність системи повинна бути достатньою, щоб одинична відмова

технічних засобів не приводила до відмови будь-якій технологічній функції. ПТК АСУТП

відноситься до виробів тривалого користування, складові якого є відновлюваними і

обслуговуваними. Завдання вимог і аналіз надійності повинне проводитися:

по безвідмовності;

по ремонтопридатності;

по довговічності.

Вимоги до показників надійності встановлюються у відповідності з ГОСТ 24.701.86.

Вимоги до надійності встановлюються для:

ПТК АСУТП в цілому;

типових функцій, реалізуємих ПТК.

Вимоги по надійності підтверджуються результатами експлуатації технічних засобів

і програмного забезпечення.

Встановлюється наступний зміст понять відмов типових функцій:

відмовою функції дистанційного управління є невиконання дистанційної команди

управління від оператора одним виконавчим пристроєм, або здійснення помилкової

команди управління одним виконавчим пристроєм;

відмовою функції автоматичного регулювання є невиконання вимог по підтримці

значення окремого технологічного параметра по одному контуру регулювання;

відмовою функції технологічної сигналізації є неспрацьовування або помилкове

спрацьовування по одній події;

відмовою функції прямих вимірювань є неможливість визначення із заданою

точністю значення параметра, що вимірюється, керованого процесу;

відмовою функції представлення інформації на дисплеях є неможливість виконання

функції через відмову робочій станції АРМ;

133

відмовою функції документування інформації є неможливість отримання

протоколу або іншого документованого повідомлення на вимогу персоналу;

відмовою функції реєстрації подій є неможливість фіксації або оперативного

зберігання заданої події, що відбулася в керованому процесі.

Напрацювання на відмову по будь-якій функції АСУТП повинне складати не менш

50000 годин або 10 років (залежно від того, що наступить пізніше).

Час виявлення несправного змінного вузла АСУТП не повинен перевищувати 1-ої

години.

Час заміни несправного змінного вузла АСУТП з складу ЗІП не повинен

перевищувати 1-ої години.

Контроллери, на базі яких побудовані відповідальні системи, такі як СТЗ і СРТ,

повинні містити резервовані процесорні блоки з функцією «гарячого» резервування.

Повинна бути передбачена можливість оперативної заміни різних модулів (таких, як

вхідні/вихідні модулі, інтерфейсні модулі і т.д.) для обслуговування без відключення

електроживлення відповідної стійки. При цьому повинна виключатися видача

несанкціонованих команд управління. Крім того, також повинна бути передбачена

можливість заміни будь-якого резервованого модуля контроллера без відключення подачі

живлення відповідної стійки, що не повинне приводити до відмов в системі або втраті

яких-небудь функцій іншого контроллера. Оперативне видалення/вставка контроллера,

вхідних/вихідних модулів не повинне ставити під загрозу безпеку обладнання і персоналу.

При використовуванні у відповідальних системах дубльованих або тройованих

вимірювань, інформація від цих датчиків повинна вводитися в різні модулі введення. Для

систем регулювання такі вимірювання повинні перетворюватися на одну

середньоарифметичну або медіанну величину при забезпеченні заданого відхилення між

канальними значеннями. В СТЗ повинні використовуватися дубльовані або тройовані

вимірювання по схемах один з двох, два з двох, один з трьох і два з трьох.

ПТК повинен включати засоби оперативного самоконтролю, контролю і діагностики

з тим, щоб відмова/збій могли бути автоматично продіагностовані аж до окремих модулів.

Повідомлення про ці відмови повинні відображатися на АРМ-О, і за допомогою індикації

по місцю на несправному каналі/модулі і на відповідній стійці/осередку. Система

діагностики повинна забезпечити виявлення відмов до того, як відбудуться які-небудь

значні зміни на виході будь-якого контроллера.

ПТК повинен передбачати безпечну експлуатацію при всіх відхиленнях в роботі

обладнання і при відмовах елементів так, щоб ні за яких умов персонал або обладнання не

наражалися на небезпеку. Система управління повинна запобігати видачі

несанкціонованих команд через втрату живлення системи управління, відмови будь-якого

з елементів системи управління, і т.д. При будь-яких з цих відмов кероване обладнання

або повинно залишитися в положенні, попередній несправності, або перейти в повністю

відкрите/закрите або включене/вимкнене положення, як це потрібне для безпеки

персоналу/обладнання і як злагоджено на стадії детального проектування. Система не

повинна допускати видачу несанкціонованих команд після відновлення живлення.

Жодна одиночна відмова або обладнання, або джерела живлення не повинно

приводити до втрати працездатності ПТК.

Конфігурація системи не повинна дозволяти втрати команди/вихідного сигналу з

АРМ-О на вихідний модуль через одиничну відмову в ПТК. Підрядник повинен чітко

вказати в своїй пропозиції, як ця вимога задовольняється в пропонованій їм системі.

Вимоги до безпеки

Структура і технічні засоби АСУ ТП повинні виключати можливість втрати

управління обладнанням унаслідок пожежі, відмов електроживлення, вентиляції і іншим

загальним причинам і забезпечувати безаварійну зупинку обладнання.

ПТК АСУТП по вимогах захисту людини від поразки електричним струмом

134

відноситься до класу 1 і повинен виконуватися у відповідності з ГОСТ 12.2.007.0-75.

ПТК АСУТП при монтажі, наладці, обслуговуванні і ремонті повинен відповідати

загальним вимогам безпеки по ГОСТ 12.2.003-91 і ГОСТ 12.3.002-75, а також:

в частині електробезпеки – ГОСТ 12.1.019-79, ГОСТ 12.1.030-81, ГОСТ 12.1.038-

82, ГОСТ 12.2.007.0-75;

в частині пожежної безпеки – ГОСТ 12.1.004-91, БСН-01-87;

в частині створюваних при роботі шумів – ГОСТ 12.1.003.83, ГОСТ 12.1.023-80 і

санітарним нормам, при цьому повинні бути враховані рівні шумів і звукової потужності,

створювані всіма джерелами;

в частині створюваних при роботі електромагнітних полів радіочастот – ГОСТ

12.1.006-84, електростатичних полів – ГОСТ 12.1.045-84, електричних полів промислової

частоти – ГОСТ 12.1.002-84;

в частині вибухобезпечності – ГОСТ 12.1.010-76.

Всі пристрої, що входять в АСУ ТП, повинні мати захисне заземлення згідно з

технічною документацією на них.

Для безпеки персоналу і апаратних засобів АСУ ТП повинно бути передбачено

захисне заземлення обладнання.

Заземлення обладнання АСУ ТП повинне задовольняти вимогам ПУЕ і ГОСТ

12.1.030-81 «Електробезпека. Заземлення і занулення».

Заземляючі дроти обладнання повинні підключатися до шини заземлення

заземляючих грат або іншої еквівалентної конструкції.

Захисне заземлення вузлів повинне виконуватися ізольованим багатожильним

дротом перетином не менш 10мм2 через клеми, що забезпечують підключення до

корпусних заземляючих точок обладнання.

Конструкція і спосіб заземлення, а також кабельні екрани повинні бути

уніфікованими для всіх систем управління і систем живлення постійного струму.

При виконанні захисного заземлення забороняється:

виконувати заземлення через клеми заземлення, що належить іншому

устаткуванню (що не відноситься до АСУ ТП);

виконувати заземлення через клеми високовольтного обладнання;

виконувати заземлення іншого обладнання (не АСУТП) через клеми заземлення

обладнання;

виконувати заземлення обладнання АСУ ТП на елементи конструкції будівель

(балки, колони);

перевищувати максимальну довжину заземляючого дроту між точкою заземлення і

будь-яким вузлом обладнання АСУ ТП.

Всі ізольовані екрануючі шини окремих шаф повинні бути приєднані до центральної

шини заземлення. Ця центральна шина повинна бути заземлена індивідуально, окремо від

електричного заземлення обладнання (захист від поразки електричним струмом).

Точна схема заземлення повинна бути злагоджена на стадії детального

проектування. Після закінчення робіт по заземленню апаратури АСУ ТП Замовником

повинен проводитися контроль стану заземлення. За наслідками вимірів складається

відповідний акт опору заземляючих пристроїв.

Вимоги до експлуатації, технічного обслуговування, ремонту і зберігання складових

частин

Експлуатація АСУ ТП повинна здійснюватися в режимі тривалого безперервного

цілодобового функціонування.

Схемне і конструктивне виконання технічних засобів повинне забезпечувати

простоту і мінімальну трудомісткість технічного обслуговування. Всі однотипні одиниці

обладнання повинні бути взаємозамінними.

135

Як нормальні температурні умови експлуатації системи приймається діапазон

температур оточуючого повітря від +15ºС до +30ºС.

Час роботи апаратних засобів АСУ при граничних температурах навколишнього

середовища може складати до двох годин протягом доби.

Зовнішнє середовище для АСУ ТП – вибухобезпечне, містить струмопровідний пил.

Зміст в повітрі пилу, агресивних газів і парів повинно бути в межах, не перевищуючих

вказаних в санітарних нормах.

КТС АСУ ТП повинен бути стійкий до дії вібрації в діапазоні частот 5:25Гц з

амплітудою до 0,1мм.

КТС АСУ ТП повинен зберігати працездатність за наявності в зовнішніх ланцюгах,

що підключаються до апаратури наступних перешкод:

подовжній – до 10В постійного або змінного струму частоти 50Гц на вхідному

опорі 200кОм для дискретних і аналогових входів АСУ ТП;

поперечній – до 50 мВ змінного струму частоти 50 Гц для аналогових входів

АСУ ТП;

імпульсною у вигляді одиночних імпульсів тривалістю до 0,5мс амплітудою до

50В на вхідному опорі більше 200 кОм для дискретних входів АСУ ТП.

АСУ ТП повинна зберігати працездатність за наявності магнітних полів постійного і

змінного струму (з частотою 50 Гц), будь-якого знака і напряму напруженістю до 400А/м.

Регламентні роботи визначаються діючими керівними документами.

Технічне обслуговування КТС АСУ ТП повинне включати:

технічне обслуговування периферійних пристроїв (датчики, система

електроживлення, схеми управління, схеми розподілу струмових сигналів і ін.);

технічне обслуговування мікропроцесорних систем (контроллери, АРМ і засоби

комунікації).

Технічне обслуговування периферійних пристроїв повинне забезпечуватися

відповідно до документації на ці пристрої.

Технічне обслуговування АСУ ТП повинне включати:

технічне обслуговування з безперервним контролем;

технічне обслуговування з періодичним контролем;

регламентне технічне обслуговування.

Технічне обслуговування з безперервним контролем повинне включати контроль

функціонування ПТК АСУ ТП на АРМ операторів і відновлення працездатності при

несправностях і відмовах технічних і програмних засобів.

Це обслуговування повинне забезпечуватися оперативним персоналом шляхом

заміни блоків з складу запасних інструментів і приладів і усуненням відмов програмних

засобів відповідно регламенту.

Технічне обслуговування з періодичним контролем повинне включати огляди

обладнання обслуговуючим персоналом, аналіз несправностей, які виникали, і прийнятих

оперативним персоналом заходів по їх усуненню, виявленню і усуненню несправностей,

не обумовлених засобами діагностики. Порядок огляду обладнання і виявлення

несправностей визначається в інструкції, які розробляються Замовником. Обслуговування

не повинне переривати або порушувати виконання функцій АСУ ТП.

Регламентне технічне обслуговування, яке вимагає відключення АСУ ТП, повинне

проводитися не більш одного разу на рік під час планових ремонтів обладнання

енергоблока, а також протягом року при зупинках енергоблока.

Капітальний ремонт КТС АСУ ТП повинен проводитися спільно з основним

обладнанням енергоблока.

Заходи щодо відновлення працездатності АСУ ТП і її складових частин при

відмовах повинні проводитися обслуговуючим персоналом шляхом заміни несправних

і/або перезавантаження резервних копій програмного забезпечення.

136

Профілактика повинна включати періодичну перевірку і відновлення працездатності

(включаючи заміну витратних матеріалів) складових частин, для яких періодичне

обслуговування передбачено експлуатаційною документацією.

Заміна з ладу приладів, що вийшли, блоків, модулів на аналогічні не повинна

вимагати додаткової настройки і регулювання.

Апаратура, прилади повинні зберігатися в заводській упаковці в опалювальних

приміщеннях.

Вимоги до захисту інформації від несанкціонованого доступу

Повинні бути передбачені організаційно-технічні заходи по захисту інформації від

несанкціонованого доступу.

На автоматизованих робочих місцях АСУ ТП повинні використовуватися програмні

засоби ідентифікації санкціонованих користувачів за допомогою кодів (паролів),

визначальних повноваження кожного користувача, включаючи віддалених (мережних)

споживачів інформації, а також перелік пристроїв і функцій доступних цьому

користувачу.

Технологічне програмне забезпечення, бібліотеки типових алгоритмічних модулів і

операційної системи повинні поставлятися на зовнішніх носіях в абсолютному форматі і

повинні виключати можливість несанкціонованого доступу. Санкціонування доступу

повинне здійснюватися фізичним способом (ключем, клавіатурою) або програмним

(введенням коду, пароля). Програмне забезпечення верхнього рівня в своєму складі

повинне мати набір антивірусних програм, які забезпечують знаходження, обеззараження

вірусів і виправлення даних при роботі із зовнішніми носіями.

Повинен вестися журнал реєстрації змін функціонального програмного і

інформаційного забезпечення.

Будь-яка зміна інформації повинна виконуватися тільки після підтвердження запиту

з контролем достовірності інформації, що вводиться.

Розробники програмного забезпечення АСУ ТП повинні передбачити регламент і

організаційно-технічні заходи копіювання (відновлення) програмного і інформаційного

забезпечення на зовнішніх оптичних носіях.

По АСУТП повинно бути захищено від несанкціонованого доступу з метою його

зміни, стирання і запису/перезапису.

Вимоги по збереженню інформації при аваріях

Порушення нормальної роботи, включаючи переривання і вихід за встановлені

промисловим стандартом межі параметрів первинного електроживлення (за винятком

верхньої межі напруги) не повинні приводити до втрати архіву накопиченої

ретроспективної інформації АСУ ТП.

Захист інформації від руйнування при аваріях і збоях в електроживленні системи

повинен включати:

наявність енергозалежної пам'яті, яка забезпечує збереження програмного

забезпечення і його відновлення відповідно регламенту;

наявність блоків живлення типу UPS для АРМ і контроллерів, що забезпечують

електроживлення при відключенні зовнішніх джерел живлення на якийсь час не менш

1 (одної) години;

регламент копіювання і збереження програмного забезпечення і бази даних на

компакт- дисках.

Вимоги до електроживлення

Основним принципом організації електроживлення АСУ ТП повинен бути розподіл

оперативного струму по групах споживачів так, щоб окрема несправність або ремонт

елемента мережі електроживлення не приводили до зупинки інших споживачів. Всі

137

споживачі, окрім засобів мікропроцесорної техніки, повинні бути розділені на групи за

технологічним принципом (технологічні системи). Живлення кожної групи повинне

здійснюватися через самостійні апарати захисту.

Повинна бути забезпечена нормальна робота ПТК АСУ ТП при короткочасних, до

20мс, перервах живлення власних потреб. Технічні засоби нижнього рівня АСУ ТП

повинні харчуватися від власних потреб енергоблока напругою 220В змінного струму.

Підключення електроживлення повинне бути виконано відповідно до документації

розробника системи і задовольняти вимогам документа «Правила Улаштування

Електроустановок (ПУЕ)». Підрядник повинен передбачити абсолютно надійне і якісне

електроживлення для ПТК. Там, де вказано і передбачено дублююче або резервне

обладнання контроллерів, процесорів, вхідних/вихідних модулів і т.д., воно повинне

живитися через окремі фідери електроживлення.

Робоче джерело живлення повинне мати наступні характеристики:

Напруга живлення: ~ 220В;

Допустимий діапазон зміни напруги: 220В (-20В ÷ +10В);

Номінальна частота: 50Гц;

Максимально допустимий час відсутності живлення – не більш 10мс;

Допустимий діапазон зміни частоти: від 49 до 51Гц;

Нісинусоїдальність форми кривої живлячої напруги: 5%.

У разі втрати живлення АСУ ТП і його подальшого відновлення не повинні

видаватися помилкові команди управління.

Допустимі рівні мінімальної/максимальної напруги і споживана потужність системи

повинні бути визначені відповідно до потреби пристроїв, що живлять від системи

безперебійного живлення.

Живлення контроллерів здійснюється від двох незалежних джерел живлення:

робочого введення, після АВР і від акумуляторної батареї.

Агрегати безперебійного живлення повинні бути встановлені для комп'ютерів

робочих місць оперативної зони і серверів. При необхідності блоки безперебійного

живлення повинні бути встановлені і в шафах віддаленого введення/виведення. Блок

безперебійного живлення повинен забезпечити стійке функціонування підключених до

нього технічних засобів протягом 1 (однієї) години з моменту відключення основного

живлення.

Електричне живлення шаф СРТ турбін повинне здійснюватися від двох незалежних

станційних мереж електроживлення:

основної - напругою змінного струму 220+22/-44В, частотою 50±0,5 Гц і нісиметрії

напруги до 20 %;

резервної - напругою постійного струму 220+22/-44В і значенням пульсації до 12%

(рівень переходу по живленню – 0,8 U.ном).

Затримка при переході на резервне живлення змінного або постійного струму не

більше 20мсек.

Короткочасне зниження напруги живлення до 0,65 Uном - до 6,5сек.

СРТ повинні мати власну схему безперебійного первинного електроживлення від

станційних мереж енергопостачання для отримання якості, що вимагається, споживаного

електроструму.

Схема організації основного живлення СРТ повинна виконуватися від двох фідерів

змінного струму через два взаємно резервовані джерела безперебійного живлення (ІБП) з

розподілом між ними навантажень СРТ. ІБП повинні забезпечувати аварійне живлення

СРТ протягом 20хв. своїми внутрішніми джерелами.

Резервне живлення постійним струмом здійснити від станційного щита постійного

струму (ЩПТ).

Одночасне зникнення напруги електроживлення в обох мережах не допускається.

138

При зникненні напруги на обох введеннях електронний автомат безпеки ЕАБ спрацьовує,

видаючи сигнал на останов турбіни.

Живлення станції контролю і управління ПТК СРТ повинне здійснюватися напругою

змінного струму з установкою ІБП.

Вимоги до функцій АСУ ТП

Функції АСУ ТП

АСУ ТП після реконструкції повинна забезпечити виконання управляючих,

інформаційних і допоміжних функцій (в об'ємі не менші за існуючі). До функцій

управління АСУ ТП відносяться:

автоматичне безперервне регулювання технологічних параметрів і регулювання

потужності;

забезпечення автоматичного управління тепловим навантаженням котлоагрегата;

дистанційне управління, регулюючими органами.

технологічний захіст основного, допоміжного обладнання та блокування.

До інформаційних функцій АСУ ТП відносяться:

збір і первинна обробка інформації про значення технологічних параметрів і стану

технологічного об'єкту управління;

розрахунок величин, що не виміряються;

технологічна (аварійна і попереджувальна) сигналізація;

діагностика програмно-технічних засобів АСУ ТП;

представлення інформації на автоматизовані робочі місця (АРМ) оперативного

персоналу, екрани загального користування про поточний стан об'єкту управління у

вигляді фрагментів мнемосхем, фрагментів графіків зміни технологічних параметрів

(фрагментів контролю роботи технологічних захистів, технологічної сигналізації,

систем автоматичного регулювання, технологічних блокувань, температурного

контролю металу котла, турбіни, температурного контролю генератора, вібраційного

стану ТГ, ЖЕН, ЖТН, параметрів водно-хімічного режиму пароводяного тракту

котла, загального фрагмента про працездатність КТС АСУ ТП);

контроль температури металу котла та турбіни;

віброконтроль і мехвеличини ТГ, ЖЕН і ЖТН;

віброконтроль допоміжних механізмів (ДВ, МВ, ДРГ).

ведення циклічних, із заданою скважністю запису інформації, архівів;

обмін інформацією між компонентами системи і передача інформації в АСУ ТП ТЕС;

реєстрація аварійних ситуацій із вказівкою першопричини і стану параметрів за 15

хвилин до і після аварії з видачею протоколу;

розрахунок техніко-економічних показників (ТЕП) роботи енергоблока на

оперативному і звітному інтервалах.

До допоміжних функцій АСУ ТП відносяться:

ведення інформаційних баз даних нормативно-довідкової інформації;

ведення архівів алгоритмічного і програмного забезпечення;

інсталяція програмного забезпечення АСУ ТП у всі її компоненти ПТК;

калібрування каналів введення аналогової інформації;

тестування системного і прикладного програмного забезпечення ПТК АСУ ТП;

генерація програмного забезпечення ПТК АСУ ТП;

ведення єдиного часу у всіх компонентах ПТК АСУ ТП із синронизацією його з

астрономічним часом;

ведення моніторінга по участі енергоблока в нормованому первинному і повторному

регулюванні частоти і потужності енергосистеми;

детальне представлення роботи алгоритмів управління в режимі ON-LINE.

139

Вимоги до управління регулюючими клапанами

Повинні бути передбачені два режима управління клапанами – дистанційне

(«ДІСТ») і автоматичне («АВТ»). Режими роботи задаються оператором з дисплея шляхом

вибору відповідного положення віртуального ключа управління.

В режимі дистанційного управління, команди на клапан, повинні формуватися

оператором з дисплея віртуальним ключем управління в положення «Відчинити» або

«Зачинити». Здійснена оператором команда на відчинення або зачинення клапана,

повинна передаватися на вхід відповідного алгоритму управління контроллера НР, який, у

свою чергу, повинен сформувати відповідний управляючий сигнал на РК.

Треба передбачити опцію санкціонування управління об'єктом управління.

Контроль виконання команд повинен проводитися на відеокадрі, у тому числі по

поточному значенню положення РК і стану кінцевих вимикачів, що відображаються на

відеокадрі.

Вимога до пріоритетів виконання управління ВМ

Управління регулюючими клапанами повинне здійснюватися з урахуванням

наступних пріоритетів сигналів, що поступають (в порядку убування):

сигнали технологічних захистів;

команди дистанційного управління;

команди блокувань;

команди логічних задач управління пуском-остановам;

команди регулятора.

Обробка сигналів відповідно до заданих пріоритетів, формування команд на ВМ і

діагностика несправностей регулюючих клапанів, повинні здійснюватися програмними

модулями управління регулюючими клапанами.

Вимоги до функції автоматичного регулювання

Автоматичне регулювання технологічних процесів енергоблока (АР).

До складу функціональної підсистеми автоматичного регулювання ПТК повинні

входити технічні і програмні засоби безперервного управління.

Автоматичне регулювання (АР) сумісне з логічним управлінням повинне

забезпечити його роботу в регулюючому діапазоні. Під час роботи котла в регулюючому

діапазоні АР повинне забезпечити роботу котла як при постійному тиску пари за котлом,

так і на ковзаючому тиску (за вибором оператора).

Задачею АР котла є підтримка оптимального топочного режиму для досягнення

найекономічнішого спалювання палива.

Повинні бути передбачені наступні режими роботи блоку (за вибором оператора):

АР котла підтримує тиск пари перед турбіною при регулюванні навантаження

блоку турбінним регулятором потужності;

АР котла регулює навантаження блоку, регулятор тиску турбіни підтримує тиск

пари перед турбіною.

Вимоги до точності підтримки параметрів котлом при постійному навантаженні в

регулюючому діапазоні:

тиск гострої пари ±3,0 кг/см2 (30 кПа) від заданого значення;

температура гострої пари ±5ºС;

температура паропромперегріву ±5ºС;

вміст кисню в димових газах ± 0,2% абс;

максимальні відхилення параметрів систем регулювання при відключенні

елементів основного і допоміжного обладнання, а також при стрибкоподібній зміні

140

навантаження турбогенератора, не повинні перевищувати меж, при яких відбувається

спрацьовування технологічних захистів;

ступінь загасання перехідного процесу у всіх режимах експлуатації енергоблока в

регулюючому діапазоні повинен бути не менше Ψ ≥ 0,75, перерегулювання по

регулюючому органу не повинне перевищувати 50%;

в статичних режимах роботи енергоблока точність підтримки технологічних

параметрів повинна бути не більш ± 2% від номінального значення, частота включення

регуляторів, при постійному заданому навантаженні не повинна перевищувати, в

середньому, 6 включень в одну хвилину.

Автоматичне регулювання повинне здійснюватися, як правило, по стандартним

законам регулювання з необхідними перетвореннями вхідної і вихідної інформації,

структурні схеми регуляторів повинні бути максимально простими за умови забезпечення

якості регулювання. Підрядник повинен надати структурні схеми АР, на схвалення

Замовника.

Схеми автоматичного регулювання АСУ ТП повинні передбачати:

динамічне самобалансування і ненаголошене вмикання АР в роботу по командам

оператора і автоматики;

самодіагностику АР з автоматичним відключенням і сигналізацією при несправності;

індикацію включеного і відключеного станів.

Структура ПТК, реалізовуючих АР, повинна допускати виділення контурів

регулювання із можливістю виконання в кожному контурі:

формування аналогове або імпульсне (спільно з виконавчим механізмом)

пропорційно-інтегральне і пропорційно-інтегральне-діференційне закону

регулювання;

математичної обробки сигналів (лінеаризація, усереднювання);

динамічного перетворення сигналів (фільтрація, демпфування, диференцювання і ін.):

нелінійного і аналого-дискретного перетворення сигналів;

логічного перетворення дискретних сигналів.

В кожному контурі повинні також передбачатися:

контроль регульованого параметра, завдання, розузгодження і положення

регулюючого органу;

можливість зміни сигналу завдання, ручного управління вихідним сигналом

регулятора, а також структури регуляторів;

контроль і зміна режиму управління (автоматичне, дистанційне);

сигналізація досягнення регулюючим органом крайніх положень;

сигналізація відключення живлення виконавчих механізмів і ланцюгів управління.

При відмовах (при невірогідності значення регульованого параметра, перевищенні

розузгодження заданого значення і т.п.) повинне виконуватися автоматичне відключення

контура, регулятора і формуватися сигнал попереджувальної сигналізації, який повинен

бути квитований оператором і є зареєстрований функцією РС.

Для кожного контура регулювання АСУ ТП повинна бути передбачена можливість

взаємодії з підсистемою технологічних захистів, у тому числі, здійснення блокувань, що

забезпечують:

відключення автоматичних дій на регулюючий орган як убік “більше”, так і убік

“менше”;

примусове переміщення регулюючого органу до заданого значення або до крайнього

положення.

ПТК АСУ ТП повинен забезпечити реалізацію всіх необхідних алгоритмів

автоматичного регулювання у тому числі:

введення випереджаючих сигналів по обурюючих діях;

141

двух- і багатоконтурні схеми регулювання (каскадні, з швидкісними випереджаючими

сигналами);

динамічні зв'язки між контурами регулювання для компенсації зв'язків через об'єкт

регулювання;

автопідстроювання;

оптимізація налаштувань;

зміна структури регуляторів під час переходу об'єкту на інший режим роботи,

виникненні технологічних обмежень, зміні динамічних характеристик об'єкту;

для можливості наладки регуляторів в замкнутому контурі, в бібліотеку типових

алгоритмічних і програмних модулів повинні бути включені модулі, що дозволяють

моделювати об'єкт регулювання.

При необхідності повинні виконуватися ті, що передбачаються алгоритмами АР

дискретні операції, що забезпечують властивості всережимності (зміна структури

регуляторів, параметрів їх настройки, перемикання входів та виходів). Ці операції повинні

виконуватися без відключення регуляторів по найпростішим алгоритмах на підставі

інформації про положення регулюючих органів, стані регулятора, досягненні порогових

значень технологічних параметрів і т.ін.

Контури автоматичного регулювання повинні обслуговуватися в циклі 1 сек.

реального часу.

Ціна шкали настройки коефіцієнта пропорційності повинна бути не більше 0,05

відносних одиниць. Ціна зміни масштабних коефіцієнтів повинна бути не більше 0,01

відносної одиниці.

Діапазон зміни постійних часу диференціювання і інтеграції повинні бути в межах

від 0,5 до 1000 з кроком зміни не більше 0,5 сек.

Діапазон зміни мінімальної тривалості імпульсів, що подаються від регулятора на

виконавчий механізм, повинен бути в межах від 0,1сек з кроком зміни не більше 0,1 сек.

Вимоги до функції технологічних захистів

Система захистів повинна виконувати вимоги заводів-виготівників котла і турбіни та

при безумовному виконанні всіх вимог СОУ-Н МПЕ 40.1.35.102-2005 і СОУ-Н МПЕ

40.1.35.109.2005.

Технологічні захисти повинні виявляти факт виникнення аварійної ситуації і

формувати керуючі дії на виконавчі пристрої (виконавчі механізми і комутаційні апарати)

з метою захисту персоналу, запобігання пошкодження устаткування і локалізації наслідків

аварій. Повинна бути передбачена можливість автоматичного введення/виведення

захистів при появі/зникненні технологічних умов для їх правильного функціонування.

