Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей

(утв. Минэнерго СССР 20.02.1989)

ПРАВИЛА ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ И СЕТЕЙ

Обязательны для тепловых электростанций и котельных, работающих на органическом топливе, гидроэлектростанций, электрических и тепловых сетей всех министерств и ведомств, научно-исследовательских институтов, конструкторских бюро, проектных, строительно-монтажных, ремонтных и наладочных организаций, выполняющих работы применительно к этим объектам.

Приводится порядок организации эксплуатации оборудования тепловых и гидроэлектростанций, котельных, электрических и тепловых сетей. 13-е издание вышло в 1977 г. В 14-м издании отражены изменения в структуре и техническом уровне эксплуатации и ремонта в энергосистемах и на энергопредприятиях.

Для инженерно-технических работников и рабочих энергопредприятий и организаций.

ПРЕДИСЛОВИЕ

«Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей» (14-е издание) переработаны и дополнены на основании требований вновь вышедших законодательных актов и постановлений с учетом опыта эксплуатации оборудования, производственных зданий и коммуникаций. Учтены также предложения энергообъединений, энергопредприятий, заводов — изготовителей оборудования, Госгортехнадзора СССР, научно-исследовательских институтов, проектных, ремонтных и наладочных организаций.

В Правилах изложены основные организационные и технические требования к эксплуатации энергетических объектов, неуклонное выполнение которых обеспечит экономичную, надежную и слаженную работу всех звеньев энергетических систем.

Требования к проектированию, строительству, монтажу, ремонту и устройству энергетических установок и оснащению их средствами контроля, автоматики и защиты в настоящих Правилах изложены кратко, поскольку они рассматриваются в действующих нормативно-технических документах. В их число входят:

нормы технологического проектирования тепловых и гидравлических электростанций, подстанций, линий электропередачи и энергосистем;

правила техники безопасности (ПТБ);

правила организации технического обслуживания и ремонта;

правила Госгортехнадзора СССР;

«Правила устройства электроустановок» (ПУЭ);

строительные нормы и правила (СНиП) Госстроя СССР;

санитарные нормы проектирования промышленных предприятий;

государственные стандарты СССР;

«Основы водного законодательства СССР»;

водные кодексы союзных республик;

правила взрывобезопасности;

объемы и технические условия на выполнение технологических защит;

«Руководящие указания по объему технологических измерений, сигнализации, автоматического регулирования и технологической защиты на тепловых электростанциях»;

руководящие указания по устойчивости энергосистем и их противоаварийной автоматике.

Все действующие отраслевые документы должны быть приведены в соответствие с настоящим изданием Правил.

В настоящее издание включены новые главы: 1.5. Технический надзор. Контроль за организацией эксплуатации; 1.8. Автоматизированные системы управления; 1.9. Метрологическое обеспечение; 1.12. Соблюдение природоохранных требований; 3.4. Техническое водоснабжение; 4.13. Контроль за состоянием металла; 5.6. Конденсаторные установки; 6.9. Переключения в тепловых схемах энергоустановок.

В отличие от предыдущих настоящие Правила не распространяются на атомные электростанции, а также на стационарные и передвижные дизельные электростанции.

1. ОРГАНИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ

1.1. ЗАДАЧИ И ОРГАНИЗАЦИОННАЯ СТРУКТУРА

1.1.1. Основной задачей электростанций, котельных, электрических и тепловых сетей является производство, преобразование, распределение и отпуск электрической энергии и тепла потребителям (далее — энергопроизводство).

1.1.2. Основным технологическим звеном энергетической отрасли является энергосистема, представляющая собой комплекс электростанций, котельных, электрических и тепловых сетей (далее — энергопредприятия), связанных общностью режима работы и имеющих централизованное оперативное управление, осуществляемое диспетчерской службой.

Несколько энергосистем, имеющих общий режим работы и общее диспетчерское управление, образуют объединенную энергосистему (ОЭС).

Объединенные энергосистемы, соединенные межсистемными связями, имеющие общий режим работы и центральное диспетчерское управление и охватывающие значительную часть территории страны, образуют единую энергосистему (ЕЭС СССР).

1.1.3. Техническое и оперативное руководство энергосистемами осуществляют соответствующие подразделения аппарата производственного объединения энергетики и электрификации (далее — энергообъединение).

1.1.4. Энергообъединения должны создаваться по территориальному принципу и в своей деятельности руководствоваться Законом СССР «О государственном предприятии (объединении)».

1.1.5. В состав энергообъединения в качестве структурных единиц или самостоятельных предприятий входят электростанции, котельные, предприятия электрических и тепловых сетей, а также ремонтные, наладочные подразделения, предприятия энергонадзора и другие специализированные организации, обеспечивающие энергопроизводство.

1.1.6 Основные обязанности работников отрасли:

соблюдение заданных условий энергоснабжения потребителей;

поддержание нормального качества отпускаемой энергии — нормированных частоты и напряжения электрического тока, давления и температуры теплоносителя;

соблюдение оперативно-диспетчерской дисциплины;

содержание оборудования, зданий и сооружений в состоянии эксплуатационной готовности;

обеспечение максимальной экономичности и надежности энергопроизводства;

соблюдение требований взрыво- и пожаробезопасности в процессе эксплуатации оборудования;

выполнение требований гигиены и безопасности труда;

снижение вредного влияния производства на людей и окружающую среду.

1.1.7. На каждом энергопредприятии приказом руководителя должны быть распределены функции по обслуживанию оборудования, зданий, сооружений и коммуникаций между производственными подразделениями (цехами, районами, службами, участками, лабораториями) с учетом возможности подчинения предприятиям электрических и тепловых сетей персонала отдельных электростанций и отопительных котельных или подчинения персонала электрических и тепловых сетей другим структурным единицам (предприятиям).