Вхідні і вихідні сигнали, що використовуються в захистах, повинні постійно автоматично

діагностуватися. Всі знайдені несправності і відмови сигналізуються і передаються в

архів.

Технологічні захисти повинні виконуватися за технічними умовами заводів-

виготівників технологічного устаткування і алгоритмами розробника АСУ ТП з

урахуванням діючих галузевих нормативних документів. Алгоритми захистів повинні

бути виконані на підставі СОУ-Н МПЕ 40.1.35.102-2005 і інструкцій з експлуатацій

устаткування енергоблока №5 Кріворізької ТЕС. Уставки захистів повинні бути прийняті

на підставі карти уставок. Захисти повинні мати найвищий пріоритет по відношенню до

інших дискретних дій. Повинна бути виключена можливість відключення захистів

оператором. Відключення активної дії захистів і виведення їх на "сигнал" повинні

здійснюватися неоперативними засобами окремо для кожного захисту. Команди захистів

повинні формуватися у результаті логічної обробки вхідної інформації відповідно до

технологічних вимог.

142

Управляючі функції шкафів ПТК технологічних захистів:

формування команд останову блоку, зниження навантаження блоку і

переведення блоку в розпалювальний режим, без відключення турбіни, при відхиленні

технологічних параметрів за допустимі межі;

розвантаження котла до заданого рівня теплового навантаження при

відключенні елементів технологічного устаткування і відключенні генератора від мережі;

автоматичне введення і виведення захистів;

формування команд локальних захистів;

управління пальниками котла командами блокувань при запуску і зупинці котла,

враховуючи захисти по згасанню факела, а також автомата підхоплення факела.

Дія захистів повинна бути односторонньою.

Дія захистів (захисні команди) повинна зберігатися на деякий час для виконання

найтривалішої операції управління в ланцюзі реалізації захистів.

Спрацьовування захистів повинне супроводжуватися світлозвуковою сигналізацією.

В ПТК повинна бути передбачена можливість опробування кожного із захистів, як на

працюючому, так і на зупиненому устаткуванні без подачі вихідних команд на об'єкт. На

діючому устаткуванні перевірка захистів проводиться без дії на виконавчі пристрої. В

цьому випадку захист виводиться з роботи віртуальною накладкою, проводиться імітація

її спрацьовування і захист спрацьовує на сигнал, тобто з'являється сигнал на моніторі

АРМ і з'являється запис в протоколі подій.

Вихідні сигнали при спрацьовуванні захистів видаються з ПТК у вигляді сухих

контактів на напругу оперативного струму управління виконавчого механізму.

В алгоритмах захистів передбачається можливість виведення захисту в ремонт за

допомогою віртуальних накладок. Виведення захисту з роботи виконується оперативним

персоналом, що має право доступу на виконання цих операцій. Всі дії оперативного

персоналу по введенню і виведенню захистів, реєструються.

Передбачається можливість санкціонованого контролю і зміни уставки захисту і

витримки часу з обов'язковою реєстрацією події. Інформація про стан захистів

відображається на відеограмах захистів. На відеограмах окрім поточного стану кожного

захисту: захист введений/выведений, захист спрацював. Виведення захистів, зміна їх

уставок і витримки часу проводиться з інженерної станції.

Для виконання функцій технологічних захистів повинна бути передбачена повністю

опробована мікропроцесорна система, що забезпечує максимально можливу надійність

роботи устаткування і безпеку персоналу. ПТК, реалізовуючий функції захистів, повинен

бути виконаний окремо від інших субкомплексів АСУ ТП.

Будь-яка одинична відмова кожного первинного датчика, вхідних/вихідних модулів,

контроллерів і т.д. не повинна приводити до втрати функції безпеки. Оператор повинен

бути оповіщений про всі відмови негайно.

Функції захистів повинні бути реалізовані за допомогою відмовостійкої резервованої

конфігурації за відмовобезопазному принципу.

Для захистів основного устаткування повинна використовуватися резервована схема

вимірювання, використовуюча тройованні вимірювання по схемах і «два з трьох». Як

правило, в схемах захистів повинні використовуватися аналогові датчики.

Команди захистів повинні володіти найвищим пріоритетом. При нормальних

режимах експлуатації оператор не повинен мати нагоди відключати дії захистів. Для

захистів по параметрам, відхилення яких за задані межі на окремих етапах пуску або

останову не свідчить про аварійну ситуацію, повинно передбачати автоматичне введення і

висновок з роботи. В режимах, в яких дія даного захисту не потрібна, також не повинна

діяти аварійна сигналізація по цьому параметру.

Захисти, що не вводяться автоматично, повинні вводитися в дію з моменту

включення системи захистів.

Алгоритми автоматичного ввода-вивода повинні задовольняти слідуючим вимогам:

143

захист і аварійна сигналізація автоматично вводиться в роботу при появі ознаки

введення без контролю спрацьовування ініціюючих датчиків захисту і залишається

включеною до появи ознаки виводу;

після появи ознаки виводу автоматично виводиться захист і аварійна сигналізація.

Вимоги до функції технологічних блокувань

Всі блокування по арматурі з дистанційним управлінням виконуються за допомогою

програмних засобів ПТК.

Передбачаються наступні види блокувань:

а) Активні блокування, що вмикають або вимикають устаткування з метою попередження

аварійних ситуацій і (або) порушень технологічного режиму, у тому числі:

технологічні блокування між тягодутьовими механізмами;

технологічні блокування при розпаленні котла;

технологічні блокування маслонасосів мастила

технологічні блокування між арматурою і насосами скидання конденсату з

конденсатору турбіни і т.п.

б) Заборонні пасивні блокування, що запобігають невірним діям оперативного персоналу

по виконанню перемикань в технологічних схемах, у тому числі пасивні блокування, що

регламентують послідовність відчиненняя або зачинення арматури при груповому

керуванні.

Блокування вводяться в роботу автоматично під час пуску устаткування. При

непрацюючому устаткуванні передбачається можливість вивода з роботи технологічних

блокувань для виконання опробування схем управління арматурою і механізмами.

ВИМОГИ ДО ІНФОРМАЦІЙНИХ ФУНКЦІЙ.

Вимоги до складу інформаційних функцій

В АСУ ТП енергоблока повинні виконуватися наступні інформаційні функції:

збір і обробка інформації;

відображення інформації;

технологічна сигналізація порушень в режимах нормальної експлуатації і в аварійних

ситуаціях;

реєстрація параметрів і подій при веденні нормальної експлуатації і реєстрація

аварійних ситуацій;

розрахунок і аналіз техніко-економічних показників (ТЕП);

обмін інформацією АСУ ТП енергоблока із зовнішніми системами.

Склад інформаційних функцій АСУТП і вимоги до їх реалізації повинні

визначатися технологічними задачами управління і контролю, що вирішуються у всіх

режимах роботи енергоблока і розподілом оперативних зон управління і контролю між

постами управління.

Вимоги до збору і обробки інформації

В межах функції збору і обробки інформації повинні забезпечуватися:

збір і обробка аналогових сигналів від датчиків, підключених до ПТК, що входить до

складу АСУ ТП;

збір і обробка дискретних сигналів від датчиків, підключених до ПТК, що входить до

складу АСУ ТП.

При реалізації введення в АСУ ТП сигналів всіх типів повинен реалізовуватися

принцип одноразового введення електричного сигналу в систему, перетворення в

цифровий код і багаторазове використовування результатів вимірювань усередині

системи.

В обгрунтованих вимогах до надійності функцій, що використовують інформацію,

аналогові сигнали можуть мати тройоване або дубльоване введення в АСУ ТП.

144

Організація введення сигналів в ПТК АСУ ТП повинна здійснюватися за

технологічним принципом (котел, турбіна, генератор) з подальшим угрупуванням за

функціональним принципом:

сигнали захистів і блокувань;

сигнали автоматичного регулювання;

інформаційні сигнали.

Збір і обробка аналогових сигналів, що виміряються, від датчиків, повинні полягати

в прийомі сигналів від датчиків, їх перетворенні в цифрову форму і запису в локальні

бази даних ПТК з фіксацією часу збирання інформації.

В АСУ ТП повинен забезпечуватися прийом аналогових сигналів від наступних

типів датчиків:

із уніфікованим вихідним сигналом постійного струму 0 ÷ 5 мА і 4÷20 мА;

термоелектричних перетворювачів типу ТХА, ТХК стандартних градуювань (введення

здійснюється натуральним сигналом);

термоперетворювачів опору типу ТСП, ТСМ стандартних градуювань.

Обробка вхідної аналогової інформації повинна мати наступні операції:

аналого-цифрове перетворення;

згладжування значень аналогових параметрів;

лінеаризацію сигналів датчиків з нелінійними характеристиками;

компенсацію температури холодних спаїв термоелектричних перетворювачів по

температурі в місцях переходу від компенсаційних дротів до мідних;

інвертування вхідних сигналів;

порівняння з технологічними уставками з урахуванням «зон нечутливості», що

задається індивідуально по кожному параметру при конфігуруванні системи;

приведення до єдиної шкали;

формування масивів аналогової інформації.

Для розширення функції технологічного контролю енергоблока повинна бути

передбачена можливість розрахунку параметрів (величин) в режимі реального часу по

поточним значенням виміряних і розрахункових параметрів. За алгоритмами

(формулами), що задаються, повинна бути можливість розраховувати наступні

параметри:

абсолютний тиск середовища;

скоректована витрата робочого середовища (пари, води) по її параметрам

(температурі та тиску);

витрата робочого середовища по перепаду тиску;

тиск (температуру) насиченої пари, визначене за його температурою (тиском) на

лінії насичення;

термодинамічні характеристики робочого середовища (питомий об'єм, ентальпія,

ентропія);

термодинамічні характеристики робочого середовища (питомий об'єм, ентальпія,

ентропія) на лінії насичення, визначені за температурою та тиском;

повну потужність генератора;

температуру ротора генератора;

коефіцієнт потужності генератора.

Збір і обробка дискретних сигналів повинні полягати в отриманні і обробці

сигналів стану дискретних об'єктів, запису їх в локальні бази ПТК, у формуванні подій

по їх зміні з фіксацією часу збирання інформації і виявлення подій.

Стан арматури (замочний, відсічний, регулюючий) і механізмів (насосів,

вентиляторів і ін.) визначається за двома ( парними) сигналами від кінцевих вимикачів

арматури і від пускачів механізмів.

145

В АСУ ТП повинен забезпечуватися прийом дискретних сигналів від наступних

типів датчиків:

потенційних у вигляді напруги, що змінюється, вихідного ланцюга джерела сигналу

+24В. Датчики повинні підключатися по двохдротяній схемі і живитися від джерел, що

не входять до складу ПТК. Допускається використовування загального дроту для групи

датчиків;

«сухий контакт» у вигляді активного опору, що змінюється, вихідного ланцюга

джерела сигналу. Датчики повинні живитися від джерел, що входять в обладнання ПТК.

Повинне бути передбачено інвертування вхідних сигналів, що задається

індивідуально на стадії конфігурування системи. Дискретні сигнали розділяються на ті,

що швидко змінюються (ініціативні) і звичайні. Роздільна здатність фіксації ініціативних

сигналів не повинна перевищувати 10 мс, звичайних не більше 100 мс.

Ланцюги, по яких передаються аналогові і дискретні сигнали, повинні мати

індивідуальну гальванічну розв'язку входів і виходів.

Вся вхідна інформація повинна піддаватися контролю достовірності на етапах

обробки і обміну по слідуючим крітеріям:

порівняння із заданими електричними граничними значеннями;

порівняння значень аналогових сигналів з можливими межами (фізичним діапазоном);

визначення достовіризованного значення параметра за мажоритарною інформацією

групи резервованих датчиків;

неприпустимі коди парних дискретних сигналів;

стан модулів введення інформації і окремих каналів, визначуване в результаті

діагностики;

працездатність технічних засобів ПТК і наявність зв'язків з ними.

Перехід вхідного сигналу в недостовірний стан, є подією, яка повинна

реєструватися в архіві.

В результаті контролю достовірності повинні формуватися ознаки, супроводжуючі

значення параметрів при кожному його читанні з бази даних. У разі виходу з ладу

обладнання нижнього рівня або його компоненту (плата, мережа і т.д.) всі змінні, на які

вплинула ця несправність, повинні оголошуватися недостовірними.

Вимоги до відображення інформації

Функція відображення інформації повинна забезпечити реалізацію наступних задач:

представлення інформації на відеокадрах у вигляді технологічних схем (фрагменти

мнемосхеми);

відображення інформації на відеокадрах у вигляді графіків;

відображення інформації на відеокадрах у вигляді гістограм, парасолькових гістограм;

відображення інформації на відеокадрах у вигляді таблиць;

відображення довідкової інформації.

Засобами представлення інформації оперативному персоналу повинні бути:

екрани колективного користування (ЕКП);

монітори АРМ.

На ЕКП повинна представлятися інформація, призначена для контролю основних

технологічних параметрів енергоблока у всіх режимах експлуатації, для загальної оцінки і

аналізу ситуації всіма особами, що знаходяться на БЩУ і організації їх взаємодії.

На ЕКП повинні відображатися технологічні схеми, основні параметри

енергоблока, графіки параметрів, повідомлення сигналізації.

На моніторах АРМ повинна представлятися інформація для контролю і управління

технологічним процесом.

Всі АРМ повинні бути рівноцінними в частині виконуваних інформаційних

функцій. Настройка інформаційного забезпечення на зону відповідальності оператора

146

здійснюється при конфігуруванні АРМ.

Всі екрани АРМ оперативного персоналу повинні мати стандартний вигляд, тобто

містити панель управління і поле відображення відеокадру.

Панель управління повинна забезпечувати управління представленням інформації,

сигналізацією, виклик меню всіх типів відеокадрів.

Основним способом представлення технологічній інформації персоналу блоку є

відеокадри різних типів. Під відеокадрами розуміються всі графічні форми представлення

інформації. Відеокадри реалізуються у вигляді технологічних схем (мнемосхем)

енергоблока, графіків параметрів, текстових повідомлень, гістограм, таблиць і ін. Методи

реалізації визначаються призначенням відеокадрів.

Повинні бути реалізовані наступні способи виклику відеокадрів:

виклик через систему меню за допомогою маніпулятора типу «миша» або «трекбола»

для всіх типів відеокадрів (фрагментів, графіків, гістограм, таблиць);

швидкий виклик фрагментів мнемосхем за допомогою функціональної клавіатури. На

функціональній клавіатурі передбачаються кнопки перемикання регістрів і вибору екрану.

Кількість через ФК відеокадрів, що викликаються, і їх склад задаються для кожного

робочого місця індивідуально при конфігуруванні АРМ;

виклик фрагментів за допомогою віртуальної функціональної клавіатури, що є

екранним аналогом функціональної клавіатури;

виклик відеокадрів через відповідні віртуальні кнопки переходу з одного відеокадру

на іншій.

Відеокадри мнемосхем повинні бути організовані у вигляді ієрархічної структури,

що забезпечує деталізацію інформації «від загального до приватного». Виклик відеокадрів

різних рівнів і переходи за ієрархією повинні забезпечуватися засобами навігації.

Мнемосхеми повинні розроблятися на етапі проектування і експлуатації АСУ ТП.

Кількість підготовлених фрагментів мнемосхем не обмежено.

Фрагменти технологічних схем повинні мати стандартний вигляд і мати:

зону заголовка відеокадру, що містить унікальне ім'я відеокадру (ідентифікатор),

найменування відеокадру, кнопки повернення до попереднього відеокадру або до початку

ланцюжка відеокадрів при русі за ієрархією, кнопку виклику підготовленої графіки

(графіків, гістограм, таблиць), пов'язаної з відеокадром;

поле відображення відеокадру;

статусний рядок, призначений для виведення довідкової інформації по вибраному

параметру.

На відеокадрах мнемосхем повинна відображатися динамічна інформація про стан

обладнання і значення аналогових і дискретних параметрів, що представляється в різних

формах, сигнали індивідуальної і групової сигналізації, а також статична інформація -

зображення мнемосхеми, різного роду пояснюючі написи і ін.

Для відображення інформації на відеокадрах мнемосхем повинне використовуватися

єдине колірне кодування. Для поліпшення сприйняття динамічної інформації, необхідної

оперативному персоналу для ухвалення рішень, пропонується розрізняти кольори, що

використовуються для відображення динаміки і статики. Для відображення статики

бажано використовувати неяскраві кольори для виділення на відеокадрі динамічної

інформації.

Кольори для відображення динамічної інформації повинні мати функціональне

значення і розрізнятися при відображенні:

нормальних значень параметрів;

нормального стану обладнання;

попереджувальних відхилень від норми;

аварійних відхилень від норми;

недостовірних значень.

147

Узгодження кольорів здійснюється на етапі проектування.

Відображення на відеокадрах стану технологічного обладнання і інших дискретних

сигналів повинне здійснюватися у вигляді динамічних мнемосимволів. Функціональні

зміни стану обладнання, такі як недостовірні значення, аварійне відключення обладнання

і ін., повинні відображатися зміною кольору символу або появою елемента, колір якого

визначається його функціональним призначенням. Кількість станів, що відображаються,

визначається видом обладнання.

Для позначення всіх видів обладнання на відеокадрах повинна розроблятися єдина

бібліотека символів, обов'язкова для всіх систем АСУ ТП.

Аналогові параметри на відеокадрах повинні відображатися, в основному, в

цифровій формі з можливістю індивідуальної настройки формату висновку по кожному

параметру. Аналогові параметри на фрагментах можуть також представлятися у вигляді

вертикальних або горизонтальних гістограм.

Відображення динамічної інформації на відеокадрах повинне здійснюватися з

урахуванням аналізу достовірності значення параметрів.

Час виклику відеокадру від моменту натиснення клавіші ФК або маніпулятора

повинне складати не більше 1 с.

Період оновлення динамічної інформації на відеокадрах повинен бути не більше

0.1с.

Відеокадри графіків параметрів призначаються для моніторингу і аналізу зміни в

часі параметрів процесів нормальної експлуатації і аварії. Повинна забезпечуватися

можливість перегляду будь-якого безпосередньо виміряного, розрахованого,

сформованого або введеного від зовнішніх систем параметра (аналогового або

дискретного) або групи параметрів у вигляді графіків.

Повинна забезпечуватися можливість відображення поточних (оперативних) і

архівних графіків.

Поточні графіки повинні забезпечувати представлення інформації про зміну

аналогових і дискретних параметрів в часі за період до 72 год. від теперішнього моменту.

Для поточних графіків повинна забезпечуватися можливість припинення і відновлення

побудови графіка. При досягненні графіком межі екрану він повинен зсовуватися.

Архівні графіки повинні забезпечувати побудову графіків за зафіксованими в

архівах даними. Доступний інтервал побудови архівних графіків повинен визначатися

глибиною архівів.

Відеокадри у вигляді графіків повинні містити безпосередньо зону відображення

кривих, обмежену осями часу і значень параметрів, а також довідкову інформацію по

параметрах графіка і управляючі кнопки.

В полі графіка повинне відображатися не більш 12-ти параметрів, при цьому крива

кожного параметра повинна відображатися своїм кольором.

Вісь параметрів повинна маркіруватися як у фізичній, так і у відносній шкалі по

вибору оператора.

Повинна забезпечуватися дискретна і плавна зміна діапазону шкали параметрів і

шкали часу за допомогою маніпуляторів АРМ і кнопок управління графіком і повернення

до повних шкал. Також повинна забезпечуватися можливість точної установки діапазону

відображення (графічної шкали) і шкали часу на вимогу оператора.

Поточні графіки повинні виводитися на екран з передісторією. Глибина передісторії,

що виводиться за умовчанням, повинна задаватися при настройці.

Для оцифровки графіків в будь-якому місці шкали повинен забезпечуватися режим

виведення зрізів параметрів, при якому в полі графіка встановлюється тимчасова мітка

зрізу і виводяться відповідні їй значення параметрів.

Групи параметрів для відображення їх у вигляді графіків можуть формуватися як

заздалегідь, так і оперативно. Повинна забезпечуватися можливість збереження

148

оперативних графіків на АРМ для подальшого їх використовування. Виклик груп

параметрів для відображення здійснюється з меню.

Відеокадри гістограм параметрів призначаються для порівняльного контролю груп

взаємозв'язаних параметрів. До складу груп параметрів для відображення їх у вигляді

гістограм повинні входити будь-які безпосередньо виміряні, розраховані або поступають

від зовнішніх систем аналогові параметри.

Для відображення гістограм повинен використовуватися спеціальний відеокадр, що

містить безпосередньо зону відображення гістограм, а також довідкову інформацію по

параметрах, що відображаються.

Одночасно повинна відображатися група не більш, ніж з 12 параметрів.

Гістограма по кожному параметру є прямокутним майданчиком, довжина якого

змінюється пропорційно значенню параметра.

Колір майданчика повинен відповідати стану параметра, тобто гістограма повинна

бути забарвлена залежно від стану параметра згідно кольорам сигналізації, що

настроюються.

Під гістограмою кожного параметра повинна розташовуватися кольорова лінійка,

розділена на зони відповідно до значень уставок сигналізації, а також шкала даного

параметра.

Поряд з гістограмою повинен указуватися ідентифікатор і найменування параметра і

виводитися поточне значення параметра в цифровій формі.

Групи параметрів для відображення їх у вигляді гістограм повинні формуватися як

заздалегідь, так і оперативно. Повинна забезпечуватися можливість збереження

оперативних груп на АРМ для подальшого їх використовування. Виклик груп параметрів

для відображення здійснюється з меню.

При відображенні гістограм в полі фрагмента мнемосхеми можуть

використовуватися різні види гістограм, тобто майданчик гістограми може бути

горизонтальним, вертикальним, мати шкалу або виводиться без шкали, змінювати колір

при відхиленні параметра від норми або бути одноколірною, змінювати свій розмір в одну

сторону від шкали або в обидва.

Повинне забезпечуватися відображення інформації у вигляді таблиць поточних

значень параметрів. Кількість параметрів, що відображається в одній таблиці, до 1000

параметрів.

Може бути сформований будь-яка кількість списків параметрів з привласненням

імені кожному списку.

Значення аналогових параметрів в таблицях повинні відображатися в цифровій

формі, а стани дискретних сигналів - у вигляді тексту.

В таблиці повинні відображаються ідентифікатори параметрів і їх найменування.

Інформація в таблиці повинна обновлятися з періодом 1с.

Для перегортання таблиць повинна використовуватися смуга прокрутки.

Вибір таблиці і виклик її на відображення повинен здійснюється з меню.

В рамках функції відображення повинна забезпечуватися можливість отримання

довідкової інформації по всіх аналогових і дискретних параметрах, об'єктам контролю і

управління, що відображається на екранах АРМ. Довідка може бути отриманий на

вимогу оператора безпосередньо з відеокадру мнемосхеми, графіка, гістограми, таблиці -

за допомогою маркерної операції або завданням шифру (ідентифікатора) параметра в

спеціальному вікні.

У вікні довідки для аналогових параметрів повинен виводитися шифр,

ідентифікатор, найменування, діапазон вимірювання, розмірність, значення уставок

сигналізації, поточне значення параметра з ознакою відхилення.

У вікні довідки для дискретних параметрів повинні виводитися шифр,

ідентифікатор; найменування, поточне значення, стан в текстовому вигляді.

Повинне забезпечуватися також отримання повної розширеної довідки. Вид

149

розширеної довідки повинен визначатися типом параметра. Для параметрів, що

вимірюються, розширена довідка повинна містити інформацію по підключенню сигналу

до шафи, для розрахункових параметрів додаткову інформацію по параметрах, що входять

в розрахункову формулу і ін.

Інші види додаткової довідкової інформації повинні визначатися на етапі

проектування АСУ ТП.

Вимоги до технологічної сигналізації

Функція технологічної сигналізації повинна забезпечувати оперативний персонал

інформацією про виникнення порушень в технологічному процесі, про зміни у складі

працюючого обладнання і виявлення несправностей, про невірогідність даних і дефектах,

знайдених при діагностиці технічних і програмних засобів ПТК АСУ ТП.

Сигналізація повинна бути спеціальними повідомленнями про наявність відхилень

в протіканні контрольованого технологічного процесу, вимагаючих залучення уваги

оперативного персоналу.

Повинні бути передбачений наступні види технологічної сигналізації:

індивідуальна сигналізація про перевищення параметрами меж контролю,

сигналізація про невірогідність значень параметрів, діагности технічних засобів АСУ ТП,

аварійних відключеннях обладнання, спрацьовуванні захистів, АВР і ін. на відеокадрах

АРМ;

групова сигналізація на моніторах АРМ, ЕКП і функціональних клавіатурах по

відеокадрах і групах параметрів;

вікно сигналізації подій - для виводу в текстовому виді повідомлень про

порушення;

аварійна і попереджувальна сигналізація на віртуальних табло, пов'язана із

спрацьовуванням захистів з вказівкою першопричини спрацьовування.

Індивідуальна сигналізація повинна використовуватися для залучення уваги

оператора до порушень на викликаних відеокадрах АРМ.

По аналогових параметрах повинні сигналізуватися перевищення параметрами меж

контролю (уставок сигналізації), по дискретних - аварійні відключення обладнання або

інші стани, що вимагають залучення уваги оператора.

По кожному аналоговому параметру може бути задано не більше шести

технологічних меж контролю (уставок), включаючих нижні і верхні регламентні, аварійні

і можливі межі з автопідстройкою залежно від режиму роботи обладнання.

Недостовірними вважаються аналогові параметри, що вийшли за можливі межі або мають

код невірогідності, що привласнюється за результатом діагностики технічних засобів

ПТК.

Перехід параметрів через межу контролю відображається певним кольором,

прийнятим для попереджувальної і аварійної сигналізації. Для сигналізації недостовірних

значень також повинен використовуватися спеціальний колір. Настройка кольорів

повинна виконуватися за узгодженням із Замовником.

Кожне порушення на фрагментах технологічної схеми повинне викликати зміну

кольору і мигання символів відповідного параметра. При цьому порушення аварійних і

регламентних меж завжди повинне супроводитися мерехтінням, а при поверненні в норму

мерехтіння не повинно бути. Мерехтіння повинне також відсутній при недостовірних

значеннях параметра.

При переході параметрів уставок у бік нормальних значень повинна ураховуватися

зона нечутливості (зона повернення).

Квитація індивідуальній сигналізації повинна забезпечувати одночасне знімання

мерехтіння всіх сигналів порушення на відеокадрах, що відображаються на всіх екранах

того АРМ, на якому видана команда на квітацію. Мерехтіння сигналізації знімається

командою оператора з екрану АРМ або з функціональної клавіатури, а порушення, що

150

знов з'являються, відновлюють мерехтіння. При квітації колір порушення повинен

зберігатися. При поверненні значення параметра в норму колір відображення значень

параметра змінюється на відповідний колір норми без мерехтіння.

Індивідуальна сигналізація відхилень повинна відображатися у всіх формах

представлення інформації, а саме: в цифровій формі на фрагментах, графіках,

гістограмах, таблицях і довідках - зміною кольору символів, на гістограмах - шляхом

зміни кольору штрихового майданчика.

Задача групової сигналізації повинна забезпечити формування і висновок на

технічні засоби ПТК сигналу порушення, сформованого по заданій групі параметрів:

параметрів одного відеокадру;

технологічної системи або підсистеми;

функціональної групи і ін.

Груповий сигнал автоматично повинен формуватися при появі порушення по будь-

якому параметру, що входить до групи.

Групові сигнали повинні представлятися на відеокадрах у вигляді спеціальних

символів, табло повідомлень, кнопок виклику відеокадрів і в інших формах.

Групова сигналізація по відеокадрах повинна привертати увагу оперативного

персоналу до порушень в тих відеокадрах або групах параметрів, які не відображаються у

нинішній момент на моніторах.

Групові сигнали, сформовані по відеокадрах, повинні представлятися операторам у

вигляді підсвічування індикаторів функціональних клавіатур АРМ і подачею звукового

сигналу, сигналізацією на кнопках переходу з одного відеокадру на іншій.

Мерехтіння індикаторів і звуковий сигнал повинні зніматися квітацією. Виникнення

кожного нового порушення повинне супроводитися повторною появою мерехтіння і

подачею звукового сигналу. Груповий сигнал повинен автоматично зніматися після

зникнення всіх порушень в даній групі.

Повинна бути забезпечена можливість формування узагальненого сигналу

порушення по групі параметрів (по технологічній або функціональній системі, агрегату і

ін.). Такого роду сигнали повинні використовуватися для побудови ієрархічної системи

сигналізації і можуть бути виведений у вигляді кнопок або табло на узагальнені

відеокадри.

Квитація груповій сигналізації по фрагментах повинна забезпечувати знімання

мерехтіння індикаторів функціональної клавіатури шляхом виклику відеокадру з

порушенням. Кожне порушення, що знов з'являється, повинне відновлювати мерехтіння.

При поверненні в норму всіх параметрів групи мерехтіння повинне зніматися

автоматично. При виклику відеокадру оператору повинна надаватися можливість

проглядання пропущених порушень, якщо вони не були помічені і сквитовані оператором.

Пропущені порушення відображаються при виклику фрагмента рамкою навкруги того

параметра або символу, порушення по якому було пропущено. Колір рамки повинен

відповідати кольору, прийнятому для сигналізації. В довідці по параметру повинна

виводитися інформація про час виникнення і зникнення порушення і про вид порушення.

Вікно сигналізації подій є одним із способів виведення сигналізації. Для залучення

уваги оперативного персоналу до вікна повинні використовуватися спеціальні групи

сигналів, що розташовується в панелі управління на екранах моніторів.

Текстові повідомлення про події сигналізації повинні містити наступну інформацію:

дату і час появи/зникнення події;

код або ідентифікатор сигналу;

найменування контрольованого параметра;

сигналізуючий стан;

категорію сигналізації, характеризуючу ступінь важливості параметра.

151

У вікно сигналізації повинні виводитися повідомлення про сигналізації, розташовані

в хронологічній послідовності. У верхній рядок вікна сигналізації завжди повинне

виводитися останнє за часом повідомлення. У міру появи повідомлення у вікні

сигналізації повинні обновлятися. По кожному параметру повинна виводитися тільки

остання подія. При появі нового порушення повинен модифікуватися час його появи і

текст повідомлення.

Для квітації повідомлень у вікні сигналізації повинні використовуватися наступні

способи:

індивідуальна, тобто квитація окремого повідомлення (можливо з переходом на

відеокадр, що містить сигналізуємий параметр);

посторінкова квитація - одночасне квитування всіх повідомлень, видимих на екрані.

Результатом квітації повинна бути зміна виду текстового повідомлення.

Сквитовані повідомлення повинні автоматично видалятися з журналу при зникненні

порушення.

Для зниження інформаційного потоку у вікно сигналізації повинна передбачатися

фільтрація сигналізації.

Фільтрація сигналів повинна реалізовуватися оператором через спеціальне меню

вікна сигналізації подій дозволяюче здійснити фільтрацію по функціональних

технологічних системах в об'ємі оперативної відповідальності оператора і фільтрацію по

категорії сигналізації.

Для зниження кількості подій по сигналізації у всіх видах відображення повинна

передбачатися автоматична фільтрація сигналізації відхилень параметрів від уставок при

певних режимах роботи і стану обладнання енергоблока. Настройка такого фільтра

повинна здійснюватися при конфігуруванні системи.

Всі повідомлення про сигналізацію записуються в архів подій.

Для управління сигналізацією оперативному персоналу повинна бути наданий

можливість ручної заборони і відміни заборони сигналізації для окремих сигналів

(наприклад, у випадках несправності датчика).

При забороні сигналізації не повинна генеруватися сигналізація порушень,

пов'язаних із забороненими параметрами, окрім цієї події по заборонених сигналах

повинні віддалятися з вікна сигналізації. Повинна забезпечуватися можливість

проглядання списку заборонених сигналів.

Події по заборонених сигналах повинні фіксуватися в архіві подій. В архіві також

повинні фіксуватися події по введенню і відміні заборони.

Вимоги до реєстрації інформації

Функція реєстрації повинна виконувати наступні задачі:

ведення оперативних архівів параметрів і подій у всіх режимах роботи блоку;

реєстрацію аварійних ситуацій;

організацію довготривалого зберігання інформації;

уявлення і документування архівної інформації.

Представлення архівної інформації оперативному персоналу повинне формуватися

на основі інформації про технологічний процес і дії оператора, зафіксованій в архівах

двох типів:

архівах значень аналогових і дискретних параметрів;

архівах подій.

При архівації значень параметрів повинна забезпечуватися безперервна фіксація в

оперативному архіві значень всіх аналогових і дискретних параметрів. Значення

аналогових параметрів повинні супроводитися ознаками відхилень від заданих

технологічних уставок.

Повинне бути передбачено два режими архівації значень:

152

режим крізної фіксації з періодом, що задається;

режим апертурної фіксації.

Режим апертурної фіксації припускає задання індивідуальної апертури для кожного

параметра або загальної для типу параметру (що вимірюється або розрахункового).

Задача архівації подій повинна забезпечувати фіксацію в оперативному архіві подій

по всіх тих, що вимірюються, що розраховуються і зформованим в АСУ ТП параметрам з

вимагаючою роздільною здатністю.

В архів повинні заноситися наступні події:

відхилення від норми аналогових параметрів, що вимірюються і розраховуються;

перемикання технологічного обладнання;

спрацьовування аварійної і технологічної сигналізації;

спрацьовування захистів і формування умов спрацьовування захистів;

зміна стану органів управління (ключі, кнопки);

події, пов'язані з невірогідністю значень параметрів;

події по діагностичних сигналах елементів АСУ ТП;

спрацьовування технологічних блокувань і АВР;

зміна стану режимів роботи АСР.

По тривалості зберігання і оперативності доступу до зафіксованої інформації архіви

повинні підрозділятися на два види:

оперативний архів - інформація, необхідна персоналу для аналізу зміни стану

технологічного процесу;

довготривалий архів на знімних носіях - інформація, необхідна персоналу для

аналізу зміни в стані технологічного процесу за весь термін експлуатації енергоблока.

В кожен момент часу повинен бути забезпечений доступ до інформації на всю

глибину оперативного архіву. Глибина оперативного архіву (в добах) повинна задаватися

або константою, або визначатися динамічно, виходячи з доступного дискового простору.

Довготривалий архів повинен формуватися автоматично шляхом перенесення

інформації з оперативного архіву в архів на знімних носіях для тривалого зберігання

даних. При перенесенні інформації в довготривалий архів можуть використовуватися

алгоритми стиснення архіву.

Повинні забезпечуватися наступні проміжки часу доступу до архівної інформації:

до інформації з оперативного архіву - десятки секунд;

до інформації з довготривалого архіву - десятки хвилин, включаючи необхідні

операції по установці (витяганню) носіїв інформації.

Для представлення і документування архівної інформації повинен бути забезпечений

перегляд на дисплеї і роздрук даних з оперативного і довготривалого архівів. Програмний

інтерфейс, що використовується для аналізу оперативних і довготривалих архівів,

повинен бути однаковим.

Дані, що архівуються, повинні відтворюватися на вимогу оперативного персоналу у

вигляді хронологічно розташованих текстових повідомлень (протоколів реєстрації) і у

формі графіків.

Задача представлення і документування інформації повинна забезпечувати

оператора засобами проглядання всіх архівів, підготовки і роздруку протоколів по всіх

видах реєстрації. Спеціальний багаторівневий інтерфейс задачі, є системою меню і вікон,

повинен дозволяти користувачу формувати необхідні протоколи в зручній і наочній

формі, представляти одну і ту ж інформацію в різних формах (у вигляді текстів і графіків)

для вибору оптимального способу документування і ін.

Вид реєстрації повинен однозначно визначати архів, з якого вибирається

зафіксована інформація, алгоритм формування вихідного документа і форму бланка для

роздруку протоколу.

Роздрук протоколів повинен здійснюватися на бланках двох типів з розгорткою

153

повідомлень по рядках або з розгорткою по стовпцях.

Бланки протоколів повинні формуватися за певними правилами:

кожний протокол повинен починатися із заголовка, що містить найменування

станції, номер енергоблока, найменування протоколу, дату і час, за які виводиться

інформація і др;

подальші сторінки протоколу повинні мати найменування стовпців і номер

відповідного листка в заголовку;

в кінці останнього листка повинна указуватися дата і час виклику протоколу для

роздруку.

Списки параметрів протоколів повинні бути як постійними, так і формованими

оперативно.

Для представлення і документування архівної інформації пропонується

отримання наступних видів протоколів:

1) протокол подій за інтервал часу з можливістю задання наступних умов вибірки

інформації з архіву подій:

за наперед сформованим списком параметрів;

за оперативно - сформованим списком параметрів;

за ідентифікатором параметра або масці ідентифікатора;

за технологічною системою;

за типом параметра;

за типу події, у тому числі подій по невірогідності;

за критерієм для оцінки шумлячих параметрів.

При формуванні протоколу подій на вимогу оператора повинне бути передбачено

виділення «нестабільних» шумлячих дискретних сигналів, що відбулися в заданому

інтервалі часу. Якщо це число перевищує задане, події повинні фільтруватися і не

потрапляти в протокол подій. При цьому повинен здійснюватися доступ до списку

«нестабільних» сигналів і надалі відображення подій по них може бути заборонено;

2) протокол значень параметрів за інтервал часу по групі аналогових і

дискретних параметрів задається у вигляді:

наперед сформованого списку параметрів;

оперативно - сформованого списку.

Вибірка значень параметрів з архіву повинна здійснюватися із заданим

тимчасовим кроком або по вибраній апертурі;

3) протокол стану параметрів на даний момент часу або заданий момент з архіву з

можливістю наступних умов вибірки інформації:

за наперед сформованим списком;

за оперативно - сформованим списком параметрів;

за ідентифікатором параметра або масці ідентифікатора;

за технологічною системою;

за типом параметра;

за списком параметрів відеокадру.

4) змінна відомість з вибіркою параметрів за списками котельного і турбінного

відділень;

5) протокол порушень, що містить перелік параметрів, що відхилялися від норми

протягом зміни, з вказівкою конкретної години, в якій відбувалося порушення, і

якнайгіршого виду порушення, із загального переліку аналогових і розрахованих

параметрів або обмеженого умовами:

ідентифікатор або маска ідентифікатора параметра;

тип вибірки;

тип параметра;

154

тип порушення;

технологічна система.

Реєстрація аварійних ситуацій повинна забезпечувати ідентифікацію аварій і

формування архівів за передаварійний і аварійний періоди.

Ідентифікація аварій полягає у формуванні сигналу аварії шляхом логічної обробки

стану дискретних сигналів, визначальних аварійну ситуацію на блоці.

Закінчення аварії визначається по команді оператора або після закінчення заданого

часу за умови відсутності сигналів, що сформували сигнал аварії.

Сформований сигнал аварії повинен бути зафіксований в архіві подій. Сигнал

закінчення аварії також фіксується в архіві.

Реєстрація аварійних ситуацій повинна забезпечувати реєстрацію інформації за

період, попередній аварії і після її виникнення, про роботу основного і допоміжного

обладнання, дії захистів, блокувань, пристроїв автоматичного управління і діях персоналу.

Тривалість реєстрації в передаварійний період повинна складати 10 – 15хв., такої же

тривалості повинна бути реєстрація в післяаварійний період.

На момент початку аварії повинні бути зафіксовані значення всіх аналогових і

дискретних параметрів.

По зафіксованих сигналах повинна бути сформована таблиця аварій, в яку

виводяться часи початку і закінчення аварійної реєстрації, а також ідентифікатор

ініціативного сигналу, що сформував сигнал аварії.

Таблиця аварій використовується для друку протоколів реєстрації за

передаварійний, аварійний і післяаварійний періоди. Таблиця дозволяє автоматично

встановлювати час початку аварії в протоколах.

При записі даних за передаварійний і аварійний періоди в довготривалий архів

інформація не повинна стискатися і зберігається повністю.

Вимоги до розрахунку і аналізу техніко-економічних показників (ТЕП)

Розрахунок і аналіз ТЕП призначений для розрахунку і накопичення, техніко-

економічних показників, що характеризують технологічний процес і роботу основного і

допоміжного технологічного обладнання енергоблока.

Розрахунок і аналіз ТЕП повинен включати наступні задачі:

первинну обробку вхідної інформації;

визначення режиму роботи енергоблока;

контроль достовірності вхідної інформації;

розрахунок величин по стандартних формулах (скоректованих витрат,

абсолютного тиску, термодинамічних величин і ін.);

розрахунок і аналіз ТЕП на оперативному інтервалі для нормального режиму

роботи блоку (фактичні показники, нормативні і перевитрати тепла) і фактичних

показників для пускових режимів і останову блоку;

контроль достовірності розрахункових величин ( шляхом порівняння фактичних і

нормативних значень для найважливіших показників з блокуванням результатів

недостовірного розрахунку);

розрахунок і аналіз ТЕП на звітних інтервалах: зміна, доби, з початку місяця,

місяць, місяць по вахтах;

аналіз роботи вахтового персоналу;

автоматичне заповнення пропусків в нормальному режимі роботи блоку;

формування інформації для передачі на загальностанційний рівень;

сервісні задачі.

Поточна вхідна інформація кожні 15с. повинна піддаватися первинній обробці і

усереднюватися на оперативному 15-ти хвилинному інтервалі. Первинна обробка

виконується для достовірних параметрів і включає: визначення стану технологічного

155

обладнання; метрологічну корекцію аналогових величин; контроль відповідності

дискретної інформації аналогової; зважування аналогових величин по відповідних

дискретних параметрах при усереднюванні.

Розрахунок ТЕП повинен виконуватися на 15-ти хвилинному оперативному

інтервалі над усередненою вхідною інформацією.

В процесі розрахунку ТЕП проводиться визначення фактичних і нормативних

показників, а також перевитрат теплоти по окремих складових (аналіз ТЕП). Визначувані

ТЕП включають показники основного і допоміжного обладнання: продуктивність

(потужність) агрегатів, питомі витрати теплоти, окремі види втрат, витрати теплоти і

електроенергії на власні потреби, найважливіші режимні технологічні параметри.

Розрахунок ТЕП в повному об'ємі проводиться в нормальному режимі

експлуатації блоку. В пусковому режимі - виконується в скороченому вигляді по

спрощеній схемі.

Вихідна інформація по розрахунку ТЕП повинна фіксуватися, за списком, що

настроюється, в ОЗУ БД ПТК у форматі, аналогічному формату аналогових величин, що

дає можливість представляти їх у всіх формах, властивих аналоговим величинам, і

представлятися у вигляді відеокадрів ТЕП, вихідних форм друку ТЕП.

Сервісні задачі призначені для створення певних зручностей при експлуатації,

наладці комплексу задачі і повинні забезпечувати:

створення і редагування складу вхідної і вихідної інформації;

створення і редагування настройок технологічного алгоритму;

створення і зміна складу і виду вихідних форм;

висновок на друк вихідних форм і документації настройок технологічного

алгоритму;

розрахунок і заповнення пропусків з введенням додаткової інформації вручну.

Вимоги до функції обміну інформацією АСУ ТП енергоблока із зовнішніми

системами

Функція обміну інформацією АСУ ТП енергоблока із зовнішніми системами

включає наступні задачі:

підготовка і передача інформації по цифрових каналах зв'язку в АСУ ТП ТЕС;

обмін оперативною інформацією з суміжними системами, включаючи прийом і

обробку даних від суміжних систем, а також трансляцію команд оператора БЩУ по

управлінню виконавчими механізмами і режимами в суміжні системи;

прийом інформації від апаратури хімконтроля, вимірювання водно-хімічного

режиму пароводяного тракту котла.

Обробка інформації, що приймається від зовнішніх систем повинна забезпечувати:

виділення одиночних і формування парних дискретних сигналів стану

технологічної арматури і механізмів, які повинні передаватися в суміжних елементах

блоку даних зовнішньої системи, з подальшим записом їх в базу даних ПТК;

виділення подій по дискретних сигналах при передачі зовнішньою системою

тільки їх станів або переформовування прийнятих від зовнішньої системи буферів подій

для запису в архів ПТК;

перетворення прийнятої від зовнішніх систем інформації у формати, визначені в

ПТК;

обмін інформацією із загальностанційною частиною автоматичної системи

регулювання частоти і потужності (АСР ЧП) забезпечуючий роботу АСР ЧП в режимі

нормованого первинного і повторного регулювання.

Вимоги до об'ємів і періодичність прийому інформації від зовнішніх систем

повинні бути визначений при проектуванні.

Інформація, передавана в АСУ ТП верхнього (станційного) рівня, повинна включати

156

всю оперативну базу даних ПТК, що формується за списками.

Інтервал обміну по цифрових каналах може бути встановлений окремо по групах

передаваних параметрів і повинен складати не менш 1с.

Прийом інформації від суміжних систем в АСУ ТП енергоблока повинен

виконуватися по цифровому каналу зв'язку в об'ємі, необхідному для оцінки оператором

БЩУ стану технологічного обладнання енергоблока і технічних засобів системи.

Час передачі необхідного об'єму інформації з суміжних систем в АСУ ТП

енергоблока повинно бути не більше 1с.

Час передачі в суміжну систему команди дистанційного управління виконавчим

механізмом від моменту натиснення оператором БЩУ віртуальної кнопки пульта АСУ

ТП (дисплейне управління) не повинне перевищувати 0,5с.

Набір трансльованих в суміжні системи команд повинен бути визначений при

проектуванні.

Обмін даними АСУ ТП енергоблока із зовнішніми системами повинен

здійснюватися через виділений резервований шлюз зовнішніх систем, що входить до

складу ПТК.

Цифрові канали зв'язку шлюзу зовнішніх систем повинні бути виконані з

урахуванням вимог мережного стандарту Industrial Ethernet по специфікації

100/1000BASE-FX (оптоволоконні лінії зв'язку).

На мережному рівні для обміну із зовнішніми системами повинен

використовуватися стек протоколів IPv4.

Логічний (прикладний) протокол обміну з АСУ ТП енергоблока вибирається при

проектуванні і повинен бути, по можливості, уніфікованим для всіх зовнішніх систем.

ВИМОГИ ДО ВИДІВ ЗАБЕЗПЕЧЕННЯ

Математичне забезпечення

Математичне забезпечення ПТК включає алгоритми функціонування ПТК,

алгоритми реалізації функцій ПТК, а також математичні методи, що використовуються в

прикладних задачах ( розрахунок ТЕП і параметрів, що не вимірюються).

Алгоритми функціонування ПТК повинні забезпечувати:

розподілену обробку інформації в ПТК;

обмін інформацією всередині системи;

обмін інформацією із зовнішніми по відношенню до ПТК системами;

алгоритми діагностики і управління функціонуванням ПТК;

інформаційну підтримку функцій ПТК.

Алгоритми реалізації функцій ПТК повинні включати:

алгоритми збору, обробки і представлення інформації;

алгоритми ведення архівів і формування звітів;

алгоритми рішення прикладних задач;

алгоритми генерації параметрів налаштування.

Математичні методи, що використовуються при рішенні прикладних задач і обробці

інформації, повинні забезпечувати:

необхідну точність представлення нормативних характеристик;

ефективність обчислювальних операцій;

високу достовірність результатів обчислень.

Інформаційне забезпечення

Вимоги до структури інформаційної бази ПТК

Інформаційна база ПТК повинна включати два основні види даних:

157

динамічні дані, що являють собою вхідну і вихідну періодично і епізодично

обновляючою або накопичуючою інформацією;

статичні дані, що обновляються в інтерактивному режимі.

розрахункові дані змінних задач управління.

Вхідні дані, що поступають в систему у вигляді динамічних значень поточних

величин, повинні бути організовані у вигляді однорідних ОЗП - резидентних масивів з

наступними основними видами структур:

регулярні масиви аналогових величин (поточних або оброблених), що містять

значення величин у відносній формі, коди відхилень, ознаки невірогідності;

регулярні масиви дискретних сигналів, що описують стан об'єктів (ключі, кнопки,

захисти, засувки, механізми та ін.).

Вихідні оперативні дані, в основному, організовуються у вигляді таких же ОЗП –

резидентних структур, що забезпечують представлення персоналу виміряних і оброблених

величин, у всіх передбачених формах. ОЗП-резідентні бази даних шлюзових машин

містять дані, що вводяться в даний шлюз, а ОЗП-резидентні бази даних різних робочих

станцій повинні бути ідентичні за рахунок їх оновлення в широкомовному режимі і

містити всю оперативну інформацію по енергоблока.

Архівні вихідні дані повинні бути організовано у вигляді диск - резидентних масивів

із записами змінної або постійної довжини, що містять повідомлення, що відносяться до

одного моменту часу і розподілені між концентраторами КЗО і сервером архівації.

Статичні дані підрозділяються на початкові дані, що вводяться в систему

користувачем, настроювальні дані, перетворені з початкових і використані безпосередньо

при функціонуванні програм. Статичні початкові дані повинні бути організовані, в

основному, у вигляді диск - резидентних двовимірних таблиць (параметричний

початковий опис системи, характеристики вхідних і вихідних сигналів, параметричний

опис обробки величин, опис звітів і ін.), настроювальні дані у вигляді таблиць або у

вигляді файлів і ОЗП - резидентних однорідних масивів. Бази даних можуть бути

розподілені між робочими станціями і шлюзовими машинами.

Графічна інформація (малюнки відеокадрів, схеми алгоритмів і ін.) повинна

зберігатися у векторному (для початкових даних) або в растровому і табличному вигляді

(для настроювальних даних).

Для підтримки основних видів структур диск – резидентних даних в ПТК повинна

використовуватися система управління базами даних (СУБД), забезпечуюча підтримку

розподілених даних, у тому числі реляційного типу, що базується на клієнт - серверній

технології. При цьому повинно забезпечуватися декілька рівнів інтерфейсу роботи з

даними, особливо в частині ефективного доступу до оперативної інформації і записів

архівних файлів із задач ПТК.

Адміністрування баз даних в межах СУБД повинне забезпечувати:

створення і первинне заповнення баз даних;

модифікацію баз даних;

формування звітів по базах даних;

захист даних від несанкціонованого доступу і спотворень;

реєстрацію дій оператора по корекції баз даних;

копіювання і архівація баз даних;

підтримку дублікатів баз даних.

Для даних, не підтримуваних СУБД, повинен забезпечуватися захист даних від

несанкціонованих змін з боку оперативного персоналу, періодичний або епізодичний

контроль збереження статичних даних.

Збереження статичних і архівних даних повинне забезпечуватися також шляхом

дублювання носіїв.

Вимоги до організації збору, передачі і представлення інформації в ПТК

158

Організація збору, передачі і представлення інформації в ПТК повинна

грунтуватися на поєднанні періодичного оновлення вхідної інформації і обробки в

прикладних задачах з отриманням події пакетів інформації для архівації.

Вимоги до системи класифікації і кодування

В ПТК повинні використовуватися дві системи класифікації і кодування вхідної

інформації:

зовнішня (технологічна);

внутрішня, що відображає підключення вхідних сигналів до контролерів і розміщення

оперативних даних в масивах, що забезпечують безпошуковий доступ до даних.

Зовнішня система класифікації і кодування повинна охоплювати технологічне

обладнання і бути єдиною для всіх частин ПТК.

Лінгвістичне забезпечення

Лінгвістичне забезпечення ПТК повинне включати наступні мовні засоби:

мова опису табличних структур і маніпулювання даними;

мова опису алгоритмів формування вихідних даних;

мова управління запуском робочих станцій;

мови програмування.

Як мова опису табличних структур і маніпулювання даними повинна

використовуватися SQL.

Для опису алгоритмів формування вихідних даних повинна використовуватися

мова логічних схем (алгоритми спрацьовування згідно мови логічних схем (алгоритми

спрацьовування захистів і формування команд, алгоритми опробування захистів,

алгоритми блокувань, формування результатів і т.д.), так і опис в формулах ( розрахунку

параметрів, що не вимірюються, розрахуноку техніко-економічних показників, параметрів

контролю безпеки і ін.).

Основним засобом запуску процесів робочих станцій повинна бути мова

командного інтерпретатора Shell.

Як мови програмування повинні використовуватися:

для програмування промислових контроллрів - ISAGRAF;

для не віконних додатків робочих станцій – мова С;

для віконних додатків робочих станцій С++.

Програмне забезпечення

Програмне забезпечення ПТК повинне включати системне і прикладне програмне

забезпечення.

Системне програмне забезпечення включає:

виконавські системи (ВС) промислових контролерів;

операційні системи (ОС) РС, що міститять середовище розробки (компілятори,

редактори, відладчики і ін. ) і середовище виконання (ядро і розширення ядра – засоби

мережевої обробки, графічну призначену для користувача систему, командний

інтерпретатор і ін.);

системи управління базами даних (СУБД);

графічний редактор.

Ядро операційних систем РС повинне забезпечувати багатозадачний режим

реального часу (переважно ОС, що відноситься до сімейства UNIX).

Засоби мережної обробки ОС повинні забезпечувати широкомовну і адресну

передачу даних, а також видалений файловий доступ на базі протоколу TCP/IP.

Виконавча система СЗО повинна забезпечити періодичне виконання задач (до трьох

різних періодів) при мінімальному періоді не більше 10 мс, обмін інформацією в мережі

ЛСК (широкомовний і адресний).

159

Склад прикладного програмного забезпечення повинен відповідати переліку задач

функціональних підсистем ПТК.

Програмне забезпечення повинне мати модульну структуру. Модуль повинен бути

обмежений за об'ємом, мати просту і зрозумілу структуру, легко модифікуватися і

тестуватися.

Необхідно переважно використовувати раніше розроблене ПЗ з урахуванням

необхідних доробок у зв'язку із зміною вимог.

Для контроллерного рівня система автоматизації програмування і виконуване

середовище повинне бути типу ISAGRAF. Операційна система QNX-6 NEUTRINO.

Повинно бути передбачено два комплекта резервного программного забезпечення на

носії (на записуваємих компакт-дисках) для передачі Замовнику. Перклік встановленого

ПЗ сумісно с резервними копіями передається Замовнику не пізніше чім за місяць до

комплексного опробування. У разі зміни ПЗ в процесі опитної експлуатації Замовнику

передаються дві остаточні версії ПЗ.

Підрядник повинен представити Ліцензію для всього програмного забезпечення, яке

використовується в ПТК. Повинні бути представлені ліцензії на програмне забезпечення

для проекта (наприклад, лицензія для организації або площадки), котрі не повинні

відноситись відповідно до технічним засобам/машиному устаткуванню. Тобто, якщо які-

небудь технічні засоби будуть модернізуватися або змінюватися, то ліцензія повинна

залишатися в силі, і Замовнику не потрібно буде змінювати ліцензію. Усі ліцензії повинні

бути дійсні впродовж всього періоду експлуатації станції.

Якщо ліцензія на ПЗ залежить від кількості станцій, на які воно встановлюється, то

така кількість повинно бути разраховано с обліком 30% резерву станцій.

В порядку сприяння споживачу, Підрядник повинен періодично інформувати

Замовника про всі види модернизації/нові видання програмного забезпечення, які можуть

бути після вводу системи в дію для того, щоб у разі необхідності модернизоване ПЗ може

бути закуплено і впроваджено Замовнтком. ПЗ комплексу ПТК повинно дозволяти

отримати пускові і перехідні характеристики відповідних процесів, спектральні щільності

сигналів, функциональні комбинації сигналів, в тому числі і механічні характеристики,

діючі на конструкції устаткування, оцінити енергетичні утрати для тих чи інших режимів

роботи і, в кінцевому рахунку, з’ясувати ефективністьь технологічних нововведень, захист

от компьютерних вірусів.

Підрядник повинен надати Замовнику ліцензійне базове програмне забезпечення для

комплекса ПТК АСУ ТП на CD-диску, в достатньому обсягу, для «перезавантаження»

базового програмного забезпечення, внесення доповнень в базу даних, алгоритмів

захистів, блокувань, сигналізації в разі потреби і підримки в працездатному стані

комплекса ПТК. Строк гарантійної підтримки і оновлення програмного забезпечення не

менш 24 міс.

Технічне забезпечення

Компоненти КТС АСУ ТП виконуються у вигляді шаф управління. Кількість шаф, їх

угрупування по технологічних ділянках, кількість і типи вхідної і вихідної плат/модулів

для кожної шафи (з урахуванням вимог резервування) повинна бути визначений

Підрядником на стадії проектування.

Контроллери і модулі введення/виведення повинні відповідати вітчизняним

електротехнічним стандартам і підтримувати працездатність в несприятливих

промислових умовах, таких як висока запорошеність, вібрація, електричні перешкоди і

т.п.

Повинна підтримуватися гаряча заміна модулів введення/виведення і

комунікаційних адаптерів без додаткового їх налаштування, як в шафах, де розміщені

контроллери, так і в шафах з видаленим введенням/виведенням. Модулі

160

введення/виведення на передній панелі повинні мати світлову індикацію «Робота»,

«Аварія», на передній панелі модулів введення/виведення дискретної інформації за

допомогою світлової індикації повинен відображатися стан каналів введення/ виведення.

Для вирішення поставлених задач в АСУ ТП повинна використовуватися мінімальна

номенклатура модулів введення/виведення, яка забезпечить просту експлуатацію і ремонт

(заміну).