1.1.8 Каждое производственное энергообъединение должно обеспечивать:

оперативное развитие энергосистемы для удовлетворения потребностей в электрической энергии и тепле;

эффективную работу энергопредприятий путем повышения производительности труда, снижения себестоимости электрической энергии и тепла, повышения эффективности использования мощности установленного оборудования, осуществления мероприятий по энергосбережению и использованию вторичных энергоресурсов;

повышение надежности, безопасности и безаварийности работы оборудования, сооружений, устройств, систем управления; обновление основных производственных фондов путем технического перевооружения и реконструкции энергопредприятий, модернизации оборудования;

внедрение и освоение новой техники, технологии эксплуатации и ремонта, эффективных и безопасных методов организации производства и труда;

повышение квалификации персонала, распространение передовых методов производства и экономических знаний, развитие рационализации и изобретательства;

диспетчерское управление электростанциями (включая атомные), котельными, а также транзитными подстанциями, не находящимися в хозяйственном подчинении энергообъединения, но связанными с энергосистемой;

технический надзор за эксплуатацией блок-станций, сетей и районных отопительных котельных других ведомств, находящихся на территории и подключенных к сети, обслуживаемой энергосистемой;

надзор за рациональным и эффективным использованием электроэнергии и тепла, за техническим состоянием электрических и теплоиспользующих установок потребителей, соблюдением предприятиями и учреждениями установленных им лимитов потребления энергии.

1.1.9. Каждый работник энергопредприятия, организации отрасли должен ясно представлять себе особенности энергетического производства и его значение для народного хозяйства страны, всемерно укреплять и строго соблюдать государственную, трудовую и технологическую дисциплину, соблюдать правила трудового распорядка, содержать в чистоте и порядке свое рабочее место.

1.2. ПРИЕМКА В ЭКСПЛУАТАЦИЮ ОБОРУДОВАНИЯ И СООРУЖЕНИЙ

1.2.1. Полностью законченные строительством ТЭС, ГЭС, районные котельные (паровые и водогрейные), объекты электрических и тепловых сетей, а также, в зависимости от сложности энергообъекта, их очереди и пусковые комплексы должны быть приняты в эксплуатацию в порядке, установленном действующими правилами. Данное требование распространяется также на приемку в эксплуатацию энергообъектов после расширения, реконструкции, технического перевооружения.

1.2.2. Пусковой комплекс должен включать в себя обеспечивающую нормальную эксплуатацию при заданных параметрах часть полного проектного объема энергообъекта, состоящую из совокупности сооружений и объектов, отнесенных к определенным энергоустановкам либо к энергообъекту в целом на завершающем этапе строительства (без привязки к конкретным энергоустановкам). В него должны входить: оборудование, сооружения, здания (или их части) основного производственного, подсобно-производственного, вспомогательного, бытового, транспортного, ремонтного и складского назначений, средства диспетчерского и технологического управления (СДТУ), средства связи, инженерные коммуникации, очистные сооружения, благоустроенная территория, пункты общественного питания, здравпункты, обеспечивающие производство, передачу и отпуск потребителям электрической энергии и тепла, пропуск судов или рыбы через судопропускные или рыбопропускные устройства. В объеме, предусмотренном проектом для данного пускового комплекса, должны быть обеспечены нормативные санитарно-бытовые условия и безопасность для работающих; защита от загрязнения водоемов и атмосферного воздуха; пожарная безопасность.

Пусковой комплекс должен быть разработан и представлен генеральным проектировщиком в установленные сроки, согласован с заказчиком и генподрядчиком, а пусковой комплекс межсистемного значения должен быть согласован с соответствующим объединенным диспетчерским управлением и утвержден в установленном порядке.

1.2.3 Перед приемкой в эксплуатацию энергообъекта (пускового комплекса) должны быть проведены:

индивидуальные испытания оборудования и функциональные испытания отдельных систем, завершающиеся для энергоблоков пробным пуском основного и вспомогательного оборудования;

комплексное опробование оборудования.

Во время строительства и монтажа зданий и сооружений должны быть проведены промежуточные приемки узлов оборудования и сооружений, в том числе скрытых работ.

1.2.4. Индивидуальные и функциональные испытания оборудования и отдельных систем должны быть проведены генподрядчиком с привлечением персонала заказчика по проектным схемам после окончания всех строительных и монтажных работ по данному узлу. Перед индивидуальным и функциональным испытаниями должно быть проверено выполнение: настоящих Правил, строительных норм и правил, стандартов, включая стандарты безопасности труда, норм технологического проектирования, правил Госгортехнадзора СССР и других органов государственного надзора, «Правил устройства электроустановок», правил техники безопасности и промышленной санитарии, правил взрыво- и пожаробезопасности, указаний заводов-изготовителей, инструкций по монтажу оборудования.

1.2.5. Дефекты и недоделки, допущенные в ходе строительства и монтажа, а также дефекты оборудования, выявленные в процессе индивидуальных и функциональных испытаний, должны быть устранены строительными, монтажными организациями и заводами-изготовителями до начала комплексного опробования.

1.2.6. Пробные пуски энергоблоков до комплексного опробования должны быть проведены заказчиком. При пробном пуске должна быть проверена работоспособность оборудования и технологических схем, безопасность их эксплуатации; проведены проверка и настройка всех систем контроля и управления, в том числе автоматических регуляторов, устройств защиты и блокировок, устройств сигнализации и контрольно-измерительных приборов; проверена готовность оборудования к комплексному опробованию.

Перед пробным пуском должны быть подготовлены условия для надежной и безопасной эксплуатации энергообъекта:

укомплектован, обучен (с проверкой знаний) эксплуатационный и ремонтный персонал, разработаны эксплуатационные инструкции и оперативные схемы, техническая документация по учету и отчетности;

подготовлены запасы топлива, материалов, инструмента и запасных частей;

введены в действие средства диспетчерского и технологического управления (СДТУ) с линиями связи, системы пожарной сигнализации и пожаротушения, аварийного освещения, вентиляции;

смонтированы и налажены системы контроля и управления;

получены разрешения на эксплуатацию энергообъекта от органов Госгортехнадзора СССР и других органов государственного надзора, санитарной инспекции и технической инспекции труда профессионального союза.