Контроллери разом з модулями введення/виведення і комунікаційними адаптерами,

як і технічні засоби віддаленого введення/виведення повинні розміщуватися в окремих

спеціальних шафах з двохстороннім обслуговуванням. Шафи повинні бути заземленими і

закриватися спеціальними замками. При відкритті дверей шаф повинна формуватися

узагальнена сигналізація з видачею на автоматизовані робочі місця блокового щита

управління (БЩУ) про доступ до групи біля розміщених шаф. Обладнання для зовнішньої

установки повинне мати наступний клас захисту як мінімум:

вимірювальні перетворювачі IP67;

бінарні датчики IP65;

аналізатори IP65 (якщо встановлені в шафах, то IP54);

приводи IP54;

розподільні коробки IP54;

вічка (шафи) IP54;

для контроллерів всіх рівнів IP54.

Вище згадане застосовується також для обладнання внутрішньої установки,

встановленого в технологічних зонах.

Для вічок (шаф), пультів і панелей, встановлюваних в приміщенні електроніки,

БЩУ, комп'ютерному приміщенні або в приміщеннях місцевих щитів управління, як

правило, повинен бути передбачений клас захисту IP42.

В системі повинна бути забезпечена синхронізація єдиного реального часу з іншими

АСУ ТП в єдиному форматі. Точність визначається системою, що має прилади підтримки

підсистеми реального часу, і приймаючій на себе функції задавача сигналів точного часу

для всіх АСУ блоку.

Всі силові і контрольні кабелі для систем АСУ ТП повинні утворювати надійну і

безпечну систему.

Живильні кабелі для приладів повинні бути відокремлені від контрольних кабелів,

тобто забороняється використовувати один кабель для електроживлення і контролю. Для

передачі аналогових сигналів повинні використовуватися екрановані кабелі.

Аналогові і бінарні сигнали від датчиків повинні передаватися по індивідуальних

контрольних кабелях до сполучних (розподільних) коробок.

Кабельні зв'язки між шафами електроніки і розподільчіми пристроєми, приміщенням

управління і сполучними коробками повинні виконуватися екранованими магістральними

контрольними кабелями. Магістральні кабелі повинні мати 10% резервних жил після

пуско-налагоджувальних робіт.

Організаційне забезпечення

Обслуговування ПТК повинен проводити оперативний персонал, а також

неоперативний ремонтний персонал.

Оперативний персонал повинен забезпечувати цілодобове функціонування ПТК

при восьмигодинній тризмінній роботі.

Оперативний персонал повинен проводити:

перевірку стану технічних і програмних засобів;

контроль збереження файлової системи;

детальну діагностику технічних засобів верхнього і нижнього рівнів і мережних

засобів;

161

запуск процедур перезавантаження і відновлення при відмовах;

ведення довготривалого архіву.

Ремонтний персонал повинен здійснювати технічне обслуговування (регламентне) і

ремонт ПТК. Роботу програмної системи і супровід інформаційного забезпечення ПТК

повинен забезпечувати персонал лабораторії по супроводу програмного забезпечення.

ОБ'ЄМ ДОКУМЕНТАЦІЇ.

Підрядник повинен розробити, підготувати і представити Замовнику наступну

технічну документацію по АСУ ТП:

концепцію (технічне завдання і /або технічні умови) АСУ ТП, реалізованій на базі

запропонованого ПТК (повинна бути узгодженою із Замовником);

проектно-кошторисну документацію (проект і робочу документацію) з

необхідними розрахунками і узгодженнями згідно чинному законодавству і нормативній

базі України;

конструкторську документацію (проект і робочу документацію) з необхідними

розрахунками і узгодженнями згідно чинному законодавству і нормативній базі України;

відомість експлуатаційних документів;

технічні описи, у тому числі алгоритми логічного і покрокового управління,

структурні схеми регуляторів з коефіцієнтами настройок;

інструкцію з монтажу;

організаційно-технічна документація монтажу;

інструкції з експлуатацій на обладнання, що входить в склад АСУ ТП;

інструкція по технічному обслуговуванню;

організаційно-технічна документація пуско-наладки, у тому числі документація, що

розробляється при проведенні робіт по пуско-наладці технологічного об'єкту;

виконавчу документацію по прийманню в експлуатацію з монтажу і наладки ПТК;

звіт про результати пуско-наладки, надання програм і методик випробувань,

протоколів і актів;

методика калібрування вимірювальних каналів;

програму і протоколи заводських випробувань;

проект і робочі програми пуско-налагоджувальних робіт;

робочі програми підтвердження гарантійних показників;

програма дослідної експлуатації;

відомість запасних частин;

інструкція по ремонту;

методики діагностики;

інструкція з експлуатацій базових програмно-технічних засобів;

інструкції для оператора і системного програміста за програмою функціонування

мережі;

формуляр системи, паспорта на обладнання з вказівкою виробників, робочих

характеристик, номера, типу, дати виготовлення, а також номера креслення, по якому

виготовлено обладнання;

сертифікати на поставлене обладнання, пов'язані з його виробництвом і

тестуванням, такі як: сертифікат на обладнання, сертифікати на матеріали, сертифікат про

заводські приймальні випробування, метрологічної атестації засобів вимірювання,

відомості про верифікації програмного забезпечення, зведення про атестацію методики

діагностики.

Також повинні бути представлені гарантії якості, програма і методика проведення

метрологічної атестації на об'єкті; матеріали (підручники) по навчанню персоналу.

Вся документація надається Підрядником в чотирьох екземплярах на російській

162

мові, двох екземплярах електронних копій, захищених від зміни.

Крім того, по всіх компонентах сторонніх виробників повинна поставлятися

документація виробника в двох екземплярах на російській мові в друкарському вигляді і в

двох електронних копіях.

Вимоги до проектної документації

Підрядник повинен виконати проект і робочу документацію: по конструкторській

документації і документації для будівництва відповідно до вимог діючих в Україні

Законів, стандартної і нормативної бази (шум, вібрація, вживані матеріали, забарвлення,

заходів щодо охорони праці, вибухопожежобезпеки, екобезпеки та ін.).

Узгодження і затвердження проектної і конструкторської документації в органах

державного управління і нагляду країни Замовника виконує Підрядник у випадку, якщо це

потрібне за Законами і нормативною базою України.

Склад, порядок розробки, узгодження і затвердження проектної документації для

будівництва в Україні регламентується наступними документами:

ДБН А.2.2 – 3 «Проектування. Склад, порядок розробки, узгодження і

затвердження проектної документації для будівництва»;

ДБН А.2.2 – 1 «Проектування. Склад і зміст матеріалів оцінки дій на навколишнє

середовище (ОВОС) при проектуванні і будівництві підприємств, будівель і споруд.

Основні положення проектування»;

ДБН А.3.1 – 5 «Організація будівельного виробництва»;

ДСТУ БА.2.4 – 4 (ДСТ 21.101) «Система проектної документації для будівництва.

Основні вимоги до проектної і робочої документації».

Перед початком проектування і розробки конструкторської документації Підрядник

повинен під свою відповідальність вивчити існуюче положення по СКУ, яке підлягає

модернізації або заміні.

Проектування повинне здійснюватися з урахуванням існуючого і знов

встановлюваного обладнання по енергоблока ст. №5.

Обладнання повинне бути спроектовано так, щоб забезпечувалися надійна

експлуатація, висока ефективність, ремонт та легка заміна компонентів, доступ для огляду

і обслуговування, безпека обслуговуючого персоналу.

Об'єм виконання, вимоги до розробки конструкторської документації в Україні

регламентується ДГСТ 2.001÷2.125 «ЕСКД Збірка єдиної системи конструкторської

документації» і ДГСТ 2.301÷2.321 «ЕСКД Загальні правила виконання креслень».

Види документації, що розробляється для АСУ ТП, повинні відповідати вимогам

ДГСТ 34.201-89 «Інформаційна технологія. Комплекс стандартів на автоматизовані

системи. Види, комплектність і позначення документів при створенні автоматизованих

систем», вимоги до змісту документів – РД 50-34.698-90.

Комплектність документації, що розробляється, визначається стадіями і етапами

розробки по ДГСТ 34.601-90 і ухваленими проектними рішеннями.

Конкретний перелік документації узгоджується із Замовником на початковій стадії

розробки АСУ ТП.

Документація повинна бути комплектною, точною і повністю описувати всю

сукупність проектних рішень (для будівництва і конструкторських) для системи, що

поставляється, і її елементів і включати:

пояснювальну записку з технічним описом;

схеми структурні;

схеми підключення до рядів затисків пристроїв, що поставляються;

переліки вхідних - вихідних сигналів (з вказівкою їх електричних характеристик і

прив'язкою до рядів затисків обладнання, що поставляється);

відеокадри системи відображення;

163

алгоритми автоматичних систем регулювання;

структурні схеми авторегуляторів;

алгоритми технологічної сигналізації;

алгоритми логічного управління технологічним обладнанням;

технічні умови Підрядника на електроживлення, заземлення, розміщення ПТК;

комплектність поставки (формуляри);

вимоги до кабельних зв'язків.

Вся документация/каталоги та ін. повинні бути представлений на російській мові. На

додаток до жорстких копій, документація системи також повинна бути представлена на

CD ROM.

Конкретний перелік документів і графік їх передачі повинен бути розроблений

Підрядником і затверджений Замовником.

Документація на комплектуючі вироби

Для всіх компонентів, що використовуються для АСУ ТП, повинна бути

представлена оригінальна експлуатаційна документація фірм-виробників. Вимоги цього

пункту необхідно розглядати як доповнення, яке не скасовує вимоги пункту «Об’єм

документації».

Експлуатаційна документація

Експлуатаційна документація на АСУ ТП повинна:

містити відомості, необхідні для швидкого і якісного освоєння і правильної

експлуатації засобів обчислювальної техніки і технічних засобів;

містити вказівку по діяльності персоналу в аварійних ситуаціях або при порушенні

нормальних умов функціонування АСУ ТП;

не містити положень, що допускають неоднозначне тлумачення.

Зміст документів, що розробляються при створенні АСУ ТП і її складових частин,

повинен відповідати вимогам ЕСКД, ЕСПД і ДГСТ 34.602-89. Документація на програмні

засоби АСУ ТП повинна відповідати ДГСТ 19.101-77.

Документація на технічні засоби, що використовуються при створенні АСУ ТП

(його частин) повинна відповідати ДГСТ 2.102-86 і ДГСТ 2.601-95 в частині

експлуатаційних документів.

План розташування обладнання і робочих місць виконується Підрядником у складі

робочої документації за початковими даними Замовника. Ця робота входить у

відповідальність Підрядника.

ВИМОГИ ДО БУДІВЕЛЬНИХ РОБІТ.

Вимоги, висловлені нижче, відносяться до вимог, що пред'являються до

проектування і виконання будівельних робіт, але не обмежуються ними. При виконанні

даних робіт Підрядник також повинен дотримувати вимоги діючих Законів, стандартів,

будівельних норм і правил України, керівних і відомчих документів Міністерства

енергетики та вугільної промисловості України.

Тимчасові майданчики складування і укрупняючої збірки

При виконанні робіт Підрядник для тимчасового складування і укрупняючої збірки

може використовувати теплий і холодний склади або блоковий щит управління.

Транспортування і доставка вантажів, обладнання на місце збірки і монтажу на

проммайданчику ТЕС може здійснюватися автомобільним транспортом або засобами

малої механізації.

Використання того або іншого майданчика повинна розв'язуватися у взаємній

домовленості зі всіма Підрядниками за даним проектом і узгоджуватися із Замовником

164

для ув'язки розміщення обладнання.

Вимоги до будівельних рішень

Будівельні рішення Підрядник повинен приймати і виконувати з урахуванням вимог

діючих будівельних норм і правил згідно СНіП 2.01.07-85 «Навантаження і дії»; СНіП II-

4-79 «Природне і штучне освітлення»; СНіП 2.03.11-85 «Захист будівельних конструкцій

від корозії»; СНіП 2.03.13-88 «Підлоги»; СНіП 2.09.02-85 «Виробничі будівлі»; СНіП

2.09.03-85 «Споруди промислових підприємств»; СНіП II-23-81 «Сталеві конструкції»;

СНіП II -58-75 «Електростанції теплові» з зм., ДБН В.1.1-7-2002 «Пожежна безпека

об'єктів будівництва», НАПБ В. 01.034-2005/111 «Правила пожежної безпеки в компаніях,

на підприємствах та організаціях енергетичної галузі України», НАПБ 06.015-99 (ГКД

34.03.105-99) «Перелік приміщень і будівель енергетичних підприємств Міненерго

України з вказівкою категорії і класифікації зон по вибухопожежної і пожежної

небезпеки», ГКД 34.03.305 (НАПБ 05.028-2004) «Протипожежний захист енергетичних

підприємств, окремих об'єктів і енергоагрегатів. Інструкція по проектуванню і

експлуатації» та ін.

Конструкція обладнання і покриттів повинна мати гармонійний зовнішній вигляд, з

простими контурами, з розумним вибором пропорцій і логічним використанням об'ємів.

Схема прокладки трубопроводів, навіть малого діаметра, повинна гармонувати з

дизайном блоку.

Обладнання не повинне мати важкодоступних кутів, де міг би накопичуватися пил,

брудне мастило, вода або гідрокарбонати. Зовнішні видимі поверхні повинні мати високу

якість. Остаточний підбір забарвлень обладнання повинен бути узгодженим із

Замовником.

При проектуванні Підрядник повинен:

приймати конструктивні схеми, що забезпечують необхідну міцність, стійкість і

просторову незмінність будівель і споруд в цілому, а також окремих елементів на всіх

стадіях зведення (виготовлення, монтажу) і експлуатації;

пов'язувати з архітектурою оточуючі забудови матеріали огорожуючих

конструкцій, їх обробку і фарбування;

дотримувати вимоги навколишнього середовища.

В приміщеннях будівель висота від підлоги до низу виступаючих конструкцій

перекриття (покриття) повинна бути не менш 2,2 м, висота від підлоги до низу

виступаючих частин комунікацій і обладнання в місцях регулярного проходу людей і на

шляхах евакуації – не менш 2,0 м, а в місцях нерегулярного проходу людей – не менш 1,8

м.

Всі конструкції повинні бути доступні для спостереження, очищення, фарбування, а

також не повинні затримувати вологу і заважати провітрюванню. Замкнуті профілі

повинні бути герметичні.

Після закінчення монтажних робіт Підрядник передає виробничу документацію,

передбачену ДБН і виконавчу документацію - комплект робочих креслень з написами,

зробленими особами, відповідальними за виробництво будівельно-монтажних робіт, про

відповідність виконаних робіт цим кресленням. У разі відступу в процесі будівництва від

робочих креслень (будівельних, технологічних, електричних і ін.) Підрядник зобов'язаний

надати Замовнику відкоректовані креслення, відповідні дійсному виконанню об'єктів.

Кожне креслення повинен бути відмічено грифом «Дійсний».

3. ОСНОВНІ ВИМОГИ ЗАМОВНИКА ДО ПРОПОЗИЦІЇ КОНКУРСНИХ ТОРГІВ

У складі пропозиції конкурсних торгів Учасник надає:

- пояснювальну записку з матеріалами проектних рішень, що будуть застосовані на

165

стадії «Проект» і «Робоча документація» та гарантійні зобов’язання щодо негайного

безоплатного виправлення помилок, коригування проектних рішень по зауваженням

спеціалістів служб замовника та генерального проектувальника;

- проект завдання на проектування стадії «Проект»;

- проект завдання на проектування стадії «Робоча документація»;

- комплексний повузловий графік, в якому буде зазначена вартість основних вузлів

- графік виконання та фінансування робіт з поетапним щомісячним визначенням

фізичних обсягів робіт, термінами виконання та вартістю кожного етапу робіт. Графік

виконання та фінансування робіт повинен визначати послідовність, терміни виконання

робіт, терміни виготовлення та терміни постачання обладнання, вартість етапів робіт

- гарантії учасника у відповідності до розділу 4 технічної частини;

- у разі залучення субпідрядників – перелік обсягів робіт, що йому доручаються.

У пропозиціях конкурсних торгів має бути представлена наступна інформація:

- повний обсяг робіт з предмета закупівлі;

- перелік обладнання, що буде постачатися Учасником;

- перелік запасних частин, необхідних для забезпечення належного функціонування

обладнання у гарантійний період.

Підрядник повинен передбачити:

- в разі необхідності, реконструкцію фундаментів (їх відновлення, посилення, зміни

конструкцій) у зв'язку з установкою модернізованого обладнання;

- виконання будівельних робіт в повному об'ємі, включаючи бетонні роботи і

монтаж сталевих конструкцій;

- виконання будівельно-монтажних робіт в повному об'ємі, включаючи підготовку

проммайданчика і демонтажні роботи, роботи, пов'язані з перенесенням трубопроводів і

їх приєднанням до тих, що існують;

- виконання необхідної реконструкції існуючих майданчиків та інші роботи.

Поточні ціни на матеріально-технічні ресурси, зазначені в пропозиції конкурсних

торгів учасника приймаються за найменшою вартістю, яка не повинна перевищувати цін,

зареєстрованих в Міністерстві економічного розвитку та торгівлі, відповідно до чинного

законодавства.

При цьому рівень вартості матеріальних ресурсів, як правило, приймається в межах,

що склалися в регіоні за цінами виробників.

4. ГАРАНТІЇ УЧАСНИКА

Учасник в пропозиції конкурсних торгів повинен надати конструктивні

рішення, що обґрунтовують нижче вказані вимоги:

довести потужність енергоблока від 282 МВт до 315 МВт;

розширити регулюючий діапазон навантажень котла від 0 до 215 МВт;

знизити умовні витрати палива з 381 гуп/кВт ч до 352,5гуп/кВт ч.;

запропонована сіркоочисна установка забезпечить концентрацію діоксидів сірки в

вихідних газах на рівні, який відповідає діючим на дату розкриття пропозицій конкурсних

торгів нормативам з концентрації шкідливих речовин в вихідних газах;

подовжити термін експлуатації основного і допоміжного обладнання енергоблока

на 15-20 років.

Учасник повинен представити дані за кожним пунктом даного розділу.

Невмотивована відсутність будь-якого з пунктів даного розділу вважатиметься

обмежуючим чинником при оцінці пропозицій конкурсних торгів і є приводом для

відхилення такої пропозиції Учасника.

У своїй пропозиції конкурсних торгів Учасник повинен гарантувати що

запропонована сіркоочисна установка повинна забезпечувати концентрацію діоксидів

166

сірки в вихідних газах на рівні, який відповідає діючим на дату розкриття пропозицій

конкурсних торгів нормативам з концентрації шкідливих речовин в вихідних газах.

Підрядник повністю відповідальний за експлуатацію, управління і контроль,

спеціальне обладнання і забезпечення персоналом під час проведення гарантійних

випробувань і ведення записів і документації, згідно із чинним законодавством з охорони

праці в Україні.

Представники Замовника братимуть участь у зчитуванні і записі експлуатаційних

параметрів. У зв'язку з процедурою гарантійних випробувань, яка має бути запропонована

Учасником, він повинен:

- запропонувати відповідні прилади, автоматичні аналізатори і так далі, призначені

для вимірів;

- визначити допустимий діапазон відхилень вимірювального обладнання,

використовуваного для гарантійних випробувань відповідно до DIN 1943;

- запропонувати аналітичні перевірки і відповідні аналітичні методи, прилади для

використання при гарантійних випробуваннях;

- визначити частоту зчитування значень і аналітичних перевірок;

- визначити метод калібрування всіх приладів для гарантійних випробувань;

- представити поправочні криві з калібрування вимірювальних приладів;

- визначити фактичну погрішність аналітичної апаратури, яка використовується в

гарантійних випробуваннях;

Все контрольно-вимірювальне обладнання, що буде використане Підрядником при

проведенні випробувань, має бути сертифіковане і пройти метрологічну атестацію.

Клас точності вимірювальних приладів, які використовуватимуться при Гарантійних

Випробуваннях, має бути не нижчим, ніж передбачений для експлуатації.

Підрядник повинен оцінити результати гарантійних випробувань протягом одного

місяця після їх проведення за участю Замовника, який залишає за собою право контролю

за проведенням і обробкою результатів гарантійних випробувань шляхом залучення

спеціалізованих фірм.

Результати гарантійних випробувань мають бути включені в підсумковий звіт

Підрядника, який має бути підписаний Підрядником і Замовником.

Гарантійні випробування вважаються успішними, якщо всі гарантійні значення,

зазначені вище, досягнуті.

Відсутність гарантій є приводом для відхилення пропозиції.

5. ОСНОВНІ ВИМОГИ ЗАМОВНИКА ДО ВИКОНАННЯ РОБІТ

Термін виконання робіт: початок – жовтень 2011р ., закінчення – грудень 2013 р.

Місце розташування об’єкта (адреса об’єкта): Криворізька ТЕС, м.Зеленодольськ ,

Дніпропетровської області, Україна, 53860.

Узгодження і затвердження проектної і конструкторської документації в органах

державного управління і нагляду країни Замовника виконує Підрядник у випадку, якщо це

вимагається чинним законодавством України.

Проект виконання робіт слід розробляти в складі і об'ємі достатньому для:

- обґрунтування проектних рішень, що приймаються;

- визначення об'ємів основних будівельно-монтажних робіт;

- розрахунку потреби в обладнанні, будівельних конструкціях, матеріальних,

паливно-енергетичних, трудових і інших ресурсах;

- забезпечення вимог екологічної безпеки, санітарного і епідеміологічного

благополуччя населення, охорони праці, пожежної безпеки і енергозбереження;

- забезпечення міцності і надійності обладнання;

- обґрунтування кошторисної вартості будівництва і капітальних вкладень.

167

Вимоги до демонтажу елементів і вузлів

Учасник (переможець торгів) повинен під час виконання демонтажних робіт

враховувати те, що обладнання знаходиться в обмежених умовах, поряд розташоване

працююче обладнання. Підрядник повинен забезпечити збереження всього допоміжного

обладнання, елементів і вузлів для можливості його подальшого використання. Всі

елементи, що демонтуються, і вузли повинні мати клеймо і маркування. Всі різи елементів

повинні виконуватися по монтажних стиках.

Підрядник повинен виконати демонтажні і монтажні роботи відповідно до проекту

виконання робіт (ПВР) і вимогам чинного законодавства та нормативної бази.

Перед виконанням демонтажних робіт Підрядник повинен погодити із Замовником

ПВР і об'єм демонтажних робіт, вирізки елементів і вузлів.

Елементи, що демонтуються, мають бути очищені від іржі і забруднень

(зварювального грата) по кромках різу.

Підрядник повинен виконати продування елементів, що демонтуються, стислим

повітрям, кінці труб покрити антикорозійним мастилом і закрити заглушками або

дерев'яними пробками з виступаючими кінцями, виконати очищення поверхні фланців

роз'ємів від бруду і залишків мастила.

Підрядник повинен забезпечити транспортабельність елементів і вузлів монтованого

обладнання.

Для оберігання від попадання сторонніх предметів при розбиранні всі отвори в

обладнанні мають бути закриті дерев'яними пробками і кришками.

Після завершення демонтажних робіт Підрядник повинен закрити дошками всі

отвори, встановити огорожу, поручні, тимчасові настили.

Демонтовані Підрядником матеріали, обладнання, їх частини повинні складуватися

на відведеному Замовником для цих цілей майданчику. Підрядник самостійно забезпечує

збереження демонтованих в ході виконання демонтажних робіт матеріалів, обладнання, їх

частин до моменту їх передачі Замовникові.

Підрядник передає Замовникові демонтовані матеріали, обладнання, їх частини з

оформленням Сторонами Акту приймання-передачі демонтованих матеріалів. Підрядник

несе відповідальність за пошкодження, знищення матеріалів, обладнання, їх частин,

демонтованих ним до моменту підписання Сторонами Акту приймання-передачі

демонтованих матеріалів.

Порядок підготовки і технологія проведення демонтажних робіт повинні відповідати

вимогам ГКД 34.20.507-2003 «Правила технічної експлуатації електростанцій та мереж

Мінпаливенерго України».

До початку демонтажних робіт Підрядник повинен виконати підготовчі роботи, що

включають наступні заходи:

- підготовку інвентарю, пристосувань, інструмента, матеріалів, випробування

такелажних механізмів, пристосувань і інших засобів механізації;

- рішення питань пожежної і технічної безпеки;

- підготовку монтажних майданчиків під укладання деталей;

- монтаж риштувань, підмощень і інших пристосувань, що полегшують виконання

робіт;

- забезпечення надійного освітлення робочих ділянок.

Перед початком демонтажних робіт Підрядник повинен врахувати величини ваги

окремих крупних частин. Знаючи вагу і габарити окремих крупних частин, Підрядник

повинен заздалегідь на плані споруди намітити розташування частин, що монтуються,

маршрути їх транспортування і погоджувати їх із Замовником.

Для зберігання демонтованих деталей, Підрядник повинен розташувати в місцях,

намічених для укладання деталей, дощаті стелажі і козли, а також матеріал для укриття

деталей і вузлів.

168

Перекантовування окремих частин, вузлів і допоміжного обладнання Підрядник

повинен виконувати під безпосереднім керівництвом керівника демонтажних робіт і у

присутності представника Замовника з вживанням необхідних заходів безпеки.

Елементи, вузли, деталі, які не будуть використані Підрядником в процесі

модернізації мають бути передані Замовникові по акту приймання-передачі.

Для виконання монтажу Підрядник повинен мати ліцензію (дозвіл) на Право

проведення даного виду робіт, або залучати для даних робіт на умовах субпідряду

відповідні спеціалізовані підприємства.

При виконанні монтажних робіт повинні дотримуватися вимоги інструкцій і правил

з охороні праці і техніки безпеки.

Приміщення і фундаменти мають бути очищені від сміття. Отвори мають бути

захищені, а канали, лотки і люки - закриті.

При завантаженні, розвантаженні, переміщенні, підйомі, установці і вивірянні

обладнання і трубопроводів підрядник повинен прийняти заходи по захисту їх від

пошкоджень і забезпечити їх збереження. Перевезення, установка і вивіряння

здійснюються відповідно до ПВР, розробленим Підрядником.

Частини, елементи, вузли і деталі допоміжного обладнання Підрядник повинен

надійно стропити за передбачені для цієї мети деталі або в місцях, вказаних

підприємством-виробником. Звільнення обладнання і трубопроводів від стропів слід

виконувати після надійного їх закріплення або установки в стійке положення.

Навантаження на будівельні конструкції, що виникають у зв'язку з переміщенням і

установкою обладнання, а також засобів для монтажних робіт, не повинні перевищувати

допустимих монтажних навантажень (по величині, напряму і місцю), вказаних в робочих

кресленнях.

Розбирання обладнання, що поступило опломбованим з підприємства-виробника,

забороняється.

Перед установкою в проектне положення зовнішні поверхні обладнання і

трубопроводів мають бути очищені Підрядником від консервуючих мастил і покриттів, за

винятком поверхонь, які повинні залишатися покритими захисними матеріалами в процесі

монтажу і експлуатації обладнання.

Захисні покриття обладнання мають бути видалені Підрядником, як правило перед

індивідуальним випробуванням без розбирання обладнання відповідно до вказівок,

приведених в документації підприємства-виробника.

Обладнання, трубопроводи і кабельна продукція, забруднені, деформовані або з

пошкодженням захисних покриттів і оброблених поверхонь і іншими дефектами, монтажу

не підлягають до усунення Підрядником пошкоджень і дефектів в установленому порядку.

При монтажі обладнання, трубопроводів і електротехнічних пристроїв і систем

автоматизації Підрядник повинен здійснювати операційний контроль якості виконаних

робіт. Виявлені дефекти підлягають усуненню до початку подальших операцій.

Монтажні роботи при температурах зовнішнього повітря нижчі або вищі

передбачених умовами експлуатації повинні виконуватись з дотриманням заходів, що

забезпечують їх збереження.

Монтаж обладнання виконувати на фундаменти, очищені Підрядником від

забруднень і масляних плям.

До початку монтажу обладнання Підрядник повинен візуально переконатися у

відсутності тріщин, порожнеч і оголеної арматури у фундаменті, після зовнішнього огляду

перевірити розміри фундаменту, його висотні відмітки.

Опорна поверхня обладнання повинна щільно прилягати до опорних елементів

(регулювальних гвинтів), до опорних пластин, а постійні опорні елементи (бетонні

подушки, металеві підкладки і ін.) - до поверхні фундаменту.

Трубопроводи допускається приєднувати Підрядникові лише до закріпленого на

опорах обладнання. Сполучати трубопроводи з обладнанням слід без перекосу і

169

додаткового натягнення. Нерухомі опори Підрядник повинен закріпити до опорних

конструкцій після з'єднання трубопроводів з обладнанням.

Відхилення від проектних прив’язок, розмірів і відміток, а також від горизонталі,

вертикалі, співвісності і паралельності при установці обладнання не повинні

перевищувати допустимих значень, вказаних в технічній документації і інструкціях з

монтажу окремих видів обладнання.

При монтажі обладнання повинен здійснюватися передбачений в технічній

документації контроль якості виконаних робіт. Виявлені дефекти підлягають усуненню до

початку подальших монтажних операцій.

Приховані роботи, що виконуються в процесі монтажу, перевіряються для

встановлення відповідності їх виконання технічним вимогам. До прихованих відносяться

роботи із збирання машин і їх складальних одиниць, перевірці зазорів, допусків і посадок,

вивірянню обладнання і інші роботи, якщо їх якість не може бути перевірена після

виконання подальших монтажних або будівельних робіт.

Учасник (переможець торгів) поставить всі обов'язкові і додаткові запчастини,

спеціальне монтажне обладнання, спеціальні пристрої для обслуговування і інструменти,

монтажні матеріали, тимчасові пристрої, споживані матеріали для монтажу і введення в

експлуатацію обладнання.

Учасник (переможець торгів) повинен забезпечити можливість теплових розширень

модернізованого обладнання і забезпечити розрахункові навантаження на опорно-підвісну

систему.

Вивезення демонтуємого обладнання та будівельного мусора:

В проектно-кошторисній документації, а також в проекті організації будівництва

передбачити, що демонтуємоє обладнання і металоконструкції будуть вивозитися на

центральний склад з попередніми зважуванням на відстань до 3 км.

Вивезення будівельного мусора передбачається також на відстань до 3 км.

ПРИЙМАЛЬНО-ЗДАВАЛЬНІ ВИПРОБУВАННЯ

Обладнання і його основні компоненти повинні піддаватися контролю і

випробуванням протягом всіх стадій виготовлення, будівництва, введення в експлуатацію

і гарантійного терміну експлуатації.

Всі перевірки і випробування, необхідні для підтвердження відповідності проектній

документації виконаних робіт, змонтованого обладнання, виконує і забезпечує Підрядник.

Підрядник і його субпідрядники повинні надати все, що буде необхідне, у тому числі

відповідне попереднє повідомлення, для того, щоб дати можливість Замовникові або його

представникові, бути присутнім при проведенні перевірок, контролю і проведенні

випробувань.

Витрати, пов'язані зі всіма випробуваннями і інспекцією, несе Підрядник.

Об'єм випробувань має бути погоджений між Замовником і Підрядником.

Все контрольно-вимірювальне обладнання, необхідне для проведення випробувань,

має бути сертифіковане. Підрядник забезпечує постачання і наявність сертифікатів по

калібруванню обладнання.

Всі витрати, пов'язані з постачанням, калібруванням, установкою і поверненням

випробувального обладнання повинні виконуватись за рахунок Підрядника. Контрольно-

вимірювальне обладнання, дані за процедурою калібрування і стандартам пред'являються

на твердження Замовникові. Все додаткове контрольно-вимірювальне обладнання,

використане при випробуваннях, залишається власністю Підрядника. На будь-яке

обладнання, його компоненти або їх виготовлення, дії з перевірки або випробуванню, які

не відповідають обумовленим критеріям приймання, або технічним вимогам технічних

170

специфікацій, процедурам або нормативній документації, складається акт про

невідповідність.

Обладнання, яке Підрядник не може привести у відповідність з гарантованими

функціональними вимогами, повинне бути забраковане і повернене Підряднику для

усунення недоліків або Підрядник повинен поставити нове обладнання. У будь-якому

випадку невідповідне обладнання або його компоненти мають бути чітко ідентифіковані

для ухвалення остаточного рішення.

Все обладнання, його вузли і елементи, що поставляються Підрядником, мають бути

спроектовані, виготовлені, налагоджені і випробувані відповідно до чинних нормативних

документів та погоджених Замовником рекомендацій.

Випробування і проведення контролю

Підрядник повинен представити на розгляд Замовника детальні плани з проведення

контролю і випробувань за два (2) місяці до того, як проводитимуться випробування.

Підрядник повинен підтвердити програму для кожного контролю і випробування,

щонайменше, за чотирнадцять (14) днів до проведення контролю і випробування.

Замовник своєчасно проінформує Підрядника про своє рішення бути присутнім на будь-

якому з випробувань. В тому випадку, якщо випробування проводитимуться у присутності

Замовника або представників уповноваженої ним спеціалізованій організації, тоді

відповідні звіти про випробування мають бути підписані як Підрядником, так і

Замовником або його представником.

Підрядник визначає, які перевірки і випробування необхідно провести. Як мінімум,

проводяться наступні види перевірок і випробувань:

- випробування і контроль на заводі;

- випробування і контроль на Майданчику;

- експлуатаційні (гарантійні) випробування;

- остаточна інспекція.

Підрядник бере на себе відповідальність своєчасно, мінімум за 10 діб інформувати

Замовника про дату проведення відповідних випробувань. Після закінчення 10 діб

Підрядник може провести випробування і надати звіти Замовникові.

В разі проведення Підрядником яких-небудь випробувань, що вимагають

обов'язкову присутність Замовника або його представника, без необхідного попереднього

його повідомлення, результати цих випробувань розцінюватимуться як незадовільні.

Виробничий звіт

За результатами проведених випробувань Підрядник зобов'язаний представляти

Замовникові виробничий звіт

Організація перевірки

Замовник зберігає за собою право перевіряти або доручити спеціалізованій

організації перевірку документації з виготовлення, проведення перевірок і випробувань, а

також бути присутнім під час виготовлення, проведення перевірок і випробувань, що

проводяться Підрядником і його субпідрядниками. Підрядник надає Замовнику або ним

уповноваженій організації право на ознайомлення з детальними кресленнями,

специфікаціями деталей і обладнання і інструкціями по їх виготовленню, перевірці і

випробуванням.

Система контролю якості

Підрядник повинен розробити і застосовувати систему контролю якості, що

виключає випуск виробу з дефектами.

Система контролю якості повинна дозволяти проводити покроковий в логічній

послідовності моніторинг процесу виготовлення, нагляду, перевірок і випробувань

відповідного обладнання.

Система контролю якості повинна містити перелік заходів щодо виготовлення,

нагляду, перевірки і тестування і повинна мати вказівки:

171

- заходи, на яких має бути присутнім Замовник і які можуть виконуватися

Підрядником у відсутність Замовника;

- заходи, на які має бути запрошений Замовник, з відміткою про початок проведення.

Зокрема, даний документ повинен містити:

- послання на технічну документацію, яку використовував Підрядником при

виконанні кожної операції разом із запропонованим Підрядником порядком проведення

моніторингу;

- послання на звіти, підготовлені за результатами проведення перевірок і

випробувань;

- послання на звіти за наявних невідповідностях.

Облік і сертифікати

Протягом 30 днів після проведення яких-небудь випробувань, складені в трьох

екземплярах копії протоколів всіх випробувань, сертифікати випробувань і зауважень, а

також робочих характеристик мають бути надані Підрядником Замовникові.

Дані протоколів, сертифікати і робочі характеристики мають бути надані для всіх

випробувань, незалежно від того, чи проходили вони під спостереженням представника

Замовника чи ні. Інформація, приведена в даних сертифікатах випробувань і

характеристиках, повинна вистачати для ідентифікації матеріалів або обладнання, до яких

відноситься сертифікат.

Після випробування всього обладнання, сертифікати випробувань всіх матеріалів і

випробувань на майданчику мають бути зібрані Підрядником в томи з обов'язковим

змістом у встановленій формі. Копія кожного тому має бути направлена Замовникові.

Також повинні надаватися наступні облікові записи і сертифікати:

1 Хімічний аналіз і механічні властивості матеріалів.

2 Технічні умови на термічну обробку штампованих виробів.

3 Облікові записи всіх необхідних випробувань.

4 Свідоцтва типу випробувань.

5 Акти з підтвердження того, що всі поставлені матеріали і роботи будуть

відповідати або відповідають застосовним вимогам документації конкурсних торгів.

Підрядник повинен надати на вимогу Замовника наступну інформацію:

1. Всі плівки радіографічного контролю.

2. Всі звіти про проведення процедур зварки і кваліфікаційні сертифікати на

проведення робіт.

3. Всі звіти про проведення виконання процедури неруйнівного контролю.

Випробування і проведення контролю на заводі

Всі випробування, які мають бути проведені під час виготовлення і збірки частин,

деталей, вузлів і допоміжного обладнання мають бути погоджені до початку робіт.

Підрядник повинен підготувати відповідний графік випробувань і подати його на

затвердження Замовнику. Необхідно, аби відповідна інформація в повному об'ємі про

застосовані норми і стандарти проекту, процедури виконання, виготовлення і збірки, а

також заходів контролю була погоджена Замовником.

Підрядник повинен забезпечити все випробувальне обладнання і персонал для

проведення даних випробувань і повідомити Замовника за 60 днів про майбутні

випробування.

Всі інструменти і прилади, використані для проведення випробувань, мають бути

схвалені Замовником і, у випадку якщо цього вимагає Замовник, атестовані за

погодженим стандартом. Витрати по проведенню подібної атестації у всіх випадках несе

Підрядник.

Випробування конструкційних матеріалів

Підрядник повинен підтвердити, що всі матеріали, що поставляються, мають

відповідні сертифікати.

В разі відсутності сертифікатів, Замовник має право вимагати від Підрядника

172

проведення випробувань для перевірки властивостей матеріалу за рахунок Підрядника.

Сертифікати випробування матеріалів мають бути вичерпними для однозначної

ідентифікації того зразка, який вони представляють.

Зразки для випробувань мають бути відібрані зі всіх важливих поковок, відливань

труб і так далі згідно з відповідними стандартами і нормами.

Для матеріалів всіх основних відливань, легованих матеріалів і основних деталей

обладнання виробниками сталей мають бути надані сертифікати хімічного аналізу і

випробувань фізичних властивостей.

Проведення контролю і випробування при виготовленні і збірці

Підрядник повинен гарантувати Замовнику право виконати контроль і дослідження

виготовлення частин, вузлів і деталей в цехах заводу Підрядника і бути присутнім при

проведенні випробувань матеріалів і обладнання. Підрядник повинен сприяти проведенню

контролю і надавати всю необхідну інформацію.

Всі основні гарячі штампування мають бути піддані ультразвуковому тестуванню і

магнітопорошковій дефектоскопії після теплової обробки і остаточної машинної обробки.

Підрядник повинен провести контрольну збірку в цеху окремих вузлів обладнання в

максимально можливій мірі для забезпечення належної установки різних деталей і для

перевірки правильності зазорів і розмірів. Зібрані деталі перед тим, як вони будуть

розібрані для транспортування, мають бути відповідним чином помічені для повторної

збірки на місці монтажу. У складі пропозиції Учасника має бути включена попередня

програма проведення контролю і випробувань з детальним описом передбачуваної збірки

в цеху.

Підрядник повинен підтвердити право на виконання випробувань компонентів, для

доказу того, що його обладнання задовольняє механічним вимогам до його відвантаження

на майданчик.

Жодні матеріали або обладнання не можуть бути відвантажені до того, як будуть

проведені всі випробування та інспектування, або надані завірені копії звітів по

проведення випробувань.

Прийманням схеми улаштування обладнання з очищення димових газів від оксидів

сірки є проведення комплексних випробувань, які вважаються проведеними за умови

нормальної і безперервної роботи установки протягом 72 годин при роботі по прямому

призначенню і при номінальному тепловому навантаженню.

Критерієм для приймання в експлуатацію є відсутність протягом встановленого часу

комплексних випробувань дефектів, що перешкоджають тривалій експлуатації.

Приймання улаштування обладнання з очищення димових газів від оксидів сірки

робочою комісією Замовника повинне підтверджуватися відповідним записом у

формулярі та акті виконаних робіт.

Експлуатаційні (гарантійні) випробування

Гарантійні випробування проводяться з метою підтвердження гарантій Підрядника в

відношенні гарантованої потужності і економічності роботи установки. Гарантії

Підрядника повинні бути невід'ємною частиною Договору. Випробування проводяться в

період гарантійної експлуатації протягом трьох (3) місяців після введення установки в

експлуатацію.

Там, де це буде необхідно, при обробці результатів випробувань можуть бути

використані поправочні коефіцієнти, що характеризують відмінність умов випробувань

від вказаних розрахункових умов, Підрядник повинен погоджувати із Замовником дані

поправки на відхилення показників. Поправки допускаються лише для тих умов, які

знаходяться поза контролем Підрядника.

Поправочні коефіцієнти на відмінності умов випробування від вказаних

розрахункових умов мають бути представлені Підрядником у вигляді поправочних кривих

в пропозиції для участі в торгах.

173

Умови гарантійних випробувань

Підрядник повністю відповідальний за експлуатацію, управління і контроль,

спеціальне обладнання і забезпечення персоналом під час проведення гарантійних

випробувань і ведення записів і документації, згідно із Законом і законодавчими актами з

охорони праці.

Підрядник має право провести попередні випробування перед гарантійними

випробуваннями.

Попередні випробування системи контролю і управління, включаючи вимірювальні

прилади, а також навчання персоналу для роботи з даною системою, мають бути

проведені безпосередньо перед гарантійними випробуваннями.

Підрядник повинен повідомити Замовника у письмовій формі за п'ятнадцять (15)

днів до дати випробування. Дата випробування має бути погоджена із Замовником.

Перед початком гарантійних випробувань енергоблок має бути проінспектований

Замовником і Підрядником для підтвердження готовності до проведення випробувань.

Випробування повинні проводитися за умов, близьких до умов гарантій. Процедура

проведення випробувань має бути детально викладена в програмі випробувань, зокрема

має бути визначена кількість і характеристики дослідів, тривалість кожного досліду,

періодичність реєстрації параметрів, тривалість стабілізації режимів і допустимі

відхилення параметрів під час випробувань.

Результати випробувань

Має бути перевірена продуктивність і інші гарантійні показники зазначені в

технічній частині документації конкурсних торгів.

Підрядник повинен оцінити результати гарантійних випробувань протягом одного

місяця після їх проведення за участю Замовника, який залишає за собою право контролю

за проведенням і обробкою результатів гарантійних випробувань шляхом залучення

спеціалізованих фірм.

Результати гарантійних випробувань мають бути включені в підсумковий звіт

Підрядника, який має бути підписаний Підрядником і Замовником.

Вимоги до ефективності експлуатації:

Учасник (переможець торгів) повинен визначити очікувану ефективність всіх вузлів

схеми улаштування очищення димових газiв вiд оксидiв сірки під час експлуатації після

модернізації.

Учасник (переможець торгів) повинен надати загальний опис запропонованих рішень

схем улаштування очищення димових газiв вiд оксидiв сірки з виділенням переваг,

наведеної конструкції у відношенні:

- технічної ефективності (техніко-економічних показників);

- вартості;

- надійності;

- маневреності;

- експлуатаційних характеристик;

- шумових і вібраційних характеристик;

- витрат на експлуатаційне і ремонтне обслуговування.

Параметри, що враховуються при розрахунку економічної ефективності схеми

улаштування очищення димових газiв вiд оксидiв сірки повинна бути обґрунтованими.

У роботі установки мають бути забезпечені:

- надійна і безпечна робота всієї установки у всіх експлуатаційних і аварійних

режимах з дотриманням всіх критеріїв надійності, передбачених інструкціями заводу-

виробника і інструкціями з експлуатації, а також надійна і безпечна робота всього

основного і допоміжного обладнання;

- економічний режим роботи, встановлений на підставі випробувань і інструкцій

заводу-виробника;

174

регулювальний діапазон навантажень 30÷105 % від номінального навантаження

блоку після технічного переоснащення.

Запропонований Учасником (переможець торгів) агрегат повинен мати не лише

необхідні технічні характеристики, бути сучасним і високо-економічним, тобто мати

високий внутрішній ККД, низькі витрати електроенергії на власні потреби та ін.

Технічна документація підтверджуюча експлуатаційні показники схеми

улаштування очищення димових газiв вiд оксидiв сірки при навантаженнях, з вказівкою

аспектів, що впливають на ці показники в необхідному діапазоні навантажень, має бути

прикладена до пропозицій.

Експлуатаційні характеристики обладнання повинні відповідати вимогам

нормативних актів з охорони праці персоналу під час пуску, експлуатації, планових і

аварійних зупинів і ремонтів.

Процес не повинен задавати шкоди довкіллю.

Модернізована схема улаштування очищення димових газiв вiд оксидiв сірки

повинна відповідати вимогам безпеки, передбаченим:

ГОСТ 12.2.003-91 «Обладнання виробниче. Загальні вимоги безпеки»,

ГОСТ 12.2.049-80 «Обладнання виробниче. Загальні ергономічні вимоги».

Конструкція схеми улаштування очищення димових газiв вiд оксидiв сірки повинна

забезпечувати електро- і пожежобезпеку при її роботі та також повинна мати запобіжні і

захисні пристрої, необхідні для безпечної експлуатації.

Конструкція підшипників повинна виключати витікання масла назовні (на

фундаменти, настил робочого майданчика, обладнання і т. д.).

Учасник (переможець торгів) повинен запропонувати заходи, що виключають

попадання масла, в довкілля, та має бути виключене попадання масла на гарячі поверхні.

Корпуси обладнання мають бути покриті тепловою ізоляцією. Температура зовнішньої

поверхні ізоляції при знятій обшивці має бути не більше 45ºС.

Учасник (переможець торгів) повинен передбачити заходи щодо попередження

вибуху і поширення пожежі. Ефективність цих заходів має бути обґрунтована Учасником

(переможцем торгів).

Учасник (переможець торгів) повинен вказати, які технічні ризики він враховує і які

рішення пропонує для їх запобігання.

Допустимий рівень вібрації на робочих місцях повинен відповідати вимогам ГОСТ

12.1.012-90 «Вібраційна безпека. Загальні вимоги».

Шумові характеристики обладнання і допустимі рівні звукового тиску на робочих

місцях операторів і в зоні обслуговування мають бути визначені відповідно до

ГОСТ12.1.023-80 «ССБТ. Шум. Методи встановлення значень шумових характеристик

стаціонарних машин» і задовольняти вимогам ГОСТ 12.1.003-83 «ССБТ. Шум. Загальні

вимоги безпеки».

Сигнальні кольори і знаки безпеки повинні відповідати вимогам ГОСТ12.4.026.

Повний розрахунковий термін служби частин, що будуть поставляються учасником

(переможцем торгів), вузлів і деталей агрегату має бути не менше 50 000 годин, окрім

швидкозношуваних елементів обладнання.

Учасник (переможець торгів), повинен вказати повний перелік і терміни служби

всього обладнання (нового, модернізованого і відремонтованого в заводських умовах), що

поставляється, з відповідним обґрунтуванням.

Учасник (переможець торгів), повинен вказати перелік і терміни служби

швидкозношуваних елементів обладнання, термін служби яких менше розрахункового

терміну служби основних вузлів, деталей і частин схеми улаштування обладнання з

очищення димових газів від оксидів сірки. Кількість даних елементів має бути

мінімальною, а їх ремонт повинен виконуватися в терміни планових ремонтів. Термін

служби обладнання і його елементів менше двох років - неприйнятний.

175

Висока експлуатаційна надійність схеми улаштування очищення димових газiв вiд

оксидiв сірки і допоміжного обладнання, а також частин, що відносяться до них, деталей,

вузлів повинні відповідати чинним нормативним документам. Обслуговування і ремонт

обладнання електростанцій, повинні проводитися відповідно до ГКД 34.20.661-2003

«Правила організації технічного обслуговування та ремонту обладнання, будівель і споруд

електростанцій та мереж».

Учасник (переможець торгів), повинен гарантувати цикл, види і тривалість ремонту

агрегату з наступними значеннями:

Учасник (переможець торгів), повинен гарантувати, перші 6 років експлуатації без

капітального ремонту.

Розрахунок показників надійності обладнання і допоміжного обладнання, структура

ремонтного циклу і тривалість планових ремонтів мають бути визначені відповідно до

Додатка 2 ГОСТ 27625-88 «Блоки енергетичні для теплових електростанцій».

Експлуатація частин, що поставляються Підрядником, вузлів і деталей схеми

улаштування і допоміжного обладнання має бути розрахована на загальне число пусків та

весь термін експлуатації.

Підрядник повинен забезпечити наступні умови:

Вимоги до конструкції

Вибір конструкцій і схем улаштування обладнання Підрядник повинен виконувати

з врахуванням:

- встановлення його на існуючі фундаменти без істотної зміни будівельній частині;

- забезпечення показників надійності, економічності, довговічності і

ремонтопридатності відповідно до технічної специфікації документації конкурсних торгів;

- зведення до мінімуму швидкозношуваних частин і деталей;

- поліпшення стану пожежної безпеки;

- зменшення витрат електроенергії на власні потреби;

-підвищення зносостійкості і зменшення абразивного зносу корпусів і інших вузлів.

Вимоги до матеріалів

Якість матеріалів, що будуть використані для виготовлення улаштування і

обладнання технічного переоснащення повинна відповідати вимогам стандартів, ТУ,

технічним вимогам і підтверджуватися сертифікатами або результатами випробувань.

Вибір матеріалів для деталей, що не піддаються значному навантаженню при

робочих температурах повинен проводитися з таким розрахунком, аби уникнути

недопустимого погіршення властивостей матеріалу як результат:

- зміни внутрішній конструкції або складу;

- взаємодії матеріалу з довкіллям.

Матеріали, що будуть використані для навантажених деталей, повинні задовольняти

вище перерахованим умовам, а також мають бути вибрані на підставі експериментально

отриманих даних, підтверджуючих, що під дією навантаження, температури і заданого

терміну експлуатації в матеріалі не з'являться тріщини і деформації, що перевищують

допустимі нормативні значення.

Всі складальні одиниці, деталі схеми улаштування обладнання і допоміжного

обладнан- ня повинні виготовлятися відповідно до вимог чинних державних і галузевих

норм і стандар- тів, технічних умов і іншої технічної документації, щодо їх якісного

виконання.

Учасник (переможець торгів) повинен надати дані про заходи, що забезпечують

корозійну стійкість.

Матеріал обладнання повинен мати:

- високу статичну міцність, що забезпечує надійну роботу при високій напрузі, що

створюється відцентровими силами і обертовим моментом:

176

- високою в'язкістю руйнування, що перешкоджає крихкому руйнуванню;

- високим опором до корозійного зносу та руйнування.

- високим опором до абразивного зносу.

Учасник повинен надати дані про відповідність застосованих матеріалів

вищезазначеним вимогам.

Деталі і складальні одиниці повинні випускатися з обробкою, відповідної якості.

Виробник виконує необхідне антикорозійне покриття (на час зберігання обладнання).

Вимоги до конструкцій частин, елементів і вузлів деталей і вузлів схеми.

Конструкція улаштування і допоміжного обладнання повинна забезпечувати надійну

роботу всіх елементів, що поставляються при всіх режимах експлуатації блоку.

Підрядник повинен виконувати вхідний контроль обладнання і металу обладнання

відповідно до наступних документів:

РД 34.15.401 (ТІ 34-70-064-87) Типова інструкція по організації і проведенню

вхідного контролю енергетичного обладнання і засобів управління на

енергопідприємствах Міненерго СРСР.

РД 34-15-101-86 Методичні вказівки. Порядок складання актів про приймання

продукції виробничо-технічного призначення по кількості і якості ведення претензійної

роботи в системі Міненерго СРСР.

ГОСТ 24297-87 Вхідний контроль продукції. Основні положення.

Підрядник повинен виявляти некомплектність і дефекти обладнання, що поступає на

електростанцію в процесі приймання його в пункті призначення, в процесі вхідного

контролю обладнання і металу, технічного огляду, монтажу і випробування, а також при

експлуатації протягом гарантійного терміну: дефекти виготовлення, відповідність техніко-

економічним показникам, технічній документації. Забороняється приймання обладнання з

деталями, які не пройшли вхідний контроль, або з деталями, що мають недопустимі

дефекти.

Результати вхідного контролю оформляються актами згідно з РД 34.15.101. В акти

вносяться лише відомості про виявлені дефекти.

Замовник залишає за собою право піддавати вхідному контролю обладнання і метал

обладнання, що поступає на електростанцію від заводів-виробників, а також до і після

виконання монтажних робіт (ГКД 34.25.301-96).

Вхідний контроль металу Замовником, проводиться на монтажному майданчику до

початку монтажу обладнання або на заводі-виробнику, в разі виявлення дефектних

деталей.

Замовник керуватиметься РД 34.15.101.

При проведенні вхідного контролю Підрядник повинен використовувати наступні

методи контролю:

- контроль сертифікатних даних;

- візуальний контроль;

- стилоскопіювання;

- магнітно-порошкова дефектоскопія;

- ультразвукова дефектоскопія;

- вимір геометричних розмірів;

- вимір твердості;

- радіографічний;

- гідравлічний.

Під час контролю сертифікатних даних Замовник залишає за собою право проводити

звірку номерів деталей і зварок, діаметрів і товщини стінок, марок сталей, номерів

креслень, специфікацій, вибитих на деталях даних, які занесені в сертифікати з метою

відповідності їх вимогам нормативно-технічної документації.

Візуальний і вимірювальний контроль

177

Візуальному і вимірювальному контролю підлягає кожен вироб і всі з'єднання з

метою виявлення зовнішніх дефектів, що не допускаються конструкторською

документацією, а також нормативно-технічною документацією, у тому числі:

а) відхилень по геометричних розмірах і взаємному розташуванню елементів;

б) поверхневих тріщин всіх видів і напрямів;

в) дефектів на поверхні основного металу і зварних з'єднань (вм'ятин, розшарувань,

раковин, напливів, підрізів, пропалень, свищів, не заварених кратерів, не проварів,

включень і т.д.) Візуальний і вимірювальний контроль проводитися раніше інших видів

контролю, які проводяться на даному виробі.

Радіографічний і ультразвуковий контроль

Для виявлення залишкової деформації (повзучість) трубопроводів, гибів, роторів,

литих корпусних деталей повинні використовуватися радіографічний і ультразвуковий

методи контролю.

Метод контролю (ультразвукової дефектоскопії або радіографії) повинен вибиратися

Підрядником виходячи з можливості забезпечення повнішого і точнішого виявлення

недопустимих дефектів з урахуванням особливостей фізичних властивостей металу, а

також досконалості методики контролю для даного вигляду зварних з'єднань на

конкретних виробах.

Радіографічний контроль якості зварних з'єднань повинен проводитися відповідно

до ГОСТ 7512-82 «Контроль неруйнівний. З'єднання зварні. Радіографічний метод» і

нормативно-технічної документації.

Ультразвуковий контроль якості зварних з'єднань повинен проводитися відповідно

до ГОСТ 14782-86 «Контроль неруйнівний. З'єднання зварні. Методи ультразвукові» і ін.

нормативно-технічної документації.

Магнітопорошкова дефектоскопія

З метою визначення поверхневих або підповерхневих дефектів повинен проводитися

магнітопорошковий контроль зварних з'єднань і виробів, який є додатковим методом

контролю.

Магнітопорошковий контроль повинен проводитися відповідно до ГОСТ 21105-87

«Контроль неруйнівний. Магнітопорошковий метод».

Контроль стилоскопіюванням

Стилоскопіювання повинне проводитися для виявлення відповідності марки сталі

вимогам проектної документації згідно з «Методичними вказівками з проведення

спектрального аналізу металу деталей енергетичного обладнання за допомогою

стилоскопа».

Контроль стилоскопіюванням повинен проводитися з метою підтвердження

відповідності легування металу, деталей і зварних швів вимогам креслень, нормативно-

технічної документації.

Вимір твердості

Контроль твердості основного і наплавленого металу повинен проводитися згідно з

вимогами ГОСТ 18661-73 «Контроль неруйнівний».

З метою перевірки якості виконання термічної обробки зварних з'єднань повинен

проводитися вимір твердості металу шва зварного з'єднання. Виміру твердості підлягає

метал зварних з'єднань, виконаних з легованих теплостійких сталей перлітного і

мартенситно–феритного класів методами і в об'ємі, встановленими нормативно-технічною

документацією.

Вимоги до ремонтопридатності

Конструкція повинна передбачати можливість проведення ремонтних робіт і заміну

деталей, у тому числі швидкозношуваних. Схеми улаштування обладнання з очищення

178

димових газів від оксидів сірки й її допоміжне обладнання має бути забезпечені

комплектами спеціального інструменту і пристосувань для проведення ремонтних робіт.

Складальні одиниці мають бути оснащені пристроями (люками, скобами,

поручнями), що забезпечують огляд їх внутрішніх поверхонь і проведення ремонту.

ДНАОП 1.1.10-1.02-01 Правила безпечної експлуатації тепломеханічного

обладнання електростанцій і теплових мереж

Деталі і складальні одиниці схеми улаштування обладнання з очищення димових

газів від оксидів сірки і допоміжного обладнання масою більше 20 кг повинні мати

пристрої для підйому, спуску і утримання виробів при монтажних і ремонтних роботах,

якщо контури виробу не дозволяють зручно і надійно захопити його тросом підіймального

пристрою.

Загальні технологічні вимоги

Система змащення

Підрядник повинен поставити все необхідне обладнання і трубопроводи для

забезпечення працездатної системи змащення підшипників.

Система змащення повинна виключити попадання масла в довкілля, також має бути

виключене попадання масла на гарячі поверхні.