1.2.7. Комплексное опробование должен проводить заказчик. При комплексном опробовании должна быть проверена совместная работа основных агрегатов и всего вспомогательного оборудования под нагрузкой.

Началом комплексного опробования энергоустановки считается момент включения ее в сеть или под нагрузку.

Комплексное опробование оборудования по схемам, не предусмотренным проектом, запрещается.

Комплексное опробование оборудования электростанций и котельных считается проведенным при условии нормальной и непрерывной работы основного оборудования в течение 72 ч на основном топливе с номинальной нагрузкой и проектными параметрами пара (для газотурбинных установок (ГТУ) — газа) для тепловой электростанции, напором и расходом воды для гидроэлектростанции, предусмотренными в пусковом комплексе, и при постоянной или поочередной работе всего вспомогательного оборудования, входящего в пусковой комплекс.

В электрических сетях комплексное опробование считается проведенным при условии нормальной и непрерывной работы под нагрузкой оборудования подстанций в течение 72 ч, а линий электропередачи в течение 24 ч.

В тепловых сетях комплексное опробование считается проведенным при условии нормальной и непрерывной работы оборудования под нагрузкой в течение 24 ч с номинальным давлением, предусмотренным в пусковом комплексе.

Для газотурбинных установок обязательным условием комплексного опробования является, кроме того, успешное проведение 10, а для гидроагрегатов ГЭС и ГАЭС — 3 автоматических пусков.

При комплексном опробовании должны быть включены предусмотренные проектом контрольно-измерительные приборы, блокировки, устройства сигнализации и дистанционного управления, защиты и автоматического регулирования, не требующие режимной наладки.

Если комплексное опробование не может быть проведено на основном топливе или номинальная нагрузка и проектные параметры пара (для ГТУ — газа) для тепловой электростанции, напор и расход воды для гидроэлектростанции или нагрузка для подстанции, линии электропередачи при совместном или раздельном опробовании и параметры теплоносителя для тепловых сетей не могут быть достигнуты по каким-либо причинам, не связанным с невыполнением работ, предусмотренных пусковым комплексом, решение провести комплексное опробование на резервном топливе, а также предельные параметры и нагрузки принимаются и устанавливаются Государственной приемочной комиссией и оговариваются в акте приемки в эксплуатацию пускового комплекса.

1.2.8. Для подготовки энергообъекта (пускового комплекса) к предъявлению Государственной приемочной комиссии заказчиком должна быть назначена рабочая комиссия, которая принимает по акту оборудование после проведения его индивидуальных испытаний для комплексного опробования. С момента подписания этого акта заказчик несет ответственность за сохранность оборудования.

Рабочая комиссия должна принять по акту оборудование после комплексного опробования и устранения выявленных дефектов и недоделок, а также составить акт о готовности законченных строительством зданий и сооружений для предъявления его Государственной приемочной комиссии.

В случае необходимости рабочие комиссии должны образовывать специализированные подкомиссии (строительную, турбинную, котельную, гидротехническую, электротехническую, по системам контроля и управления и др.).

Подкомиссии должны составить заключения о состоянии соответствующей их профилю части объекта и готовности ее к комплексному опробованию оборудования и приемке в эксплуатацию, которые должны быть утверждены рабочей комиссией.

1.2.9. При приемке оборудования, зданий и сооружений рабочей комиссией генеральная подрядная строительная организация должна представить заказчику документацию в объеме, предусмотренном действующими СНиП и отраслевыми правилами приемки.

1.2.10. Контроль за устранением дефектов и недоделок, выявленных рабочей комиссией, должен осуществлять заказчик, который предъявляет энергообъекты к приемке.

1.2.11. Приемка в эксплуатацию пусковых комплексов, очередей или энергообъектов в целом должна быть произведена Государственной приемочной комиссией.

Государственная приемочная комиссия назначается Советом Министров СССР, Минэнерго СССР или нижестоящими органами управления в зависимости от значения и сметной стоимости пускового комплекса.

1.2.12. Приемка в эксплуатацию оборудования, зданий и сооружений с дефектами, недоделками запрещается.

После комплексного опробования и устранения выявленных дефектов и недоделок Государственная приемочная комиссия должна оформить акт приемки в эксплуатацию оборудования с относящимися к нему зданиями и сооружениями. Государственная приемочная комиссия устанавливает длительность периода освоения серийного оборудования, во время которого должны быть закончены необходимые испытания, наладочные и доводочные работы и обеспечена эксплуатация оборудования с проектными показателями. Длительность периода освоения не должна превышать сроков, указанных в действующих нормах продолжительности освоения проектных мощностей. Для головных образцов оборудования срок освоения устанавливается Минэнерго СССР по согласованию с Госпланом СССР в соответствии с координационным планом работ по доводке, наладке и освоению этого оборудования.

1.2.13. Заказчик должен представить Государственной приемочной комиссии документацию, подготовленную рабочей комиссией в объеме, предусмотренном действующими СНиП и отраслевыми правилами приемки.

Все документы должны быть занесены в общий каталог, а в отдельных папках с документами должны быть заверенные описи содержимого. Документы должны храниться в техническом архиве заказчика вместе с документами, составленными Государственной приемочной комиссией.

1.2.14. Законченные строительством отдельно стоящие здания, сооружения и электротехнические устройства, встроенные или пристроенные помещения производственного, подсобно-производственного и вспомогательного назначения со смонтированным в них оборудованием, средствами управления и связи принимаются в эксплуатацию рабочими комиссиями по мере их готовности до приемки пускового комплекса для предъявления их Государственной приемочной комиссии.

1.2.15. Опытные (экспериментальные), опытно-промышленные энерготехнологические установки подлежат приемке в эксплуатацию Государственной приемочной комиссией, если они подготовлены к проведению опытов или выпуску продукции, предусмотренной проектом.

1.2.16. Подводная часть всех гидротехнических сооружений (с закладной контрольно-измерительной аппаратурой и оборудованием), а также судопропускных и рыбопропускных устройств должна быть выполнена в объеме пускового комплекса и принята рабочей комиссией до их затопления. Окончательная их приемка в полном проектном объеме должна быть произведена при приемке в эксплуатацию энергообъекта в целом. Разрешение на затопление котлована и перекрытие русла рек (для ГЭС) дает Государственная приемочная комиссия или комиссия, специально назначенная Минэнерго СССР.