Всі гарячі поверхні, розташовані поблизу маслопроводів мають бути ретельно

заізольовані.

Електричні вимоги

Підрядник повинен виконати роботи по монтажу електрообладнання, прокладці і

підключенню кабелів і дротів, що входять в об'єм виконання робіт з предмету закупівлі, а

також знятих під час проведення демонтажних робіт.

Монтаж електрообладнання, електропроводок, систем зв'язку і пожежної

сигналізації має бути виконаний відповідно до проектно-кошторисної документації,

проекту виконання робіт (ПВР) і технічної документації заводів-виробників відповідно до

вимог ПУЕ, СНіП 3.05.06-85 і ДНАОП 1.1.10-1.01-01 «Правила безпечної експлуатації

електроустановок».

Для виконання електромонтажних робіт Підрядник повинен мати комплекти

спеціальних інструментів і пристосувань по видах електромонтажних робіт.

Монтаж електротехнічних пристроїв Підрядник повинен завершити індивідуальним

випробуванням змонтованого електрообладнання із складанням акту. Під час

випробуваннях і вимірах слід виконувати вимоги безпеки за ГОСТ 12.3.019 «ССБТ.

Випробування і виміри електричні. Загальні вимоги безпеки».

Підрядник повинен відновити (в разі пошкодження під час демонтажних робіт)

пожежну сигналізацію в приміщенні згідно з вимогами НАПБ 05.028-2004

«Протипожежний захист енергетичних підприємств, окремих об'єктів і енергоагрегатів.

Інструкція по проектуванню і експлуатації», ДБН В.2.5-13-98 «Пожежна автоматика

будівель і споруд».

З'єднання і відгалуження дротів необхідно виконувати в сполучних або розподільних

коробках способом паяння або за допомогою гвинтів.

ВИМОГИ ДО КВПіА

Загальні вимоги

Підрядник повинен виконати роботи з монтажу контрольно-вимірювальних

приладів, що встановлюються безпосередньо на корпусах обладнання і допоміжного

обладнання, знятих під час демонтажних робіт, і відновити їх підключення.

Живлячі кабелі для приладів мають бути відокремлені від контрольних кабелів,

забороняється використовувати один кабель для електроживлення і контролю.

179

Метрологічний контроль

Підрядник повинен забезпечити єдність вимірів, яка здійснюється державною

метрологічною службою, а також метрологічними службами галузі відповідно до Закону

України «Про метрологію і метрологічну діяльність» від 15.06.2004 № 1765-IV.

Об'єктами державного метрологічного нагляду є засоби вимірювальної техніки

(ЗВТ) і методики виконання вимірів (МВВ).

Разом із Законом України «Про метрологію і метрологічну діяльність» від 15.06.2004

№ 1765-IV Підрядник повинен дотримуватись вимог інших нормативно-правових актів

України з метрології:

- ДСТУ 2708 «Метрологія. Повірка засобів вимірювальної техніки. Основні

положення, організація, порядок проведення та оформлення результатів»;

- ГДК 34.11.10-93 «Метрологічна служба електрифікації України. Положення

(експлуатація енергосистем);

- ГДК 34.11.403-97 «Головні та базові організації метрологічної служби міністерства

Енергетики та Електрифікації Україні»;

- ГДК 34.1.402-97 «Відомча повірка засобів вимірювань»;

- ГДК 34.11.406-97 «Калібрування засобів вимірювань. Правила проведення»;

- ГДК 34.11.401-95 «Перелік технологічних параметрів, засоби вимірювань яких

підлягають державній повірці»;

- Декретом Кабінету Міністрів України від 26.04.1993 N 40-93 "Про забезпечення

єдності вимірів".

В Україні застосовуються одиниці вимірів Міжнародної системи одиниць (далі —

SI), прийнятою Генеральною конференцією по мірам і вагам і рекомендованою

Міжнародною організацією законодавчої метрології, а саме:

1) основні одиниці SI;

2) похідні одиниці SI;

3) десяткові кратні від одиниць SI.

В Україні застосовуються також:

- одиниці, які не входять в SI, але дозволені Центральним органом виконавчої влади

у сфері метрології, далі - дозволені позасистемні одиниці;

- комбінації одиниць SI і дозволених позасистемних одиниць.

Питання прийняття тих або інших одиниць має бути погоджене із Замовником.

Засоби вимірювальної техніки можуть застосовуватися Підрядником лише в тому

випадку, якщо вони відповідають класу, встановленому для виміру в умовах експлуатації.

Засоби вимірювальної техніки, на які поширюється державний метрологічний

нагляд, Підрядник може застосовувати лише за умови, якщо вони пройшли перевірку або

державну метрологічну атестацію.

Порядок ввезення на територію України засобів вимірювальної техніки

встановлений Кабінетом Міністрів України.

Підрядник повинен письмово повідомити у відповідні територіальні органи про

впровадження засобів вимірювальної техніки на енергоблоці, в порядку, встановленому

нормативно-правовим актом.

Державна метрологічна атестація засобів вимірювальної техніки здійснюється

метрологічними центрами, територіальними органами і метрологічними службами

підприємств і організацій, уповноваженими на проведення державних випробувань або

перевірки аналогічних засобів.

Засоби вимірювальної техніки, на які не поширюється державний метрологічний

нагляд, підлягають метрологічній атестації. Державна метрологічна атестація і

оформлення її результатів проводяться в порядку, встановленому нормативними

документами з метрології. Калібрування засобів вимірювальної техніки, проводиться

метрологічними центрами, територіальними органами, калібрувальними лабораторіями

180

підприємств і організацій, атестованими на його проведення або акредитованими на

проведення калібрування цих засобів згідно із законом.

Вибір ЗВТ і їх метрологічних характеристик повинен здійснюватися на стадії

проектування на основі проектних норм точності вимірів технологічних параметрів, вимог

державних, що діють, і галузевих НД, що встановлюють вимоги до точності виміру

технологічних параметрів. ЗВТ, вживані для контролю нормованих параметрів

технологічних процесів, мають бути внесені до державного реєстру ЗВТ, допущених до

вживання в Україні.

Оснащеність ЗВТ повинна відповідати діючій проектній документації, державним і

галузевим НД, що встановлюють вимоги до об'єму технологічних вимірів, сигналізації,

автоматичного регулювання та мають узгоджуватися із Замовником.

ЗВТ, результати вимірів яких використовуються для контролю за надійною і

економічною роботою обладнання, під час проведення налагоджувальних, ремонтних і

інших, не використовуваних у сфері державного метрологічного контролю і нагляду,

робіт, мають пройти калібрування відповідно до ГДК 34.11.406-97 «Калібрування засобів

вимірювань. Правила проведення».

У програмах пусконалагоджувальних робіт Підрядник повинен передбачити заходи,

пов'язані з перевіркою (калібруванням) ЗВТ, метрологічною атестацією вимірювальних

каналів.

ШУМОВІ ХАРАКТЕРИСТИКИ

Граничні значення шумових характеристик обладнання, рівні шуму на робочих

місцях повинні відповідати вимогам:

ГОСТ 12.1.003 –83 (СТ СЕВ 1930 –79) «ССБТ. Шум. Загальні вимоги безпеки»;

ГОСТ 23941 –79 (СТ СЕВ 541 –77) «Шум. Методи визначення шумових

характеристик»;

ГОСТ 12.1.023 – 80, ГОСТ 27409 -87 «Шум. Нормування шумових

характеристик стаціонарного обладнання. Основні положення»;

СТ СЕВ 4867-84 «Захист від шуму в будівництві. Звукоізоляція конструкцій, що

захищають. Норми»;

ГКД 34.03.503-95 «Зниження рівня шуму на робочих місцях теплових

електростанцій: Методичні вказівки»;

СНіП II-12-77 «Захист від шуму»;

ДСТУ 3130-95 «Блоки енергетичні для ТЕС на органічному паливі. Загальні

вимоги до шумоглушення»;

ДСН 3.3.6.037-99 «Санітарні норми виробничого шуму, ультразвуку та

інфразвуку».

Значення шумових характеристик установки, її елементів, частин і трубопроводів

мають бути вказані в паспортах на джерела шуму. Обладнання і трубопроводи мають бути

спроектовані, виготовлені і встановлені так, щоб звести до мінімуму шуми будь-якого

походження. Шумові характеристики енергетичного обладнання мають бути

проконтрольовані під час приймально-здавальних випробуваннях.

Гранично допустимі (ГДШХ) і технічно досяжні шумові характеристики (ТДШХ)

джерел шуму в стандартах або технічних умовах на енергетичне обладнання повинні

встановлюватися згідно з вимогами ГОСТ 12.1.003 і ГОСТ 12.1.023 з вказівкою термінів

поетапного зниження рівнів шуму від ТДШХ до ГДШХ.

Допустимі шумові характеристики робочих місць в приміщенні і на території ТЕС не

повинні перевищувати вимог ДСТУ 3130-95.

Дослідження шумових характеристик робочих місць Підрядник повинен виконувати

за ГОСТ 12.1.050 «Методи виміру шуму на робочих місцях».

181

Шумові характеристики зон прилеглих територій повинні визначатися за ГОСТ

23337.

Для виміру шумових характеристик застосовують апаратуру і забезпечувати умови

за ГОСТ 12.1.028 «ССБТ. Шум. Визначення шумових характеристик джерел шуму.

Орієнтовний метод». Для енергетичного обладнання, яке має максимальний габаритний

розмір не більше 15 м, допускається шумову характеристику визначати технічними

методами згідно ГОСТ 12.1.026 «ССБТ. Шум. Визначення шумових характеристик

джерел шуму у вільному звуковому полі над звуковідбивною площиною. Технічний

метод» і ГОСТ 12.1.027 «ССБТ. Шум. Визначення шумових характеристик джерел шуму

в ревербераційному приміщенні. Технічний метод».

Для зниження рівнів шуму Підрядник повинен передбачити наступні заходи:

- зниження звукової потужності джерел шуму за рахунок вдосконалення конструкції;

- підвищення точності виготовлення і монтажу частин, елементів і деталей;

- вдосконалення конструкції кожухів і їх окремих вузлів шляхом поліпшення їх

звукоізоляційних якостей, вживання звукопоглинального облицювання внутрішніх

поверхонь і вібропоглинаючих покриттів зовнішніх поверхонь кожухів, віброізоляції від

корпусу машини, фундаменту і інших будівельних конструкцій.

Розрахунок і вибір звукоізоляційних матеріалів повинні проводитися відповідно до

вимог СНіП II-12-77 «Захист від шуму».

Пожежна безпека

Виконавець проектних робіт стадії «Проект» та «Робоча документація» перед

початком проектування забезпечує надання Державним департаментом МЧС України

технічних вимог дотримання нормативних актів з пожежної безпеки, а після узгодження

проектно-кошторисний документації Замовником – забезпечує отримання позитивного

висновку комплексної експертизи ГУ «Укрбудекспертиза».

При виконанні монтажних робіт Підрядник повинен гарантувати і забезпечувати

дотримання вимог Закону України і нормативних актів, що стосуються пожежної безпеки:

- Закон України від 17.12.93 № 3745-XII «Про пожежну безпеку»;

- НАПБ А.01.001-2004 «Правила пожежної безпеки в Україні». УКРНДІПБ,

Держпожежбезпеки МНС Україні;

- НАПБ В.01.034-2005/111 «Правила пожежної безпеки в компаніях, на

підприємствах

та в організаціях енергетичної галузі Україні»;

- НАПБ 06.015-99 «Перелік приміщень і будівель енергетичних підприємств

Міненерго України з вказівкою категорії і класифікації зон по вибухопожежній і

пожежній небезпеці»;

- ДБН В.1.1-7-2002 «Пожежна безпека об'єктів будівництва. Держбуд України, Київ

2003»;

- СНіП II-3-79**Вид. 1986 р. (зі зм.) «Будівельна теплотехніка». НІІСФ;

- ГОСТ 12.1.004-91 (з зм. 95г.) «ССБТ. Пожежна безпека. Загальні вимоги»;

- ГОСТ 12.1.044-89 ССБТ «Пожежовибухонебезпека речовин і матеріалів.

Номенклатура показників і методи їх визначення».

Приймання в експлуатацію протипожежних заходів і протипожежного захисту має

бути виконане до початку виконання пусконалагоджувальних робіт.

Конструкція обладнання повинна забезпечувати вимоги чинних нормативних

документів з питань електро- і пожежобезпеки. Все електричне обладнання повинне

відповідати вимогам «Правил технічної експлуатації електроспоживачів», «Правил

техніки безпеки під час експлуатації електроустановок споживачів» і ГОСТ 12.2.007.0-75

«Вироби електротехнічні. Загальні вимоги безпеки».

Захисні екрани і корпуси приладів мають бути заземлені. Всі клемні коробки мають

182

бути закриті кришками і захищені від попадання масла, води і пилу. На кришках має бути

попереджувальний напис «Обережно, під напругою».

Корпуси обладнання повинні бути покриті тепловою ізоляцією. Температура

зовнішньої поверхні ізоляції під обшивкою має бути не вище 45°С. Всі гарячі ділянки

поверхонь обладнання і трубопроводів, що знаходяться в зоні можливого попадання на

них легкозаймистих, пальних, вибухонебезпечних або шкідливих речовин, слід покрити

металевою обшивкою - для оберігання теплової ізоляції від просочення цими речовинами.

Конструкція підшипників і маслопроводів повинна виключати витікання масла і

масляних аерозолів по валу назовні (на фундаменти, настил робочого майданчика,

обладнання і т. д.).

Порожнини можливого збирання масляної пари (у корпусах підшипників, зливних

маслопроводах) повинні вентилюватися.

Підрядник повинен інформувати Замовника про конкретні дії персоналу при

виникненні аварійних ситуацій на встановленому обладнанні.

Пристрої пожежогасіння мають бути в постійній готовності до дії.

Перед пуском установки оперативний персонал зобов'язаний перевірити окрім

готовності основного і допоміжного обладнання, також готовність засобів пожежного

захисту, наявність і справність кожухів, ізоляції гарячих поверхонь.

Підрядник повинен відповідно до вимог п.15.1.1 НАПБ В.01.034-2005/111

дотримувати встановлений протипожежний режим на енергопідприємстві, який є

обов'язковим для персоналу підрядних, ремонтних, будівельно-монтажних і

налагоджувальних організацій. Заходи і контроль за пожежною безпекою під час

виконання монтажних робіт визначаються Підрядником і узгоджується із Замовником.

Майданчики мають бути захищені і на них встановлені необхідні знаки безпеки.

Підрядник повинен розробити інструкції на виконання електрозварювань,

газополум'яних і інших вогневих робіт на підставі НД з пожежної безпеки із врахуванням

діючих вимог на ТЕС, наказу про порядок підготовки і проведення вищезгаданих робіт.

Проведення вогневих робіт на постійних і тимчасових місцях дозволяється лише

після вживання заходів, що виключають виникнення пожежі:

- відключення обладнання;

- очищення робочого місця від горючих матеріалів;

- захист горючих конструкцій і обладнання;

- забезпечення первинними засобами пожежогасіння.

Обладнання постійних місць для проведення вогневих робіт і вимоги до проведення

робіт повинні відповідати вимогам НАПБ В.01.034-2005/111, п.5.13.

Виконання вогневих робіт в тимчасових місцях повинне проводитися відповідно до

вимог НАПБ В.01.034-2005/111, п.5.14.

Вимоги до охорони праці

При виконанні робіт по монтажу схеми «Обладнання очищення димових газів від

оксидів сірки» і допоміжного обладнання необхідно керуватися основними положеннями

з техніки безпеки при виконанні будівельно-монтажних робіт. СНіП III-4-80* «Будівельні

норми і правила. Правила виконання і приймання робіт. Техніка безпеки в будівництві».

Всі знов змонтовані елементи, частини і деталі повинні відповідати вимогам

державних або галузевих стандартів України в частині техніки безпеки і охорони

довкілля. Для забезпечення вимог з охорони праці, техніки безпеки і охорони довкілля

Підрядник повинен керуватися:

- Законом України «Про охорону природного довкілля»;

- Законом України «Про охорону праці»;

- ГКД 34.03.101-2003 «Чинні нормативні документи з охорони праці та пожежної

безпеки, обов'язкові для виконання підприємствами та організаціями Міненерго Україні».

ГКД 34.03.102-96 «Охорона праці в проектах організації будівництва та виконання

183

робіт на енергетичних об'єктах». Методичні вказівки з розробки;

- ГКД 34.03.103-96 «Система управління охороною праці в Міненерго Україні».

- ГКД 34.20.507-2003 «Технічна експлуатація електричних станцій і мереж. Правила

(ПТЕ)».

- Правила будови електроустановок, вид.6-е, перероблене і доповнене.

- НАОП 1.4.50-2.01-82 «ОСТ 22.1507-82. Порядок викладення вимог безпеки в

технологічній документації».

- ГОСТ 12.1.005-88 «Система стандартів безпеки праці. Загальні санітарно-гігієнічні

вимоги до повітря робочої зони».

- ГОСТ 12.1.003-83 «Система стандартів безпеки праці. Шум. Загальні вимоги

безпеки»;

- СНіП II-4-79 (з зм.) «Природне і штучне освітлення. НІЇМФ».

- ДСН 3.3.6.042-99 «Санітарні норми мікроклімату виробничих приміщень».

- «Санітарні норми і правила організації і технологічних процесів і гігієнічні вимоги

до виробничого обладнання», затверджені Міністерством охорони здоров’я.

При проектуванні, збірці і введенню в експлуатацію обладнання Підрядник повинен

керуватися загальноприйнятими вимогами безпеки для обслуговуючого персоналу об'єкту

і законодавством.

Запроектоване і встановлене обладнання повинне забезпечувати безпечну

експлуатацію.

Згідно ДНАОП 1.1.10-1.02-01 «Правила безпечної експлуатації тепломеханічного

обладнання електростанцій і теплових мереж» (п.4.1.16) рівень освітленості, шуму і

вібрації на робочих місцях повинен відповідати вимогам санітарних норм.

Елементи, частини і деталі «Улаштування обладнання з очищення димових газів від

оксидів сірки», допоміжного обладнання і його комплектуючі повинні виготовлятися

відповідно до стандартів безпеки праці, що діють, а так само повинні відповідати вимогам

ГОСТ 12.2.003-91 «Обладнання виробниче. Загальні вимоги безпеки» і ГОСТ 12.2.049-80

«Обладнання виробниче. Загальні ергономічні вимоги».

Елементи, частини і деталі «Улаштування обладнання з димових газів від оксидів

сірки» та допоміжного обладнання повинні мати запобіжні і захисні пристрої, необхідні

для безпечної експлуатації.

Допустимий рівень вібрації на робочих місцях – за ГОСТ 12.1.012-90 «Вібраційна

безпека. Загальні вимоги».

Органи аварійного включення (кнопки, важелі) мають бути червоного кольору, мати

покажчики їх знаходження, написи про призначення. Символи органів управління повинні

відповідати вимогам ГОСТ 12.4.040-78 «Органів управління виробничим обладнанням.

Позначення». Органи управління – за ГОСТ 12.2.064-81 «Органи управління виробничим

обладнанням. Загальні вимоги безпеки».

Сигнальні кольори і знаки безпеки – за ГОСТ 12.4.026-76 «Кольори сигнальні і знаки

безпеки».

Перед початком робіт в місцях, де є або може виникнути виробнича небезпека (поза

зв'язком з характером виконуваної роботи), Підрядник повинен видати відповідальному

виконавцеві робіт наряд-допуск на виконання робіт підвищеної небезпеки.

Особа, що видала наряд-допуск на виконання робіт, зобов'язана здійснювати

контроль виконання відповідальним керівником робіт заходів щодо забезпечення безпеки

праці.

На Підрядника, що виконує монтаж вузлів і елементів, допоміжного обладнання

покладається відповідальність за:

- дотримання вимог безпеки при експлуатації власних машин, електро-,

пневмоінструмента і технологічного оснащення;

- за проведення навчання і інструктажу з безпеки праці;

- за дотримання вимог безпеки праці при виконанні будівельних і монтажних робіт.

184

При виконанні робіт із залученням субпідрядників Підрядник зобов'язаний:

- розробити спільно з субпідрядниками, що залучаються, план заходів що

забезпечують безпечні умови роботи, обов'язкові для всіх організацій і осіб, що беруть

участь в роботі;

- здійснювати виконання запланованих заходів і координацію дії субпідрядників в

частині виконання заходів щодо безпеки будівництва на закріплених за ними ділянках

робіт;

- при укладанні договорів підряду передбачати взаємну відповідальність сторін за

виконання заходів щодо забезпечення безпечних умов праці на ділянках робіт.

Підрядник повинен розробити інструкції з безпеки праці відповідно до вимог

нормативно-технічної документації для персоналу, що здійснює збірку, зварку,

термообробку і контроль якості зварних з'єднань, монтаж обладнання, монтаж лісів і

підмостей.

Вимоги до упаковка обладнання, маркування, транспортування, зберігання

Все обладнання в обсягах предмету закупівлі, що виготовляється, закуповується та

поставляється Підрядником, має бути упаковане з метою забезпечення:

- фізико-хімічного захисту для оберігання його від дії таких шкідливих чинників, як

вода, конденсат, солона атмосфера, температура, пил, сонячна радіація, бруд;

- механічного захисту для оберігання від впливу навколишнього оточення;

- захисту від ударів при падінні під час транспортування;

- захисту від вібрації під час транспортування;

- захисту від продавлення, викликаного складуванням.

Упаковку складальних одиниць, деталей, запасних частин і допоміжного

обладнання здійснює Підрядник відповідно до вимог ГОСТ 23170-78 «Упаковка для

виробів машинобудування. Загальні вимоги» залежно від конструкції, габариту і маси.

Всі матеріали в заводських умовах мають бути захищені і упаковані для зручного

перевезення, зберігання і збірки на місці.

Способи упаковки, порядок розміщення, способи укладання і кріплення повинні

забезпечити збереження обладнання при транспортуванні, вантажних операціях і

зберіганні з урахуванням дії кліматичних умов.

Вид упаковки обладнання визначає Підрядник. Конструкція упаковки, спосіб

упаковки і кріплення повинні відповідати нормам, встановленим на залізничному,

водному і автомобільному транспорті і забезпечити цілісність виробів при

транспортуванні, вантажних операціях і зберіганні.

Упаковка приладів повинна виконуватись відповідно до технічної документації

Постачальника приладів і забезпечити збереження приладів при транспортуванні будь-

яким видом транспорту, унеможливлюючи прямого попадання атмосферних опадів.

Всі поверхні складальних одиниць, деталей і запасних частин, пристосувань і

спеціального інструменту до упаковки повинні піддаватися ретельній консервації

відповідно до вимог ГОСТ 9.014-78 «Тимчасовий протикорозійний захист виробів.

Загальні вимоги», що забезпечує їх збереження на період транспортування і зберігання до

монтажу протягом 12 місяців з моменту їх відправки Підрядником. Консервацію

елементів агрегату і допоміжного обладнання, і комплектуючих виробів повинен

виконувати Підрядник з врахуванням умов транспортування і кліматичних умов на місці

монтажу.

Для консервації повинні застосовуватися матеріали, що відповідають вимогам

стандартів або технічним умовам на ці матеріали.

Після консервації отвору, патрубки і штуцерні з'єднання складальних одиниць

мають бути заглушені, при необхідності, запломбовані згідно технічної документації.

Законсервовані складальні одиниці, деталі, запасні частини, пристосування,

спеціальний інструмент повинні упаковуватися і закріплюватися в тарі. Сполучні болти

185

всіх фланців і дрібні деталі мають бути упаковані і ідентифіковані.

Упаковка, обв'язування, строповка, внутрізаводське завантаження вузлів, частин,

деталей і внутрішніх елементів обладнання і блоків повинні виконуватися у відповідності

до пакувальних і розвантажувальних креслень або відомостей комплектувань

підприємства-виробника.

Супровідна документація повинна поміщатися у водонепроникні пенали з

кришками, що щільно закриваються, металеві пластмасові ящики або кишені, місця і

спосіб кріплення яких встановлюють в конструкторській документації виробника.

Підрядник повністю несе відповідальність за упаковку і збереження обладнання,

його вузлів і деталей.

Маркування упаковки

Всі упаковки з обладнанням, вузлами і деталями обладнання повинні мати

маркування з метою їх ідентифікації. Маркування упаковки повинно відповідати вимогам

ГОСТ14192-96 «Маркування вантажів». У випадку якщо обладнання не підлягає упаковці,

маркування наносять на міцно прикріпленому ярлику або на самому виробі. Маркування

повинно проводитися відповідно до чинного законодавства і включати:

а) ідентифікаційне, вантажне і маршрутне маркування:

- реквізити адресата;

- довідкову інформацію, договір і номер замовлення;

- місце призначення;

- номер упаковки (у вигляді – замовлення № / загальна кількість упаковок);

б) маркування, що стосується транспортування:

- розмір у вигляді: довжина Х ширина Y висота h (см);

- нетто вага (кг);

- брутто вага (кг);

- верх, низ або стрілка, що вказує верх, не перевертати;

- для громіздких частин – центр тяжіння;

- місця стропів, провушини для строповки;

в) маркування, що стосується зберігання.

Маркування повинно розташовуватися на зовнішній стороні тари або вантажу і має

бути видно при складуванні.

Транспортування

Підрядник повністю відповідає за перевезення обладнання разом зі всіма

формальностями, що стосуються його відвантаження і транспортування на місце.

Умови транспортування визначаються ГОСТ 15150 «Машин, прилади та інші

технічні вироби. Виконання для різних кліматичних районів. Категорії, умови

експлуатації, зберігання і транспортування в частині дії кліматичних чинників

зовнішнього середовища».

Транспортування обладнання проводиться відповідно до заводських креслень

завантаження.

Постачання здійснюється укрупненими частинами - поставними блоками.

Для забезпечення незмінності форми і розмірів при транспортуванні і

завантажувально-розвантажувальних роботах блоки повинні мати додаткові жорсткості,

які спільно з блоками мають бути відправлені на монтаж.

Конструкція поставних блоків має бути перевірена розрахунком на жорсткість, і

забезпечувати безпеку завантажувально-розвантажувальних робіт.

На робочих кресленнях блоків або контейнерах для перевезення блоків мають бути

вказані місця строповки, координати центру тяжіння і дана схема підйому блоку

(контейнера) або приварювання вантажопідйомних деталей.

Блоки, що підлягають транспортуванню по залізниці, не повинні перевищувати

186

розмірів, відповідної негабаритності III міри відповідно до «Інструкції з перевезення

вантажів негабаритах і завантажених на транспортери по залізницях СРСР колії 1525мм».

Маса одного блоку має бути не більше 150т. Допускається транспортування по залізниці

блоків масою зверху 150т, які не перевищують розмірів, відповідної негабаритності IV

міри.

При перевезенні автотранспортом Підрядник повинен самостійно доопрацювати

маршрут з врахуванням особливостей габаритів і ваги вантажу (можливість

транспортування через мости, під ЛЕП і під мостами). Підрядник повинен отримати

дозвіл відповідних органів на транспортування негабаритних вантажів.

Відвантаження виробу повинне виконуватись згідно комплектно –

відвантажувальній відомості. Відомість повинна включати перелік всіх складальних

одиниць що входять у виріб і комплект документації що відправляється разом з виробом:

- експлуатаційні, ремонтні документи;

- програму і методику випробувань;

- паспорт на виріб;

- інструкції по збірці, регулюванню, монтажу і ін.

Для кожної партії вантажу повинна складатися вантажна декларація, в якій

вказується інформація необхідна для ідентифікації відвантаженого обладнання,

включаючи:

- дату і номер договору, довідкову інформацію;

- детальний список всіх відвантажених частин і упаковок разом з їх маркуванням,

нетто і брутто, вага і місце завантаження.

Підрядник несе відповідальність за транспортування на місце використання всього

обладнання і матеріалів, необхідних для виконання Договору. Ця відповідальність

поширюється на матеріали і обладнання, які стануть власністю Замовника, на матеріали і

обладнання, які тимчасово привезені на місце для здійснення робіт за договором,

включаючи офісне обладнання, інструменти, обладнання для проведення спеціальних

випробувань і так далі.

Підрядник повинен перевіряти стан обладнання після прибуття на місце.

За втрату виробів, а також їх пошкодження при транспортуванні унаслідок неякісної

упаковки відповідальність несе Підрядник.

Зберігання

Відповідальність за збереження і цілісність обладнання при його зберіганні на

території ТЕС з моменту розвантаження і до приймання в експлуатацію несе Підрядник.

При розвантаженні і складуванні необхідно прийняти заходи до збереження

обладнання і захисту його від механічних пошкоджень і шкідливих дій зовнішнього

середовища відповідно до інструкцій підприємства-виробника.

Умови зберігання пристроїв електроавтоматики повинні відповідати умові I (Л)

ГОСТ15150-69 – опалювальне приміщення без кондиціонування повітря в упаковці або на

стелажах.