1.2.17. Датой ввода объекта в эксплуатацию считается дата подписания акта Государственной приемочной комиссией.

1.3. ПОДГОТОВКА ПЕРСОНАЛА

1.3.1. К работе в организациях и на энергопредприятиях должны допускаться лица, имеющие образование, соответствующее их должности (для ИТР), или прошедшие подготовку в объеме требований «Положения о профессиональном обучении рабочих на производстве в системе Минэнерго СССР» (для рабочих).

1.3.2. К управлению оборудованием энергетических установок, их техническому обслуживанию или ремонту должны допускаться лица, прошедшие курс специальной подготовки при одном из учебных заведений и аттестованные на право работы в соответствующей должности.

1.3.3. Подготовка персонала на энергопредприятиях должна быть организована в соответствии с «Основными научно-техническими требованиями к созданию отраслевой системы подготовки эксплуатационного персонала энергопредприятий с использованием технических средств», утвержденными Минэнерго СССР.

1.3.4. Руководство процессом подготовки, поддержания и повышения квалификации персонала должны осуществлять главные инженеры, а контроль за его осуществлением — руководители предприятий (организаций).

1.3.5. Каждое энергопредприятие должно иметь техническую библиотеку, технический кабинет, кабинеты по технике безопасности и пожарной безопасности (допускается объединение двух последних).

1.3.6. Каждое энергопредприятие должно иметь объекты и стационарные установки для обучения и тренировки персонала (сетевые полигоны, специально оборудованные учебные помещения и тренажерные пункты), обслуживаемые опытными инструкторами.

1.3.7. В каждом энергообъединении должен быть создан учебно-курсовой комбинат, состоящий из учебных классов и лабораторий общетехнического и специального обучения, и учебно-тренировочная база для оперативного персонала всех уровней.

1.3.8. Допуск к самостоятельной работе персонала, осуществляющего управление или обслуживание энергетических установок и их элементов, должен производиться после стажирования (подготовки на рабочем месте и получения практических навыков в работе), проверки знаний настоящих Правил технической эксплуатации (ПТЭ), правил техники безопасности (ПТБ), правил пожарной безопасности (ППБ), действующих должностных и производственных инструкций и дублирования (исполнения обязанностей дежурного на рабочем месте).

1.3.9. Допуск к самостоятельной работе инженерно-технических работников и рабочих, непосредственно осуществляющих ремонт, наладку и испытания энергетического оборудования, должен производиться после стажирования и проверки знаний ПТЭ, ПТБ, ППБ, должностных и производственных инструкций.

1.3.10. Стажирование персонала должно быть организовано по индивидуальным программам, утвержденным главным инженером предприятия (организации).

1.3.11. Допуск работников, не связанных с непосредственной эксплуатацией, ремонтом или наладкой энергетических установок, должен производиться после проверки знаний ПТБ, ППБ, должностных и производственных инструкций.

1.3.12. Лица, назначаемые на инженерно-технические должности, связанные с управлением энергоустановкой, должны пройти подготовку на рабочих местах по программам, утвержденным главным инженером предприятия (организации).

1.3.13. Обучение, проверка знаний и аттестация персонала, обслуживающего объекты, подконтрольные органам Государственного надзора, должны быть организованы и проводиться в соответствии с требованиями этих органов и по программам, согласованным с ними.

1.3.14 Проверка знаний ПТЭ, ПТБ, ППБ, должностных и производственных инструкций должна производиться:

первичная — перед допуском к самостоятельной работе;

периодическая — в установленные сроки;

внеочередная — при нарушении правил и инструкций, по требованию органов государственного надзора, Госинспекции по эксплуатации электростанций и сетей и вышестоящих органов управления, по решению специальных комиссий.

1.3.15. Периодическая проверка знаний ПТЭ, ППБ, производственных и должностных инструкций должна производиться не реже 1 раза в 3 года.

1.3.16. Периодичность проверки знаний ПТБ, правил устройства и безопасной эксплуатации оборудования, подконтрольного Госгортехнадзору СССР, следующая:

для лиц, связанных непосредственно с управлением и обслуживанием энергоустановок, а также для рабочих всех категорий — 1 раз в год;

для остальных руководящих и инженерно-технических работников — 1 раз в 3 года.

1.3.17. Объем знаний правил и инструкций для специалистов по каждой должности должен быть установлен положением или должностной инструкцией, утвержденной руководителем предприятия (организации).

1.3.18. В объем проверки знаний оперативного персонала должны дополнительно включаться упражнения на технических средствах обучения и тренировки, а также психофизиологическое тестирование.

1.3.19. Допуск к самостоятельному управлению оборудованием работников, не прошедших проверку знаний в установленные или предписанные сроки, запрещается.

1.3.20. Для повышения уровня знаний и совершенствования методов безаварийной и безопасной работы все работники, связанные непосредственно с эксплуатацией оборудования, зданий и сооружений, должны проходить ежемесячные инструктажи по утвержденному графику или тематическому плану.

Оперативный персонал, связанный с управлением энергоустановками, 1 раз в 3 мес. должен проходить противоаварийные и противопожарные тренировки.

Лица, получившие по результатам проведенной тренировки неудовлетворительную оценку, должны быть подвергнуты внеочередной проверке знаний ПТЭ, ПТБ, ППБ, производственных и должностных инструкций.

1.3.21. Все работники энергопредприятий и организаций должны обучаться на курсах повышения квалификации в объеме и с периодичностью, установленными правилами подготовки эксплуатационного персонала.

1.4. КОНТРОЛЬ ЗА ЭФФЕКТИВНОСТЬЮ РАБОТЫ ЭНЕРГОПРЕДПРИЯТИЙ

1.4.1. На энергопредприятиях и в энергообъединениях должен быть организован анализ технико-экономических показателей для оценки состояния оборудования, режимов его работы, соответствия нормируемых и фактических показателей, эффективности проводимых организационно-технических мероприятий.

Целью анализа должно быть улучшение конечного результата работы каждого энергообъединения, предприятия, цеха, участка, смены.

1.4.2. В энергообъединениях, на электростанциях и в сетях должен быть организован по установленным формам учет показателей работы оборудования (сменный, суточный, месячный, годовой) для контроля его экономичности и надежности, основанный на показаниях контрольно-измерительной аппаратуры, результатах испытаний, измерений и расчетов.

1.4.3. Руководители энергообъединений и энергопредприятий должны обеспечивать достоверность показаний контрольно-измерительных приборов, правильную постановку учета и отчетности в соответствии с действующими нормативно-техническими документами.

1.4.4. Результаты работы смены, цеха, энергопредприятия должны не реже 1 раза в месяц рассматриваться с персоналом в целях анализа и устранения недостатков его работы, а также ознакомления с опытом передовых смен и отдельных работников.

1.4.5. В энергосистемах, на электростанциях и в сетях должны разрабатываться и выполняться мероприятия по повышению надежности и экономичности работы оборудования, энергосбережению, в том числе по экономии топлива и других энергоресурсов, технологического расхода и потерь энергии в электрических и тепловых сетях и использованию вторичных энергоресурсов.

1.4.6 В качестве основных технико-экономических показателей в электроэнергетике установлены:

количество выработанных и отпущенных электроэнергии и тепла каждой электростанцией и энергосистемой;

рабочая электрическая мощность и показатели эффективности использования установленной мощности электростанции и энергосистемы;

аварийность, наработка на отказ;

себестоимость электроэнергии и тепла, отпущенных электростанцией и энергосистемой;

прибыль по энергосистеме;

удельный расход условного топлива на отпущенные электроэнергию и тепло;

удельный расход воды на отпущенную гидроэлектростанцией электроэнергию и коэффициент использования водотока;

расход электроэнергии на собственные нужды (СН) электростанций, отнесенный отдельно к выработке электроэнергии и отпуску тепла;

технологический расход электроэнергии на ее транспорт в электрических сетях;

потери тепла в тепловых сетях;

перетоки электроэнергии между энергосистемами;

удельная численность и коэффициент обслуживания промышленно-производственного персонала.

1.4.7. На каждой тепловой электростанции мощностью 10 МВт и более, гидроэлектростанции мощностью 30 МВт и более, районной котельной теплопроизводительностью 50 Гкал/ч (209,5 ГДж/ч) и более должны быть разработаны энергетические характеристики оборудования, устанавливающие зависимость технико-экономических показателей его работы в абсолютном или относительном исчислении от электрических и тепловых нагрузок.

Целесообразность разработки характеристик по другим электростанциям и районным котельным должна быть установлена энергообъединением.

1.4.8. Энергетические характеристики оборудования и нормы отдельных показателей должны быть представлены эксплуатационному персоналу в форме режимных карт, инструкций, таблиц и графиков.

1.4.9. Энергетические характеристики оборудования и графики расчетных удельных расходов топлива и воды на отпущенную электроэнергию и тепло по каждой группе оборудования электростанции должны пересматриваться 1 раз в 5 лет.

Пересмотр должен проводиться также в том случае, когда вследствие технического перевооружения и реконструкции тепловых электростанций, изменения вида или марки сжигаемого топлива фактические удельные расходы топлива на отпуск электроэнергии и тепла изменяются более чем на 2 и 1% соответственно.

1.4.10. Распределение электрических нагрузок между агрегатами конденсационных и гидравлических электростанций должно осуществляться на основе метода относительных приростов расхода топлива (воды).

Распределение электрических и тепловых нагрузок между энергоустановками ТЭЦ должно обеспечивать минимальный общий расход топлива на отпуск электроэнергии и тепла с учетом режимных требований энергосистемы по выработке электроэнергии.

1.4.11. Распределение электрических нагрузок между параллельно работающими электростанциями должно проводиться на основе метода относительных приростов в целях обеспечения минимальных расходов топлива в энергосистеме. При распределении нагрузок необходимо учитывать потери энергии на транспорт в сетях, обеспеченность отдельными видами энергоресурсов и требования надежного энергоснабжения потребителей.

1.4.12. Результаты деятельности энергопредприятий по повышению экономичности и улучшению топливоиспользования должны оцениваться по объему топлива (воды, электроэнергии), сэкономленного по сравнению с предусмотренным в нормативных характеристиках расходом, с учетом фактических условий работы оборудования.

1.4.13. В тепловых сетях энергетические характеристики должны составляться по показателям: тепловых потерь, удельного расхода электроэнергии на перекачку сетевой воды, температуре обратной сетевой воды.

1.4.14. В электрических сетях основной нормируемой величиной должен быть технологический расход электроэнергии на передачу.

1.4.15. Энергетические характеристики по объему, форме и содержанию должны соответствовать действующим методическим указаниям.

1.4.16. Поощрение персонала за экономию топлива должно осуществляться в соответствии с отраслевыми методиками на основе лицевых счетов экономии, определяющих личный вклад работника в общие показатели энергопредприятия.

Стимулирование экономии других энергоресурсов, снижения технологического расхода электроэнергии на передачу, энергосбережения и использования вторичных ресурсов должно производиться энергообъединением на основе утверждаемых им показателей и нормативов.

1.5. ТЕХНИЧЕСКИЙ НАДЗОР. КОНТРОЛЬ ЗА ОРГАНИЗАЦИЕЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ

1.5.1. На каждом энергопредприятии приказом руководителя должны быть назначены лица, ответственные за состояние и безопасную эксплуатацию всех элементов энергоустановок, а также определены должностные обязанности всего персонала по следующим направлениям:

управлению технологическими процессами;

организации надзора за техническим состоянием оборудования, зданий и сооружений;

разработке, организации и учету выполнения мероприятий, обеспечивающих безопасную и экономичную эксплуатацию объекта;

расследованию и учету всех нарушений в эксплуатации;

контролю за соблюдением требований нормативно-технических документов по эксплуатации, ремонту и наладке.