Умови зберігання корпусів підшипників з механізмами регулювання і запасних

частин повинні відповідати умові 2 (С) ГОСТ15150-69 – не опалювальне сховище.

Деталі і складальні одиниці обладнання, окрім вказаних окремо, повинні зберігатися

за умовами зберігання 6 (ОЖ 2) – навіси, а по великогабаритних складальних одиницях –

умови зберігання 8 (ОЖ 3) – відкриті майданчики.

Дрібні деталі і складальні одиниці (незалежно від вигляду покриття), що

відправляються у ящиках, до монтажу повинні зберігатися під навісом і в закритих

складах, які виключають попадання атмосферних опадів.

При тривалому зберіганні, періодично, але не рідше за один раз в 12 місяців

необхідно контролювати стан консервації складальних одиниць, деталей і

комплектуючого обладнання і при необхідності оновлювати її відповідно до інструкції по

консервації підприємства-виробника обладнання.

187

Розміщені на складі деталі і блоки трубопроводів, як з низьколегованих так і

високолегованих сталей повинні знаходитися під особливим спостереженням: ретельним

оглядом (не рідше ніж один раз в місяць), повторна консервація, установка пробок і

заглушок та ін.

Вільні кінці труб, як окремих, так і тих, що входять в блок, слід заглушати

дерев'яними пробками або металевими ковпачками, фланцеву арматуру – заглушками, без

фланцеву - дерев'яними пробками.

При зберіганні арматура повинна встановлюватися шпинделями вгору, механізми

приводів мають бути закриті дерев'яними футлярами, маховики зняті. Електроприводи

зберігаються в упаковці в сухому приміщенні, не допускається піддавати їх різким

поштовхам, кидкам і ударам.

Підрядник власними силами і засобами повинен усунути пошкодження складальних

одиниць і деталей комплекту обладнання, отриманих в результаті неправильного

зберігання. При зберіганні обладнання і запасних частин вище за термін, визначений

технічними умовами на нього, Підрядник повинен провести переконсервацію за свій

рахунок.

Підрядник повинен забезпечити вхідний контроль продукції, що поступає, на склад з

метою визначення можливого пошкодження обладнання в процесі транспортування

відповідно до:

- ГОСТ 24297-87 «Вхідний контроль продукції. Основні положення»,

- РД 34.15.401 «Типова інструкція з організації і проведення вхідного контролю

енергетичного обладнання і засобів управління на енергопідприємствах».

- РД 34-15-101-87 Методичні вказівки «Порядок складання актів з приймання

продукції виробничо-технічного призначення по кількості і якості ведення претензійної

роботи в системі Міненерго».

Забороняється передача із складу в монтаж обладнання (частин, вузлів),

електричних пристроїв, систем автоматизації (засобів виміру, автоматичних регуляторів)

та ін., які не пройшли вхідний контроль або з деталями, що мають не допустимі дефекти.

Замовник має право у будь-який момент виконати вхідний контроль технічного

рівня будь-якого обладнання, його частин, деталей і вузлів, трубопроводів, засобів

управління, захисту, виміру, електрообладнання, металу і зварки енергообладнання, що

зберігаються на складі і вимагати усунення браку або заміни дефектних деталей.

Підрядник здає Замовнику виконані роботи в експлуатацію згідно «Порядку

прийняття в експлуатацію закінчених будівництвом об'єктів», затвердженого Постановою

Кабінету Міністрів України № 923 від 08.10.2008 року (зі змінами) та ГКД 34.20.661-2003

«Правила організації технічного обслуговування і ремонту обладнання, будівель і споруд

електростанцій і мереж» та РД 34.20.405 «Правила приймання в експлуатацію окремих

пускових комплексів і закінчених будівництвом електростанцій, об'єктів електричних і

теплових мереж».

Перед прийманням в експлуатацію окремого закінченого пускового комплексу

мають бути проведені:

- індивідуальні випробування обладнання і функціональні випробування окремих

систем;

- пробний пуск основного і допоміжного обладнання;

- комплексне випробування обладнання;

- підтвердження гарантованих функціональних показників.

Індивідуальні випробування обладнання і функціональні випробування окремих

систем, а також комплексне випробування обладнання після закінчення всіх будівельних і

монтажних робіт по даному вузлу, виконує Підрядник. Замовник залишає за собою право

залучення пусконалагоджувальних організацій для виконання контролю за ходом

індивідуальних випробувань і комплексного випробування.

Підрядник виконує пусконалагоджувальні роботи згідно з програмами,

188

розробленими і погодженими їм із Замовником і іншими Підрядниками, що працюють на

обладнанні.

На момент пробного пуску мають бути:

- перевірені працездатність обладнання і технологічних схем, безпека їх

експлуатації;

- перевірені і налагоджені всі системи контролю і управління, у тому числі

автоматичні регулятори, що не вимагають режимної наладки, захисту і блокування в

повному об'ємі

- пристрої сигналізації і засобу вимірювальної техніки (ЗВТ);

- перевірена готовність обладнання до комплексного випробування.

Перед пробним пуском Підрядник повинен підготувати умови для надійної і

безпечної експлуатації енергооб'єкту:

- навчений (з перевіркою знань) експлуатаційний і ремонтний персонал, розроблені

експлуатаційні інструкції і оперативні схеми, технічна документація по обліку і звітності;

- підготовлені запаси допоміжних складових матеріалів, інструменту і запасних

частин;

- змонтовані і налагоджені системи контролю і управління;

- отриманий дозвіл на експлуатацію обладнання енергооб'єкту від контролюючих і

наглядових органів.

Комплексне випробування обладнання об'єкту будівництва повинен проводити

Підрядник із Замовником.

При комплексному випробуванні має бути перевірена спільна робота основних

агрегатів і всього допоміжного обладнання під навантаженням.

Комплексне випробування обладнання вважається проведеним за умови нормальної

і безперервної роботи основного обладнання протягом 72 год. на основному паливі з

номінальним навантаженням і проектними параметрами пари для ТЕС.

Робоча комісія з акту приймає обладнання після комплексного випробування і

усунення виявлених дефектів і недоробок, а також складає акт про введення об'єкту в

експлуатацію.

Приймання обладнання означає: успішне проведення комплексного випробування

обладнання відповідно до ГКД 34.20.507-2003 з оформленням акту по РД 34.70.110-92

«Правила організації пусконалагоджувальних робіт на теплових електричних станціях» і

НПАОП 0.00-4.02-04 «Порядок прийняття в експлуатацію закінчених будівництвом

об'єктів».

При прийманні обладнання Підрядник повинен представити робочій комісії

документацію в об'ємі, передбаченому Державними будівельними нормами і галузевими

правилами приймання, а саме:

- перелік організацій будівельно-монтажних робіт, що беруть участь у виконанні, з

вказівкою видів виконаних ними робіт і прізвищ інженерно-технічних працівників,

відповідальних за їх виконання;

- комплект робочих креслень, по яких здійснювалося будівництво об'єкту, з

внесеними до них в процесі будівництва змінами в установленому порядку;

- документи (сертифікати і технічні паспорти), що засвідчують якість матеріалів,

конструкцій і виробів, застосованих при виконанні будівельно-монтажних робіт;

- акти на приховані роботи і акти про проміжне приймання окремих відповідальних

конструкцій;

- акти про випробування змонтованого обладнання і систем;

- акти про випробування пристроїв пожежобезпеки, вибухобезпеки;

- акти радіаційного обстеження об'єкту;

- журнали виконання робіт, авторського нагляду, матеріали перевірок органами

державного нагляду в процесі будівництва;

- формуляри на монтаж обладнання і виконання зварювальних робіт, заводські

189

інструкції, протоколи, креслення.

Усунення дефектів і недоробок, виявлених робочою комісією, є відповідальністю

Підрядника і виконується за їх рахунок і в терміни погоджені із Замовником.

Після приймання обладнання Підрядник повинен підтвердити гарантовані

функціональні показники.

Датою приймання об'єкту в експлуатацію є дата підписання акту.

Підрядник повинен представити приймальній комісії документацію, підготовлену

робочою комісією, окрім перерахованої вище, наступну:

- довідку про усунення недоробок, виявлених робочими комісіями;

- затверджену проектно-кошторисну документацію і довідку про основні техніко-

економічні показники об'єкту, що приймається в експлуатацію;

- перелік проектних, наукових і інших організацій, що брали участь в проектуванні

об'єкту, що приймається в експлуатацію;

- паспорти на комплекс будівництва об'єкту, обладнання і механізми;

- акти про приймання змонтованого обладнання складені робочими комісіями;

- документи про дозвіл на експлуатацію обладнання, підконтрольних відповідним

органам державного нагляду;

- документ, підтверджуючий гарантовані функціональні показники.

Всі документи мають бути занесені в загальний каталог, а в окремих теках з

документами мають бути завірені описи цих документів.

Після закінчення роботи приймальної комісії вся документація має бути передана

Підрядником Замовникові.

НАВЧАННЯ ПЕРСОНАЛУ

Підрядник забезпечує підготовку експлуатаційного і обслуговуючого персоналу

відповідно до Програми, погодженої із Замовником.

Підрядник повинен вивчити персонал Замовника так, щоб він теоретично і

практично міг здійснювати управління, експлуатацію і ремонт агрегату. Навчання,

стажування персоналу в кількості 4-х чоловік проводитиметься на території Підрядника.

Витрати по навчанню, стажуванню персоналу входять в об'єм предмету закупівлі.

За два місяці до навчання Підрядник повинен надати Замовникові на узгодження

програму і методику навчання, інструкцію по експлуатації агрегату, оперативні схеми.

Навчання має бути засноване на прийомах і методах роботи з кожною системою, і

елементами систем установки (призначення, принципи роботи, управління кожним

елементом) при пуску, експлуатації, зупинці і аварійній ситуації.

Оперативний і виробничий персонал повинні проходити навчання по вивченню

методик і опанування кваліфікації, необхідних для виконання своїх завдань, тобто для:

- правильної експлуатації приладів, інструментів і механізмів, які вони повинні

обслуговувати;

- вивчення і розуміння виданої ним документації;

- розуміння того, що забезпечення якості залежить від виконання ними їх обов'язків;

- дотримання техніки безпеки на робочому місці.

Для цього Підрядник зобов'язаний скласти інструкції по теоретичних прийомах,

практичних методах і управлінні, безпечної експлуатації обладнання для оперативного і

ремонтного персоналу на всіх робочих місцях.

Запасні частини, інструменти, матеріали

Учасник (переможець торгів) зобов'язаний поставити все обладнання, матеріали і

запасні частини, необхідні для монтажу, будівництва і функціонування обладнання.

Запасні частини повинні поставлятися з необхідним захистом, що дозволяє їх

довготривале зберігання в умовах довкілля на місці використання.

Протягом гарантійного терміну, Підрядник повинен поставити всі необхідні запасні

190

частини і матеріали, необхідні для технічного обслуговування. Підрядник повинен

забезпечити Замовника каталогами запасних частин, які будуть містити всю детальну

необхідну інформацію, таку як:

- номер виробу;

- опис частин;

- номер проектного креслення;

- кількість і ціна виробу;

- технічні інструкції;

- інструкції з експлуатації

Підрядник зобов'язаний поставляти додаткові запасні частини і забезпечувати

подальше сервісне обслуговування з експлуатації модернізованого обладнання у

гарантійний термін.

Запасні і швидкозношувані частини для Гарантійного терміну

Запасні і швидкозношувані частини для гарантійного терміну експлуатації (24

місяця після приймання агрегату в експлуатацію) обладнання мають бути враховані

Учасником в Ціні пропозиції конкурсних торгів з вказівкою можливого терміну

експлуатації по кожній запасній і швидкозношуваній частині і кількості частин, що

поставляються, на весь період Гарантійного терміну обладнання.

Учасник (переможець торгів) гарантує, що всіх запасних частин, включених в ціну

Договору вистачить для функціонування обладнання на весь Гарантійний термін і на

подальші двадцять чотири (24) місяці роботи обладнання після закінчення Гарантійного

терміну. Запасні частини, використовувані протягом Гарантійного, повинні замінюватися

Підрядником без затримок. Якщо кількість запасних частин виявиться недостатньою для

зазначеного Гарантійного терміну, то Підрядник зобов'язався забезпечити Замовника

всіма необхідними запасними частинами безкоштовно. Запасні частини мають бути

захищені, упаковані і належним чином замарковані для тривалішого періоду зберігання.

Виконавча документація

В процесі виконання робіт Підрядник повинен підготувати і надати Замовникові

виконавчу документацію згідно чинного законодавства для узгодження або перегляду .

6. ЗАХОДИ ЗАХИСТУ ДОВКІЛЛЯ

Виконання повного комплексу будівельно-монтажних робіт з предмета закупівлі -

Виконання робіт на об’єкті: ПАТ „Дніпроенерго Криворізька ТЕС «Технічне

переоснащення енергоблока ст.№5» не впливає на наднормативні показники шкідливих

компонентів навколишнього середовища.

Під час виконання робіт підрядник повинен виконувати щозмінне прибирання

робочих місць. Будівельне сміття повинно регулярно вивозитись Підрядником на полігон

для утилізації.

Для підтвердження об’ємів демонтажу Підрядник повинен здавати на склад

демонтоване обладнання та металобрухт. Після виконання всіх робіт Підрядник повинен

виконати заключне прибирання майданчика будівництва, транспортування (вивіз)

зруйнованих і демонтованих елементів на полігон для утилізації.

Підрядник повинен здати металевий лом, що утворився у підготовленому вигляді,

згідно ДСТУ 4121-2002 на металевий брухт, з оформленням документів бухгалтерського

обліку, в звітний період.

Технічне переоснащення здійснюється на території діючої теплової електростанції та

не додає будь-яких змін в існуючий рівень техногенного впливу Криворізької ТЕС на

навколишнє середовище регіону.

191

7. ВІДПОВІДНІСТЬ НОРМАТИВНИМ ДОКУМЕНТАМ I СТАНДАРТАМ

У своїй пропозиції конкурсних торгів Учасник повинен підтвердити i показати, що

він цілковито керується технічними вимогами, встановленими в останніх редакціях

державних будівельних норм (ДБН) України та вимогами чинних в Україні на даний час

інших нормативних документів, що регламентують діяльність у будівництві.

Договір підряду складати з урахуванням «Загальних умов укладання та виконання

договорів підряду в капітальному будівництві», затверджених Постановою Кабінету

Міністрів України від 13.04.2011р. №461.

Будівельна діяльність Учасник повинна проводитись згідно з ДБН А.3.1-5-96

«Організація будівельного виробництва».

Під час прийняття в експлуатацію закінчених будівництвом об'єктів – згідно з

вимогами Порядку прийняття в експлуатацію закінчених будівництвом об'єктів,

затвердженого Постановою Кабінету Міністрів України Учасник повинен керуватись

також іншими діючими нормативними документами в будівництві, що регламентують:

а) договірні відносини у будівництві;

б) склад, комплектність i правила оформлення проектної, конструкторської та

кошторисної документації, а також забезпечення нею виконавців в відповідності з

профілем виконуваних ними робіт;

в) положення про авторський нагляд проектних організацій за будівництвом

підприємств, будівель і споруд;

г) умови проведення будівельно-монтажних робіт на об'єкті, порядок i правила їx

виконання та приймання, облаштування робочих місць;

д) склад робіт та нормативи витрат pecypciв для їх виконання;

є) умови постачання обладнання;

ж) терміни будівництва об'єктів;

з) охорону праці, техніку безпеки, пожежну безпеку;

i) охорону оточуючого середовища;

к) ліцензування Учасника інвестиційної діяльності;

л) сертифікацію будівельної продукції,

а також:

1. Державний комітет будівництва, архітектури і житлової політики України.

«Нормативні документи в області будівництва, що діють на території України. Технічний

комітет із стандартизації» «Будтехнормування» Київ, 1999 р.;

2. ДСТУ, ДСТУБ. Державні стандарти України.;

3. РСТ УРСР. Республіканські стандарти.;

4. ДСТУ, КНД. Галузеві стандарти України.;

5. ГОСТ. Міждержавні нормативні документи, які розроблені країнами-учасницями СНД

і діють на території України.;

6. ГОСТ. Міждержавні нормативні документи, до яких внесені зміни і дія яких

встановлена Держстандартом України.;

7. ГОСТ. Міждержавні стандарти і нормативні документи СРСР, за винятком тих, дія

яких скасована на території України.;

8. Міненерго. Галузеві стандарти (ОСТ 34), що діють в системі Міністерства енергетики

України.;

9. Міненерго. Технічні умови (ТУ 34), що діють в системі Міненерго України.;

10. Міненерго. Керівні документи (РД 34) і методичні вказівки (МУ 34) по експлуатації і

ремонту електростанцій і мереж Міненерго України.;

11. Міненерго. Відомчі нормативні документи по енергетичному будівництву.;

12. Реєстр ДНАОП. Комітет з нагляду за охороною праці в Україні. Державний реєстр

міжгалузевих і галузевих нормативних актів про охорону праці.;

192

13. СанПіН. «Український науково-гігієнічний центр МОЗ України Державні стандартні

правила і норми і інші нормативні документи організацій і управління

санепідемслужби.Держбуд України. Ціноутворення в будівництві. Збірка офіційних

документів і роз'яснень. Інпроект, Київ 2005 р.»;

15. ОСТ 108.030.30-79. «Котли стаціонарні. Сталеві конструкції. Загальні технічні

умови.»;

16. ОСТ 108.030.113-87. «Поковки з вуглецевої і легованої сталі для обладнання і

трубопроводів теплових і атомних станцій. Технічні вимоги.»;

17. ГОСТ 2.001-93. «Єдина системи конструкторської документації. Загальні

положення.»;

18. ГОСТ 2.301-68. «Єдина системи конструкторської документації. Формати.»;

19. ГОСТ 2.601-68. «Єдина системи конструкторської документації. Експлуатаційні

документи.»;

20. ГОСТ 2.602- 68. «Єдина системи конструкторської документації. Ремонтні

документи.»;

21. ГОСТ 12.3.036-84. «ССБТ. Газополум'яна обробка металів. Вимоги безпеки.»;

22. ГОСТ 977-88. «Відливки сталеві. Загальні технічні умови.»;

23. ГОСТ 1050-88. «Прокат сортовий, калібрований із спеціальною обробкою поверхні з

вуглецевої якісної конструкційної сталі. Загальні технічні умови.»;

24. ГОСТ 1215-79**. «Відливання з ковкого чавуну. Загальні технічні умови.»;

25. ГОСТ 2246-70*. «Дріт сталевий зварювальний. Технічні умови.»;

26. ГОСТ 2601-84. «Зварка металів. Терміни і визначення основних понять.»;

27. ГОСТ 3242-79. «З'єднання зварні. Методи контролю якості.»;

28. ГОСТ 5264-80. «Ручна дугова зварка. З'єднання зварні. Основні типи, конструктивні

елементи і розміри.»;

29. ГОСТ 12.1.012-90 «Вібраційна безпека. Загальні вимоги»;

30. ГОСТ 12.1.030-81 «ССБТ. Електробезпека. Захисне заземлення, занулення»;

31. ГОСТ 12.2.003-91 «Обладнання виробниче. Загальні вимоги безпеці»;

32. ГОСТ 9.014-78 «Тимчасовий протикорозійний захист виробів. Загальні вимоги»;

33. ГОСТ 6996-66. «Зварні з'єднання. Методи визначення механічних властивостей.»;

34. ГОСТ 7293-85. «Чавун з кулевидним графітом для відливань. Марки.»;

35. ГОСТ 7512-82. «Контроль неруйнівний. З'єднання зварні. Радіографічний метод.»;

36. ГОСТ 8713-79. «Таблички прямокутні для машин і приладів. Розміри.»;

37. ГОСТ 9466-75. «Електроди покриті металеві для ручної дугової зварки сталей і

наплавлення. Класифікація і обов'язкові технічні умови.»;

38. ГОСТ 14192-96. «Маркіровка вантажів.»;

39. ГОСТ 14771-76. «Дугова зварка в захисному газі. З'єднання зварні. Основні типи,

конструктивні елементи і розміри.»;

40. ГОСТ 14782-86. «Контроль неруйнівний. З'єднання зварні. Методи ультразвукові.»;

41. ГОСТ 23118-78. «Конструкції металеві будівельні. Загальні вимоги.»;

42. ГОСТ 17410-78. «Контроль неруйнівний. Труби металеві безшовні циліндрові.

Методи ультразвукової дефектоскопії.»;

43. ГОСТ 18442-80. «Контроль неруйнівний. Капілярні методи. Загальні вимоги.»;

44. ГОСТ 18661-73. «Сталь. Вимір твердості методом ударного відбитку.»;

45. ГОСТ 21105-87. «Контроль неруйнівний. Магнітопорошковий метод.»;

46. ГОСТ 23170-78. «Упаковка для виробів машинобудування. Загальні вимоги.»;

47. ГОСТ 23660-79. «Система технічного обслуговування і ремонту техніки.

Забезпечення ремонтопридатності при розробці виробів.»;

48. ГОСТ 24297-87. «Вхідний контроль продукції. Основні положення.»;

49. ГОСТ 26271-84. «Дріт порошковий для дугової зварки вуглецевих і низьколегованих

сталей. Загальні технічні умови.»;

50. ГОСТ 26645-85. «Відливань з кольорових металів і сплавів. Допуски розмірів, маси і

193

припуски на механічну обробку.»;

51. ГОСТ 26828-86. «Вироби машинобудування і приладобудування. Маркування.»;

52. ГОСТ 12.2.007.0-75 «ССБТ. Вироби електротехнічні. Загальні вимоги безпеці»;

53. ГОСТ 12.2.007.1-75 «ССБТ. Машини електричні обертаються. Вимоги безпеці»;

54. ГОСТ 12.2.007.3-75 «ССБТ. Електротехнічні пристрої на напругу понад 1000 В.

Вимоги безпеки»;

55. ГОСТ 12.2.007.14-75 «ССБТ. Кабелі і кабельна арматура. Вимоги безпеки.»;

56. ГОСТ 12.2.049-80 «Обладнання виробниче. Загальні ергономічні вимоги»;

57. ГОСТ 12.2.064-81«Органи управління виробничим обладнанням. Загальні вимоги

безпеки»;

58. ГОСТ 12.3.019-80 «ССБТ. Випробування і виміри електричні. Загальні вимоги

безпеки»;

59. ГОСТ 12.4.026-76 «Кольорів сигнальні і знаки безпеки»;

60. ГОСТ 20.39.312-85 «Комплексна система загальних технічних вимог. Вироби.

Електричні вимоги по надійності»;

61. ГОСТ 1516.1-76 «Електрообладнання змінного струму на напругу від 3 до 500 кВ.

Вимоги до електричної міцності ізоляції»;

62. ГОСТ 1516.2-97 «Електрообладнання і електроустановки змінного струму на

напругу 3 кВ і вище. Загальні методи випробувань електричної міцності ізоляції»;

63. ГОСТ 1516.3 «Електрообладнання змінного струму на напругу від 1 до 750 кВ.

Вимоги до електричної міцності ізоляції»;

64. ГОСТ 7006-72 «Покриви захисні кабелів. Конструкція і типи, технічні вимоги і

методи випробувань»;

65. ГОСТ 8024-84 «Апарати і електротехнічні пристрої змінного струму на напругу

понад 1000 В»;

66. ГОСТ 10434-82 «З'єднання контактні електричні. Класифікація. Загальні технічні

вимоги»;

67. ГОСТ 14192-96 «Маркіровка вантажів»;

68. ГОСТ 15150-69* «Машин, прилади і інші технічні вироби. Виконань для різних

кліматичних районів. Категорії умови експлуатації|, зберігання і транспортування в

частині дії кліматичних чинників зовнішнього середовища»;

69. ГОСТ 15543-89 «Виробів електротехнічних. Виконання для різних кліматичних

районів. Загальні технічні вимоги в частини дії кліматичних чинників зовнішнього

середовища»;

70. ГОСТ 17516.1-90 «Виробів електротехнічних. Загальні вимоги в частині стійкості

до механічних таким, що зовнішнім впливає чинника»;

71. ГОСТ 23170-78 «Упаковка для виробів машинобудування. Загальні вимоги»;

72. ГОСТ 23216-78 «Виробів електротехнічних. Загальні вимоги до зберіганню,

транспортуванню, тимчасовою протикоррозійного захисту і упаковки»;

73. ГОСТ 23286-78 «Кабелі, дроти і шнури. Норми товщини ізоляції, оболонок і

випробувань напругою»;

74. ГОСТ 23660-79 «Система технічного обслуговування і ремонту техніки.

Забезпечення ремонтопридатності при розробці виробів»;

75. ГОСТ 15.001-88 «Система розробки і постановки продукції на виробництво.

Продукція виробничо-технічного призначення»;

76. ГОСТ 15.005-86 «Система розробки і постановки продукції на виробництво.

Створення виробів одиничного і дрібносерійного виробництва, які збираються на місці

експлуатації»;

77. ГОСТ 2.102-68 ЕСКД «Види і комплектність конструкторських документів»;

78. ГОСТ 2.601-68 ЕСКД «Експлуатаційні документи»;

79. ГОСТ 21.404-85 «Автоматизація технологічних процесів. Позначення умовні приладів

і засобів автоматизації в схемах»;

194

80. ГОСТ 24.104-88 «Автоматизовані системи управління. Загальні вимоги»;

81. ГОСТ 24.701-86 «Надійність автоматизованих систем управління. Основні

положення»;

82. ГОСТ 34.201-89 «Види, комплектність і позначення документів при створенні

автоматизованих систем»;

83. ГОСТ 34.003-90 «Інформаційна технологія. Комплекс стандартів на автоматизовані

системи. Автоматизовані системи. Терміни і визначення»;

84. ГОСТ 34.601-90 «Інформаційна технологія. Комплекс стандартів на автоматизовані

системи. Автоматизовані системи. Стадії створення»;

85. ГОСТ 34.602-89 «Інформаційна технологія. Комплекс стандартів на автоматизовані

системи.Технічне завдання на створення автоматизованої системи»;

86. ГОСТ 34.603-92 «Інформаційна технологія. Види випробувань автоматизованих

систем»;

87. ГОСТ 26.011-80 «Засоби вимірювань і автоматизації. Сигнали струму і напруги

електричні безперервні вхідні і вихідні.»;

88. ГОСТ 14691-69 «Виконавчі механізми для систем автоматичного регулювання.

Терміни;

89. ГОСТ 7192-89 «Виконавчі механізми електричні постійної швидкості ДСП. Загальні

технічні вимоги, умови.»;

90. ГОСТ 25364-97 «Агрегати паротурбінні стаціонарні. Норми вібрації опор

валопроводів і загальні вимоги до проведення вимірювань.»;

91. ГОСТ 27165-97 «Агрегати паротурбінні стаціонарні. Норми вібрації валопроводів і

загальні вимоги до проведення вимірювань.»;

92. ГОСТ 27003-90 «Надійність в техніці. Склад і загальні правила формування вимог по

надійності.»;

93. ГОСТ 27883-88 «Засоби вимірювання і управління технологічними процесами.

Надійність. Загальні вимоги і методи випробувань.»;

94. ГНД 34.09.453-2003 «Розрахунок показників надійності для електростанції, теплових

мереж та енергокомпаній. Методика»;

95. ГОСТ 25861-83 «Машини обчислювальні і системи обробки даних. Вимоги

електричної і механічної безпеки і методи випробувань.»;

96. ГОСТ 19781-90 «Програмне забезпечення. Системи обробки даних. Терміни і

визначення»;

97. ГОСТ 21829-76 «Кодування зорової інформації. Загальні ергономічні вимоги.»;

98. ГОСТ 22269-76 «Система «людина-машина». Робоче місце оператора. Взаємне

розміщення елементів робочого місця. Загальні ергономічні вимоги.»;

99. ГОСТ 24750-81 «Засоби технічні обчислювальної техніки. Загальні вимоги до

технічної естетики.»;

100. ГОСТ 27833-88 «Засоби відображення інформації. Терміни і визначення.»;

101. ГОСТ 21958-76 «Система «людина-машина». Зал і кабіни операторів. Взаємне

розміщення робочих місць. Загальні ергономічні вимоги.»;

102. ГОСТ 21889-76 «Система «людина-машина». Крісло людини-оператора. Загальні

ергономічні вимоги.»;

103. ГОСТ 23000-78 «Система «людина-машина». Пульти управління. Загальні

ергономічні вимоги»;

104. ГОСТ 4.148-85 «Система показників якості продукції. Пристрої комплектні

низьковольтні. Номенклатура показників.»;

105. ГОСТ 21552-84 «Засоби обчислювальної техніки. Загальні технічні вимоги до

приймання, методи випробувань, маркіровка, упаковка, транспортування і зберігання.»;

106. ГОСТ 17516.1-90 «Вироби електротехнічні. Загальні вимоги в частині стійкості до

механічних зовнішніх впливаючих чинників.»;

107. ГОСТ 6.10.4-84 «Надання юридичної сили документам на машинному носії і

195

машинограмі, створюваними засобами обчислювальної техніки. Основні положення»;

108. ГОСТ 26329-84 «Машини обчислювальні і системи обробки даних. Допустимі рівні

шуму технічних засобів і методи їх визначення.»;

109. ГОСТ 27818-88 «Машини обчислювальні і системи обробки даних. Допустимі рівні

шуму на робочих місцях і методи визначення.»;

110. ОРММ-3 АСУ ТП «Загальногалузеві керівні методичні матеріали по створенню і

застосуванню АСУ ТП в галузях промисловості. /ГКНТ, 1986 р.»;

111. ДБН А. 3.1-5-96 «ССНС. Основні положення. Організація будівельного

виробництва»;

112. ДБН В. 2.5-13-98 «Пожежна автоматика будівель і споруд»;

113. РД 34.15.101. «Методичні вказівки. Порядок складання актів про приймання

продукції виробничо – технічного призначення по кількості і якості ведення претензійної

роботи в системі Міненерго СРСР.»;

114. РД 34.15.401(ТІ 34-70-064-87) «Типова інструкція по організації і проведенню

вхідного контролю енергетичного обладнання і засобів управління на

енергопідприємствах Міненерго СРСР.»;

115. «Правила атестації зварювальників, затвердженні наказом Держнаглядохоронпраці

від 19.04.1996 № 61.»;

116. РД 34.35.412-88 «Правила приймання в експлуатацію з монтажу і наладки систем

управління технологічними процесами теплових електричних станцій»;

117. РД 34.35.414-91 «Правила організації пуско-налагоджувальних робіт по АСУ ТП на

теплових електростанціях»;

118. РД 50-34.698-90 «Методичні вказівки. Інформаційна технологія. Комплекс

стандартів і керівних документів на автоматизовані системи. Автоматизовані системи.

Вимоги до змісту документів»;

119. РД 50-680-88 «Методичні вказівки. Автоматизовані системи. Основні положення.»;

120. РД 50-682-89 «Методичні вказівки. Інформаційна технологія. Комплекс стандартів і

керівних документів на автоматизовані системи. Загальні положення»;

121. РД 34.27.501-91 «Типова інструкція систем гідрозоловидалення теплових

електростанцій»;

122. ДСН 3.3.6.042-99 «Санітарні норми мікроклімату виробничих приміщень ПУЕ-2006

Правила улаштування електроустановок»;

123. ДБН А.3.1-5-96. «Організація будівельного виробництва.»;

124. ДНАОП 1.1.10-1.02-01. «Правила безпечної експлуатації тепломеханічного

обладнання електростанцій і теплових мереж.»;

125. ДНАОП 1.1.10-1.01-01 «Правила безпечної експлуатації електроустановок»;

126. НАОП 1.4.50-2.01-82 «Порядок викладення вимог безпеки в технологічній

документації»;

127. НАПБ 05.028-2004 «Протипожежний захист енергетичних підприємств, окремих

об'єктів і енергоагрегатів. Інструкція по проектуванню і експлуатації»;

128. НАПБ А.01.001-2004. «Правила пожежної безпеки в Україні. УКРНДІПБ,

Держпожбезпеки МНС Україні.»;

129. НАПБ В.01.034-2005/111. «Правила пожежної безпеки в компаніях, на

підприємствах та в організаціях енергетичної галузі Україні.»;

130. СНіП 3.05.05-84. «Технологічне обладнання і технологічні трубопроводи.»;

131. СОУ-Н МПЕ 40.1.17.401:2004. «Контроль металу і продовження терміну

експлуатації основних елементів котлів, турбін і трубопроводів теплових

електростанцій.»;

132. СОУ-Н МПЕ 40.1.35.102-2005 «Віконання технологічних захистів

теплоенергетичного обладнання блочних установок потужністю 250, 300 і 800 МВт. Обсяг

і технічні умови»;

133. СОУ-Н МПЕ 40.1.35.109-2005 «Технічні умови до технологічних захистів, що

196

реалізуються на базі мікропроцесорної техніки»;

134. СОУ-Н ЕЕ ЯЕК 04 156-2009 «Основні вимоги щодо регулювання частоти та

потужності в ОЕС України;

135. СОУ-Н ЕЕ ЯЕК 04 157-2009 «Методики і рекомендації щодо організації первинного

та вторинного регулювання частоти та потужності на енергоблоках ТЕС (ТЕЦ)»;

136. СОУ-Н ЕЕ ЯЕК 04 160-2009 «Методики і рекомендації щодо перевірки готовності

ТЕС, ГЕС і АЄС до участі у регулюванні частоти та потужності в ОЕС України»;

137. СОУ-Н ЕЕ 37.306:207 «Організація і об'єм хімічного контролю водно-хімічного

режиму на теплових електростанціях»;

138. ВСН 478-86. «Виробнича документація з монтажу технологічного обладнання і

технологічних трубопроводів.»;

139. ДБН Д.1.1-1 2000. «Правила визначення вартості будівництва» із змінами та

доповненнями»;

140. ДБН Д.1.1-7-2000. «Правила визначення вартості проектно – вишукувальних робіт

для

будівництва, яке здійснюється на території України».;

141. «Цивільний кодекс України. Офіційний текст Під часйнятий Верховною Радою

України

142. 27 січня 2003 року.»;

143. «Господарський кодекс України. Офіційний текст Під часйнятий Верховною Радою

України 27 січня 2003 року № 436-IV.»;

144. ДБН А.2.2-3-2004 «Склад, порядок розроблення, погодження та затвердження

проектної документації для будівництва.»;

145. ДБН А.З.1-2-93. «Порядок надання дозволу на виконання будівельних робіт.»;

146. ДБН А.2.2-4-2003. «Положення про авторський нагляд за будівництвом будинків і

споруд.»;

147. «Правила пожежної безпеки в Україні. Наказ МВС України від 22.06.1995р. №400.»;

148. Наказ Мінрегіонбуду від 27.01.2009р. №47 «Про затвердження ліцензійних умов

проведення господарської діяльності в будівництві, які пов’язані зі створенням об’єктів

архітектури» з додатком «Перелік робіт проведення господарської діяльності в

будівництві, які пов’язані зі створенням об’єктів архітектури».

149. «Порядок видачі дозволів, затверджений Постановою Кабінету Міністрів України

від 15.10.2003 №2731.»;

150. СНиП II-2-23-81* «Металеві конструкції. Норми проектування.»;

151. СНиП 2.09.03-85 «Спорудження промислових підприємств»;

152. ДСТУ Б.А.1.1-29-94 «Мастики покрівельні гідроізоляційні, пароізоляційні та ті, що

наклеюються»;

153. ДСТУ Б В.2.7-75-98 «Будівельні матеріали. Щебінь та гравій щільні природні для

будівельних матеріалів, виробів, конструкцій та робіт. Технічні умови»;

154. ДСТУ 2708-99 «Метрологія. Повірка засобів вимірювальної техніки. Основні

положення, організація, порядок проведення та оформлення результатів»;

155. ДСТУ 2709-94 «Метрологія. Автоматизовані системи керування технологічними

процесами. Метрологічне забезпечення. Основні положення»;

156. ДСТУ 3398-96 (ГОСТ 30458-97) «Машини електричні обертаються. Ізоляція.

Норми і методи випробувань»;

157. ДСТУ 2837-94 «Перетворювачі термоелектричні. Номінальні статичні

характеристики»;

158. ДСТУ 2858-94 «Термоперетворювачі опору. Загальні технічні вимоги та методи

випробувань»;

159. ДСТУ 2864-94 «Надійність техніки. Експеріментальна оцінка і контроль надійності.

Основні положення»;

160. РТМ 34-9 АТЭП 03-84 «Маркіровка монтажних одиниць ТЕС і АЕС.»;

197

161. ДСТУ 2709-94 «Автоматизовані системи управління технологічними процесами.

Метрологічне забезпечення. Основні положення»;

162. СНиП 3.0.3.11-85 «Захист будівельних конструкцій споруд від корозії»;

163. СП 2.2.2.1327-03 «Гігієнічні вимоги до організації технологічних процесів,

виробничому устаткуванню і робочому інструменту.»;

164. СП 2.2.1.1312-03 «Гігієнічні вимоги до проектування, які заново будуються і

реконструюються, промислових підприємств.»;

165. СНиП 2.09.03-85 «Спорудження промислових підприємств.»;

166. СНиП II-58-75 Частина ІІ Глава 58 «Електростанції теплові»;

167. СНиП II- 3-79** «Будівельна теплотехніка»;

168. СНиП 2.05.07-85 «Промисловий транспорт»;

169. СНиП 3.02.01-87 «Земляні споруди, основи та фундаменти»;

170. СНиП II-58-75 «Частина П Глава 58 Електростанції теплові станции»;

171. СНиП Ш-4-80 «Техніка безпеки у будівництві»;

172. СНиП II – 3-79** «Будівельна теплотехніка»;

173. СНиП 2.04.02-84 «Водопостачання. Зовнішні мережі та споруди»;

174. СанПиН 2.2.2/2.4.1340-03 «Гігієнічні вимоги до персональних електронно-

обчислювальних машин і організації роботи»;

175. СанПіН 4630-88 «Санітарні правила та норми. Охорона поверхневих вод від

забруднення»;

176. СНиП 2.06.14-85 «Захист гірських виробіток від підземних та поверхневих вод»;

177. СНиП 2.06.15-85 «Інженерний захист території від затоплення та підтоплення»;

178. СНіП 3.05.06-84 «Електротехнічні пристрої»;

179. СНіП 3.05.07-85 «Системи автоматизації»;

180. СНіП III - 4-80* «Будівельні норми і правила. Правила виробництва і приймання

робіт. Техніка безпеки в будівництві»;

181. СНиП 3.05.05-84 «Технологічне обладнання і технологічні трубопроводи»;

182. СНиП 3.05.06-85 «Електротехнічні пристрої»;

183. СТП «Збірка інструкцій з експлуатацій авторегуляторів турбоагрегату К-300-240»;

184. СТП «Структурна схема захистів, діючих на останов, зниження навантаження

блоку, котла, турбіни.»;

185. СТП «Структурна схема захистів, що виконують локальні операції»;

186. ГКД 34.03.102-98 «Охорона праці в проектах організації будівництва і виконання

робіт. Методичні вказівки з розробки».

187. ГКД 34.03.102-96 «Охорона праці в проектах організації і проведення робіт

енергетичних об’єктів»;

188. ГКД 34.20.507-2003. «Технічна експлуатація електричних станцій і мереж.»;

189. ГКД 34.20.661-2003. «Правила організації технічного обслуговування та ремонту

обладнання, будівель і споруд електростанцій та мереж.»;

190. «Правила пристрою електроустановок, изд.6-е, перероблене і доповнене»;

191. «Санітарні норми і правила організації і технологічних процесів і гігієнічні

вимоги до виробничому устаткуванню, затверджені Мінохоронздоров'я»;

192. ГКД 34.03.101-2003 «Чинні нормативні документи з охорони праці та пожежної

безпеки, обов' язкові для виконання підприємствами та організаціями Мінпаливенерго

України» : Покажчик (за станом на 01.09.2003 р);

193. ГКД 34.03.103-96 «Система управління охороною праці в Мінпаливенерго

України": положення»;

194. ГДК 34.11.401-95 «Перелік технологічних параметрів, засоби вимірювань, яких

підлягають державній повірці»;

195. ГДК 34.11.402-97 «Відомча повірка засобів вимірювань. Порядок проведення 1»;

196. ГДК 34.11.403-97 «Головні та базові організації метрологічної служби Міністерства

енергетики та електрифікації України. Правила проведення атестації»;

198

197. ГДК 34.11.406-97 «Калібрування засобів вимірювань. Правила проведення»;

198. ГКД 34.20.302-2002 «Норми випробування електрообладнання»;

199. ГКД 34.35.105-96 «Методичні вказівки по обсягу технологічних вимірювань

сигналізації. Автоматичне регулювання на ТЕС.»;

200. ГКД 34.35.506-96 «Типові технічні вимоги до станційного рівня АСУ ТП ТЕС»;

201. ГКД 34.20.661-2003 «Правила організації технічного обслуговування і ремонту

устаткування, будівель і споруд електростанцій і мереж».

8. ОСНОВНІ СКОРОЧЕННЯ,

що застосовані у технічних вимогах документації конкурсних торгів

КВП і А – контрольно-вимірювальні прибори і автоматика

БЗУ – блокова знесолювальна установка

ВРП – відкритий розподільчий пристрій

ККД – коефіцієнт корисної дії

ДРГ – димовисмоктувач рециркуляції гарячих газів

ДІГ – димовідсмоктувач присадки інертних газів

МВ – млиновий вентилятор

ДВ – дуттєвий вентилятор

КБМ – кульковий барабанний млин

НПС – навпівпроводникові соленоїди

НМС – навпівпроводникова магнитна система

ЦВТ – циліндр високого тиску

ЦНТ – циліндр низького тиску

ТПП – таганрізьський пиловугільний прямоточний

ГСШ – газовий семочка штиб

МП – межі постачань

ПВР – проектно-вишукувальні роботи

DIN - cтандарт, що має національне значення або яке є попереднім для розробки

міжнародного документу

SI – міжнародна система одиниць

ЗВТ – засоби вимірювальної техніки

ГДШХ - гранично допустимі шумові характеристики

ТДШХ - технічно досяжні шумові характеристики

ХТГЗ - Харківський завод, нині ВАТ «Турбоатом»

АГП- автомат гасіння поля

АДВ - аеродінамічній виступ

АПС - автоматична пожежно сігналізація

АПГ - автоматичне пожежогасіння

АТС - автоматична телефонна станція

БКСТ блок клапанів середнього тиску

БНС берегова насосна станція

БЗУ блокова знесолюючої установка

ШРОУ швидкодіюча редукційно-охолоджувальна установка

БЩУ блочний щит управління

ВПУ валоповоротний пристрій

ВРЧ верхня радіаційна частина

ГЗВ гідрозоловидалення

199

ГПЗ головна парова засувка

ГПП гарячі нитки промперегріву

ГСР гідравлічна система регулювання

ДВ дутьевой вентилятор

ДРГ димосос рециркуляції газів

КППВТ конвективний пароперегрівач високого тиску

КППНТ конвективний пароперегрівач низкого тиску

КРП комплектний розподільчий пристрій

КТП комплектна трансформаторна підстанція

КЕН конденсатний електронасос

ЛЕП лінія електропередачі

MB млиновий вентилятор

НРЧ нижня радіаційна частина

НФС насосно-фільтрувальна станція

ОУ охолоджуюча установка

ВПР відкритий розподільний пристрій

ПВТ підігрівач високого тиску

ПНД підігрівач низького тиску

ППТО паропаровой теплообмінник

ЖСВ живильник сирого вугілля

ПТК програмно-технічний комплекс

ПЖН турбоживильний насос

ПУЕ правила улаштування електроустановок

РВТ ротор високого тиску

РПП регенеративний повітряпідігрівач

РК регулюючий клапан

РНТ ротор низького тиску

РОУ редукційно-охолоджувальна установка

РСТ ротор середнього тиску

ЗДТУ засоби диспетчерського та технологічного управління

СКУ система контролю і управління

СРЧ1 середня радіаційна частина (1 ступінь)

СРЧ2 середня радіаційна частина (2 ступінь)

Ст. № станційний номер енергоблока

ТЕС теплова електростанція

ХПП холодні нитки промперегріву

ЦВТ циліндр високого тиску

ЦНТ циліндр низького тиску

ЦСТ циліндр середнього тиску

ЦЩУ центральний щит управління

ШБМ шаробарабанний млин

ШПП ширмовий пароперегрівач

ЕПК екрани поворотною камери

ш / ш шнекове безперервне шлаковидалення

п / п пиложивильник

ЩСУ щит управління і сигналізації

ГМНТ головний маслонасос змащення турбіни

АМНУ аварійний маслонасос ущільнень генератора

МНУ маслонасос ущільнень генератора

НТВ насос технічної води

ПЗВ пристрій захисного відключення

КТП комплектна трансформаторна підстанція

200

ШАОТ шафа автоматичного охолодження трансформатора

БЖН бустерний живильний насос

НРТ Насос регулювання турбіни

КНЗУ Конденсаційний насос знесолюючої установки

ВП Віпрямний трансформатор

СУТ Система Управління тирісторів

201

9 .ДЖЕРЕЛА РОЗРОБКИ.

Джерелами для розробки стадії «Проект» та «Робоча документація» є:

1. 87-239-ТЕО 1.1. ВАТ «Дніпроенерго» Криворізька ТЕС. Технічне переоснащення

енергоблока ст.№5 . Техніко-економічне обґрунтування. Загальна пояснювальна записка.

Інститут „Теплоелектропроект”.арх.№087/1343;

2. 87-239-ТЕО 1.1.1.ВАТ «Дніпроенерго» Криворізька ТЕС. Технічне

переоснащення енергоблока ст.№5 . Техніко-економічне обґрунтування. Прикладення.

Інститут „Теплоелектропроект”.арх.№087/1344

3. 87-239-ТЕО 1.2. ВАТ «Дніпроенерго» Криворізька ТЕС. . Технічне

переоснащення енергоблока ст.№5 . Техніко-економічне обґрунтування. Проєкт

організації будівництва. Інститут „Теплоелектропроект”арх№087/1345;

4. 87-239-ТЕО 2 ВАТ «Дніпроенерго» Криворізька ТЕС. . Технічне переоснащення

енергоблока ст.№5 . Техніко-економічне обґрунтування. Креслення . Інститут

„Теплоелектропроект”арх №087/1346;

5. 87-239-ТЕО 3 ВАТ «Дніпроенерго» Криворізька ТЕС. . Технічне переоснащення

енергоблока ст.№5 . Техніко-економічне обґрунтування. Загальний кошторисний

розрахунок ціни. Об'ектні кошторисні розрахунки . Інститут

„Теплоелектропроект”арх.№087/1342;

6. 87-239- ТЕО 4.1 ВАТ «Дніпроенерго» «Криворізька ТЕС.Технічне

переоснащення енерго блока ст.№5 . Техніко-економічне обґрунтування. Локальні

розрахунки на загальнобудівельні роботи. Інститут „Теплоелектропроект”арх.3087/1338;

7. 87-239- ТЕО 4.2 ВАТ «Дніпроенерго» «Криворізька ТЕС.Технічне

переоснащення енерго блока ст.№5 . Техніко-економічне обґрунтування.Локальні

розрахунки на технологічні роботи. Інститут „Теплоелектропроект” арх.№ 087/1339;

8. 87-239- ТЕО 4.3 ВАТ «Дніпроенерго» «Криворізька ТЕС.Технічне

переоснащення енергоблока ст.№5 . Техніко-економічне обґрунтування.Локальні

розрахунки на едектротехнічні роботи і КІПіА. Інститут

„Теплоелектропроект”арх.№087/1340;

9. 87-239- ТЕО 4.4 ВАТ «Дніпроенерго» «Криворізька ТЕС.Технічне

переоснащення енергоблока ст.№5 . Техніко-економічне обґрунтування. Исходні данні до

локальних розрахунків. Інститут „Теплоелектропроект”арх.№087/1341;

10. 87-239- ТЕО 5 ВАТ «Дніпроенерго» «Криворізька ТЕС.Технічне

переоснащення енергоблока ст.№5 . Техніко-економічне обґрунтування. Оцінка впливу на

навколишнє середовище. Інститут „Теплоелектропроект”арх.3087/1347;

11. 87-239- ТЕО 6 ВАТ «Дніпроенерго» «Криворізька ТЕС.Технічне

переоснащення енергоблока ст.№5 . Техніко-економічне обґрунтування. Інженерно-

геологічні дослідження. Інститут „Теплоелектропроект”арх.3087/1333;

12. технічна документація по котлу;

13. експлуатаційна документація;

14. нормативна і довідкова документація;

15. тепловий розрахунок котельних агрегатів (нормативний метод);

16. інструкція по експлуатації електрофільтрів блоків 1…3, 5…10;

17. Інструкція по експлуатації тиристорних систем збудження с АРВ сильної дії на

ТГВ-300;

18. Інструкція по експлуатації мереж освітлення;

19. Інструкція по експлуатації силових кабелів;

20. Інструкція по експлуатації масляних вимикачів;

21. Інструкція по експлуатації турбіни К-300-240-2;

22. Інструкція по експлуатації котла ТПП-210А

202

Додаток 1 до технічних вимог

документації конкурсних торгів

Технічни вимоги

по інженерному забезпеченню об´єкта: «ПАТ «Дніпроенерго» Криворізька ТЕС.

Технічне переоснащення енергоблока ст..№5».

- встановлена потужність станції - 2820 МВт;

- встановлена потужність енергоблока ст..№5 -282 МВт;

Адреса:

- Дніпропетровська область, Апостоловський район м.Зеленодольськ

пл.Енергетиків, 1 Криворізька ТЕС

Поштова адреса: 53860, м. Зеленодольськ, Криворізька ТЕС Апостолівський район,

Дніпропетровська обл., Україна

Код міжнародного телефонного зв’язку: (05655)

Тел. директора (05655) 62-3-50, 6-63-50

Тел. головного інженера (05655) 62-5-55, 6-63-51

Факс (05656) 9-12-00

Електрона пошта: kans@ktes.dnepr.energy.gov.ua

Приєднання інженерних мереж технічно переоснащуємого обладнання енергоблока

ст..№5 по господарчо-питьевому, противопожежному водопроводу та каналізації,

паропроводам, дренажним паропроводам, трубопроводам конденсату, повітряпроводам,

електропостачання виконати от існуючій системи інженерних мереж енергоблока ст..№5 і

загальностанційних мереж Криворізької ТЕС .

Всі роботи по підключенню к інженерним мережам виконати згідно проекта..

203

Додаток 2 до технічних вимог

документації конкурсних торгів

Містобудівні умови і обмеження

забудови земельної ділянки

від 14 лютого 2011 року

м. Зеленодольськ Апостолівського району Дніпропетровської області,

площа Енергетиків, 1

( адреса або місце розташування земельної ділянки)

Вид об’єкта містобудування ВАТ “Дніпроенерго” Криворізька ТЕС. Технічне переоснащення

енергоблока ст. №5 Трьохстадійне проектування. Технічним переоснащенням

енергоблока ст. №5 передбачити: відновлення відсутнього устаткування, модернізацію

існуючого устаткування, існуючої теплової схеми енергоблока та впровадження нових

технологічних схем, модернізацію системи очищення димових газів, розробку технології

очистки від оксидів сірки та азоту.

2. Площа земельної ділянки _енергоблок ст. №5 розміщений на землях відводу

Криворізької ТЕС загальною площею 2 357,90 га згідно державного акту на право

користування землею ДП АП № 000042, зареєстрований за №160 10.08.2001 року.

Додаткового використання земельних ресурсів не потребується.

3. Граничний відсоток забудови земельної ділянки ------- %

4. Гранична щільність забудови земельної ділянки _____ кв.м. корисної площі на 1 га,

осіб на 1 га (для житлових будинків) відповідно до ДБН 360-92** “Містобудування.

Планування та забудова міських та сільських поселень”.

5. Гранична висота будівлі /споруди в межах висоти існуючих будівель та споруд

6. Мінімальні відступи будівлі/споруди від меж земельної ділянки, метрів:

відповідно до ДБН 360-92** “Містобудування. Планування та забудова міських та

сільських поселень”.

7. Мінімальні відступи будівлі/споруди від червоних ліній вулиць - відповідно до ДБН

360-92** “Містобудування. Планування та забудова міських та сільських поселень”.

8. Мінімальні відступи будівлі/споруди від суміжних будівель/споруд - відповідно до

ДБН 360-92** “Містобудування. Планування та забудова міських та сільських поселень”

9. Інші планувальні обмеження (площі територій земельної ділянки, які попадають в зони

санітарної охорони, санітарно-захисні зони тощо, та режим їх використання) за

матеріалами генерального плану міста

Зеленодольськ земельна ділянка знаходиться на території промзони

10. Вимоги до організації під’їздів до будівлі/споруди, пішохідних переходів, місць

паркування транспортних засобів використовувати існуючі автодороги загального

користування, внутрішні автомобільні дороги, до всіх проектуємих будівель і споруд

передбачити влаштування автомобільних під'їздів і площадок для технологічного і

транспортного зв'язку, а також для забезпечення норм протипожежної безпеки

11. Вимоги до орієнтації в’їздів (входів), вантажопотоків, місць паркування транспортних

засобів в ув'язці з існуючими автомобільними під'їздами, прилеглою територією та

згідно протипожежних норм

12. Особливі умови (за наявності відповідних рішень органів місцевого самоврядування,

204

розпоряджень або висновків органів виконавчої влади, органів державного нагляду – з

посиланням на номер і дату документу) щодо:

благоустрою та озеленення земельної ділянки не передбачати

малих архітектурних форм не передбачати

елементів зовнішньої реклами не передбачати

використання підземного простору, підвалів, цокольних поверхів, перших поверхів не

передбачати

розташування та використання вбудовано-прибудованих приміщень _-

опорядження будівлі/споруди (колір та матеріал фасаду тощо) застосувати

сучасні будівельні та оздоблювальні матеріали

можливості зміни функціонального призначення об’єкта, відомості про історико-

культурну та архітектурну цінність об’єкта, умови зміни його окремих елементів чи

об’ємно-планувального та/або об’ємно-просторового рішення в цілому - при намірі

здійснити реконструкцію, реставрацію,

розширення, технічне переоснащення об’єктів виробничого призначення, капітальний

ремонт будівлі/споруди) відсутні, технічне переоснащення не тягне за собою зміну

функціонального призначення даного підприємства

13. Вимоги до територій, будівель, споруд, що потрапляють у зону впливу об’єкта

містобудування в разі реалізації наміру забудови відсутні

14. Вимоги щодо забезпечення санітарного та епідемічного благополуччя населення,

необхідності розроблення та проведення санітарно-гігієнічних та протиепідемічних

заходів (забезпечення нормативної тривалості інсоляції, природної освітленості,

можливість організації зони санітарної охорони джерел водопостачання, санітарно-

захисної зони підприємств, зони обмеження забудови радіоелектронних засобів,

санітарного розриву та санітарно-охоронної смуги, рівень впливу хімічних, фізичних і

біологічних чинників, забруднення атмосферного повітря, води та ґрунту, тощо) на

підставі висновку державної санітарно-епідеміологічної служби про можливість

відведення земельної ділянки, одержаного замовником відповідно до вимог земельного

законодавства технічним переоснащенням енергоблока передбачається поліпшення

екологічного становища району шляхом зменшення шкідливих викидів в атмосферу

15. Вимоги щодо необхідності розроблення у складі проектної документації розділу

«Інженерно-технічні заходи цивільного захисту (цивільної оборони)» відповідно до

вимог управління цивільного захисту головного управління МНС України

16. Вимоги щодо необхідності розроблення у складі проектної документації заходів у

сфері цивільного захисту та техногенної безпеки_відповідно до вимог управління

цивільного захисту головного управління МНС України

17. Перелік юридичних осіб (підприємств, установ, організацій), які повинні надати

технічні умови щодо інженерного забезпечення об’єкта містобудування, забезпечення

пожежної та техногенної безпеки, цивільного захисту одержати погодження:

- головне управління МНС України

- державне управління охорони навколишнього природного середовища в

Дніпропетровській області

- за необхідності інші технічні умови згідно чинного законодавства

Ці містобудівні умови і обмеження забудови земельної ділянки надані на підставі:

- законів України “Про планування і забудову територій”, “Про основи

містобудування”, “Про архітектурну діяльність”

- земельного кодексу України

- ДБН 360-92** “Містобудування. Планування і забудова міських і сільських

поселень”

- рішення Зеленодольської міської ради від 20 жовтня 2010 р. №190-2.3

205

Додаток 3 до технічних вимог

документації конкурсних торгів

Технічни вимоги

з енергозбереження та енергоефективності для розробки проектної документации на

будівництво, реконструкцію та розширення об´єктів.

№11.15.05-01024.75.11.3-КР-ТВ-028

м. Дніпропетровськ 29 березня 2011р.

При проектуванні передбачити:

1. Надати техніко-економічні показники та річні показники споживання паливно-

енергетичних ресурсів в відповідності з вимогами ДБН А.2.2-3-2004, додаток И, п.5;

2. При розробці проектів виробничих об´єктів з сумарним річним споживанням ПЕР

понад 1000 т.у.п. скласти норми питомих витрат ПЕР на виготовлення продукції, надання

послуг. Наказ Держкоменергозбереження від 22.10.2002 р. №112, п.1.17;

3. Передбачити заходи з енергозбереження згідно ДБН А.2.2-3-2004 додаток И, п.5;

4. Передбачити застосування приладів обліку споживання електроенергії згідно вимог

ПУЕ, глава 1.5;

5. Загальне освітлення виробничих споруд слід виконувати згідно вимог ДБН В2.5-28-

2006, п.4.4.

Проект подати на експертизу в територіальне управління Державної інспекції з

енергозбереження по Дніпропетровській області.