1.5.2. Периодическое техническое освидетельствование энергообъектов должен производить персонал подразделений энергообъединения.

В объем периодического технического освидетельствования на основании действующих нормативно-технических документов должны быть включены: наружный и внутренний осмотр, проверка технической документации, испытания в целях обеспечения безопасности работы оборудования и сооружений (гидравлические испытания, настройка предохранительных клапанов, испытания автоматов безопасности, грузоподъемных механизмов и т.п.).

1.5.3. Постоянный контроль за техническим состоянием оборудования должен обеспечиваться оперативным, оперативно-ремонтным и ремонтным персоналом.

Периодический осмотр оборудования, зданий и сооружений должны производить лица, ответственные за их состояние и безопасную эксплуатацию. Периодичность осмотра должна быть установлена главным инженером энергопредприятия. Результаты осмотра должны фиксироваться в специальном журнале.

1.5.4. Лица, ответственные за состояние и безопасную эксплуатацию оборудования, зданий и сооружений, должны обеспечивать эксплуатацию энергетических объектов в соответствии с требованиями инструкций и других нормативно-технических документов, контроль состояния энергоустановки, расследование и учет отказов в работе установки и ее элементов, ведение эксплуатационно-ремонтной документации.

1.5.5 Инженеры-инспекторы энергопредприятий должны обеспечивать:

расследование и учет аварий и отказов в работе оборудования;

контроль за состоянием технической документации;

периодический контроль за состоянием объектов;

учет выполнения профилактических и противоаварийных мероприятий, контроль за организацией претензионной работы;

контроль за подготовкой персонала;

доведение информации об авариях и отказах до органов ведомственного и государственного надзора.

1.5.6. Периодическому техническому освидетельствованию подлежат все оборудование, здания и сооружения, входящие в состав энергообъекта.

Освидетельствование должно быть организовано в сроки, установленные действующими инструкциями, но не реже 1 раза в 5 лет.

Результаты технического освидетельствования должны быть занесены в технический паспорт объекта.

1.5.7. Если выявлено предаварийное состояние энергоустановок или нарушения, влияющие на надежность и безопасную эксплуатацию объекта, а также если истек срок очередного технического освидетельствования, дальнейшая эксплуатация обследуемого объекта запрещается.

1.5.8 В обязанности вышестоящих органов управления энергопредприятиями входят:

контроль за организацией эксплуатации;

контроль за соблюдением ПТЭ, ПТБ, ППБ и инструкций по эксплуатации;

периодический контроль за состоянием оборудования, зданий и сооружений;

организация периодических освидетельствований;

контроль за соблюдением установленных сроков средних и капитальных ремонтов;

контроль за выполнением мероприятий и требований, изложенных в нормативно-технических и организационно-распорядительных документах;

контроль за расследованием нарушений ПТЭ и инструкций по эксплуатации;

оценка достаточности предупредительных и профилактических мероприятий по повышению технического уровня эксплуатации;

контроль за мероприятиями по предупреждению аварий и готовностью к их ликвидации;

учет нарушений ПТЭ, инструкций по эксплуатации и других нормативно-технических документов, в том числе на объектах, подконтрольных органам государственного надзора;

учет выполнения противоаварийных мероприятий на объектах, подконтрольных органам государственного надзора;

контроль за разработкой нормативно-технической документации по обеспечению безопасной эксплуатации энергообъектов;

ведение претензионной работы с заводами-изготовителями;

контроль за пересмотром технических условий на изготовление и поставку оборудования.

1.5.9. Все эксплуатируемое оборудование, здания и сооружения должны подвергаться специальному ведомственному надзору.

1.5.10 Основными задачами ведомственного надзора являются:

контроль за соблюдением установленных требований к техническому обслуживанию и ремонту;

контроль за выполнением ПТЭ, ПТБ, ППБ и инструкций по эксплуатации;

организация расследования, учет и анализ отказов в работе;

контроль за выполнением профилактических мероприятий по предупреждению отказов в работе и производственного травматизма;

организация разработки нормативно-технических документов и мероприятий по совершенствованию эксплуатации и повышению надежности оборудования;

контроль за проведением периодического технического освидетельствования.

1.6. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ, РЕМОНТ, МОДЕРНИЗАЦИЯ И РЕКОНСТРУКЦИЯ

1.6.1. На каждом энергопредприятии должны быть организованы техническое обслуживание, планово-предупредительные ремонты, модернизация и реконструкция оборудования, зданий, сооружений и коммуникаций энергоустановок.

1.6.2. Ответственность за организацию технического обслуживания и ремонта, модернизацию и реконструкцию энергоустановок должна быть возложена на руководителей энергопредприятий.

1.6.3. Объем технического обслуживания и планово-предупредительных ремонтов должен определяться необходимостью поддержания работоспособного состояния энергоустановок, периодического их восстановления и приведения в соответствие с меняющимися условиями работы.

1.6.4. На все виды ремонтов оборудования, зданий и сооружений электростанций, котельных и сетей должны быть составлены перспективные (пятилетние), годовые и месячные графики.

Графики ремонтов оборудования и сооружений, влияющих на изменение объемов производства или условий передачи электрической энергии и тепла, должны быть утверждены вышестоящими органами управления.

1.6.5. В каждом энергообъединении должны быть разработаны долгосрочные планы технического перевооружения и реконструкции электростанций и сетей.

1.6.6. Периодичность и продолжительность всех видов ремонта, а также продолжительность ежегодного простоя оборудования в ремонте должны быть установлены нормативно-техническими документами. Капитальный ремонт котельных установок, турбин и электрических генераторов должен проводиться не реже 1 раза в 4 года.

1.6.7. Увеличение или уменьшение периодичности и увеличение продолжительности ремонта по сравнению с нормативными в зависимости от состояния оборудования и объема проведения сверхтиповых работ допускаются только по разрешению вышестоящих органов управления при соответствующем техническом обосновании.

При уменьшении межремонтного периода должны быть разработаны и представлены на рассмотрение вышестоящего органа управления мероприятия по доведению межремонтного периода до нормативного.

1.6.8. Организация ремонтного производства, технология ремонтных работ, порядок подготовки и вывода в ремонт, а также приемки и оценки состояния отремонтированного оборудования, зданий и сооружений должны соответствовать «Правилам организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей».

1.6.9. Объемы ремонтных работ должны быть предварительно согласованы с организациями-исполнителями.

1.6.10. Перед началом ремонта должны быть выявлены все дефекты и установлены критерии, которым должно соответствовать отремонтированное оборудование, здание или сооружение.

1.6.11. Вывод оборудования, зданий и сооружений в ремонт и ввод их в работу должны производиться по диспетчерским заявкам.

1.6.12. Оборудование электростанций, электрических и тепловых сетей, прошедшее капитальный и средний ремонт, подлежит приемо-сдаточным испытаниям под нагрузкой в течение 48 ч.

1.6.13 Временем окончания капитального ремонта котельной установки или турбогенератора является:

время включения в сеть, если состояние оборудования соответствует установленным до начала ремонта критериям и в течение приемо-сдаточных испытаний не обнаружены дефекты, препятствующие его работе с номинальной нагрузкой;

время завершения работ по приведению оборудования в соответствие с установленными до начала ремонта критериями, если это время превысило продолжительность приемо-сдаточных испытаний.

1.6.14. Ремонт всего основного оборудования, входящего в состав энергоблока, должен производиться одновременно.

1.6.15. Энергопредприятия, ремонтные и ремонтно-наладочные организации должны вести систематический учет технико-экономических показателей ремонтного обслуживания оборудования, зданий и сооружений и на базе их анализа разрабатывать организационно-технические мероприятия по улучшению этих показателей.

1.6.16. На энергопредприятиях должны быть оборудованы мастерские и ремонтные площадки в производственных помещениях.

1.6.17. Энергоустановки должны быть оснащены стационарными и передвижными подъемно-транспортными средствами, такелажными приспособлениями, инструментом и средствами механизации ремонтных работ.

1.6.18. Ремонтные, ремонтно-наладочные организации и подразделения энергопредприятий должны быть укомплектованы технологической документацией, инструментом и средствами производства специальных ремонтных работ.

1.6.19. Энергопредприятия должны быть обеспечены запасными частями, материалами и обменным фондом арматуры, узлов и оборудования в соответствии с действующими нормами.

Запасные оборудование и узлы однотипных агрегатов: роторы турбин, генераторов, питательных насосов, диафрагмы, комплекты турбинных лопаток и обмоток статоров генераторов и др. должны находиться в централизованном запасе энергообъединения или Минэнерго СССР.

Должен быть организован учет всех имеющихся на складе, в цехах или на участках энергопредприятия запасных частей и запасного оборудования; их состояние должно периодически проверяться.

На базах хранения запасных частей и оборудования должны быть обеспечены их сохранность и систематическое пополнение. Оборудование, запасные части, узлы и материалы, сохранность которых нарушается под действием внешних атмосферных условий, должны храниться в закрытых складах.

1.7. ТЕХНИЧЕСКАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ

1.7.1 На каждом энергопредприятии должны быть следующие документы:

акты отвода земельных участков;

геологические, гидрогеологические и другие данные о территории с результатами испытаний грунтов и анализа грунтовых вод;

акт заложения фундаментов с разрезами шурфов;

акты приемки скрытых работ;

акты (или журналы наблюдений) об осадках зданий, сооружений и фундаментов под оборудование;

акты испытания устройств, обеспечивающих взрывобезопасность, пожаробезопасность, молниезащиту и противокоррозионную защиту сооружений;

акты испытаний внутренних и наружных систем водоснабжения, пожарного водопровода, канализации, газоснабжения, теплоснабжения, отопления и вентиляции;

акты индивидуального опробования и испытаний оборудования и технологических трубопроводов;

акты государственной и рабочих приемочных комиссий;

генеральный план участка с нанесенными зданиями и сооружениями, включая подземное хозяйство;

утвержденная проектная документация (чертежи, пояснительные записки и др.) со всеми последующими изменениями;

технические паспорта зданий, сооружений, технологических узлов и оборудования;

исполнительные рабочие чертежи оборудования и сооружений, чертежи всего подземного хозяйства;

исполнительные рабочие схемы первичных и вторичных электрических соединений;

исполнительные рабочие технологические схемы;

чертежи запасных частей к оборудованию;

инструкции по обслуживанию оборудования и сооружений, должностные инструкции по каждому рабочему месту;

оперативный план пожаротушения;

документация в соответствии с требованиями органов государственного надзора;

инструкция по охране труда.

Комплект указанной выше документации должен храниться в техническом архиве предприятия со штампом «Документы».

1.7.2. На каждом энергопредприятии, в производственных службах энергообъединений должен быть установлен перечень необходимых инструкций и технологических схем для каждого цеха, подстанции, района, участка, лаборатории и службы; перечень должен быть утвержден главным инженером энергопредприятия (энергообъединения).

Перечень должен пересматриваться не реже 1 раза в 3 года.

1.7.3. На основном и вспомогательном оборудовании электростанций, котельных и подстанций должны быть установлены заводские таблички с номинальными данными согласно государственному стандарту на это оборудование.

1.7.4. Все основное и вспомогательное оборудование, в том числе трубопроводы, системы и секции шин, а также арматура, шиберы газо- и воздухопроводов, должно быть пронумеровано. При наличии избирательной системы управления (ИСУ) нумерация арматуры по месту и на исполнительных схемах должна быть выполнена двойной: с указанием номера, соответствующего оперативной схеме, и номера по ИСУ. Основное оборудование должно иметь порядковые номера, а вспомогательное — тот же номер, что и основное, с добавлением букв А, Б, В и т.д. Нумерация оборудования должна проводиться от постоянного торца здания и от ряда А. На дубль-блоках каждому котлу должен присваиваться номер блока с добавлением букв А и Б. Отдельные звенья системы топливоподачи должны быть пронумерованы последовательно в направлении движения топлива, а параллельные звенья — с добавлением к этим номерам букв А и Б по ходу топлива слева направо.

1.7.5. Обозначения и номера в схемах должны соответствовать обозначениям и номерам, нанесенным в натуре.

1.7.6. Все изменения в энергоустановках, выполненные в процессе эксплуатации, должны быть внесены в схемы и чертежи немедленно за подписью ответственного лица с указанием его должности и даты внесения изменения.

1.7.7. Технологические схемы (чертежи) должны проверяться на их соответствие фактическим эксплуатационным не реже 1 раза в 2 года с отметкой на них о проверке.

Информация об изменениях в схемах должна доводиться до сведения всех работников (с записью в журнале распоряжений), для которых обязательно знание этих схем.

1.7.8. Комплекты необходимых схем должны находиться у дежурного диспетчера ЦДУ ЕЭС СССР, ОДУ, энергосистемы, тепловой и электрической сети, начальника смены электростанции, начальника смены каждого цеха и блока, дежурного подстанции, района тепловой и электрической сети и мастера оперативно-выездной бригады.

Основные схемы должны быть вывешены на видном месте в помещении данной установки.

1.7.9. Все рабочие места должны быть снабжены необходимыми инструкциями, составленными в соответствии с требованиями настоящих Правил, на основе заводских и проектных данных, типовых инструкций и других нормативно-технических документов, опыта эксплуатации и результатов испытаний, а также с учетом местных условий. Инструкции должны быть подписаны начальником соответствующего производственного подразделения (цеха, подстанции, района, участка, лаборатории, службы) и утверждены главным инженером энергопредприятия.

Инструкции системного значения должны быть согласованы с ОДУ и утверждены главным инженером энергообъединения, инструкции межсистемного значения по кругу вопросов ОДУ (ЦДУ ЕЭС СССР) — главным диспетчером ОДУ (ЦДУ ЕЭС СССР).

1.7.10. В инструкциях по эксплуатации оборудования, зданий и сооружений, средств релейной защиты, телемеханики, связи и комплекса технических средств АСУ по каждой установке должны быть приведены:

краткая характеристика оборудования установки, зданий и сооружений;

критерии и пределы безопасного состояния и режимов работы установки или комплекса установок;

порядок подготовки к пуску; порядок пуска, останова и обслуживания оборудования, содержания зданий и сооружений во время нормальной эксплуатации и в аварийных режимах;

порядок допуска к осмотру, ремонту и испытаниям оборудования, зданий и сооружений;

требования по безопасности труда, взрыво- и пожаробезопасности, специфические для данной установки.

1.7.11 В должностных инструкциях по каждому рабочему месту должны быть указаны:

перечень инструкций по обслуживанию оборудования и других нормативно-технических документов, схем оборудования и устройств, знание которых обязательно для работников на данной должности;

права, обязанности и ответственность работника;

взаимоотношения с вышестоящим, подчиненным и другим связанным по работе персоналом.

1.7.12. В инструкции по охране труда должны быть указаны: общие требования безопасности; требования безопасности перед началом работы, во время работы, в аварийных ситуациях, по окончании работы.

1.7.13 Инструкции должны пересматриваться не реже 1 раза в 3 года.

В случае изменения состояния или условий эксплуатации оборудования соответствующие дополнения должны быть внесены в инструкции и доведены до сведения работников, для которых обязательно знание этих инструкций, о чем должна быть сделана запись в журнале распоряжений.

1.7.14. Дежурный персонал должен вести оперативную документацию, объем которой представлен в табл. 1.1.

Дежурный персонал	Документ
Диспетчер энергосистемы (объединенной энергосистемы) Начальник смены электростанции Начальник смены электроцеха Начальники смен тепловых цехов Начальник смены цеха тепловой автоматики Начальник смены химического цеха Диспетчер электросети Дежурный подстанции с постоянным дежурством, диспетчер районной сети Диспетчер теплосети	Оперативная исполнительная схема (схемамакет) Суточная оперативная исполнительная схема или схемамакет То же Оперативная исполнительная схема основных трубопроводов Оперативный журнал Оперативная исполнительная схема химводоочистки Суточная оперативная исполнительная схема (схемамакет) Суточная оперативная исполнительная схема или схемамакет Оперативная исполнительная схема трубопроводов	Оперативный журнал То же -«- -»- Журнал технологических защит и автоматики и журнал технических средств АСУ Оперативный журнал То же Оперативный журнал То же	Журнал или картотека заявок на вывод из работы оборудования, находящегося в управлении и ведении диспетчера Журнал или картотека заявок диспетчеру на вывод из работы оборудования, находящегося в ведении диспетчера Журнал релейной защиты, автоматики и телемеханики Журнал распоряжений Карта уставок технологических защит и сигнализации и карты заданий авторегуляторам Журнал распоряжений Журнал или картотека заявок на вывод из работы оборудования, находящегося в управлении и ведении диспетчера энергосистемы Журнал заявок на вывод из работы оборудования То же	Журнал релейной защиты, автоматики и телемеханики Журнал заявок главному инженеру на вывод из работы оборудования, не находящегося в ведении диспетчера Карты уставок релейной защиты и автоматики Журнал учета работы по нарядам и распоряжениям Журнал распоряжений Журнал учета работы по нарядам и распоряжениям Журнал релейной защиты, автоматики и телемеханики Журнал релейной защиты, автоматики и телемеханики Температурные и пьезометрические графики работы сетей	Карты уставок релейной защиты и автоматики Журнал распоряжений То же Журнал или картотека дефектов и неполадок с оборудованием Журнал учета работы по нарядам и распоряжениям Журнал или картотека дефектов и неполадок с оборудованием Карты уставок релейной защиты и автоматики Карты уставок релейной защиты и автоматики Журнал распоряжений	Журнал распоряжений Журнал срочных предписаний Государственной инспекции по эксплуатации Журнал учета работы по нарядам и распоряжениям — Журнал или картотека дефектов и неполадок с оборудованием — Журнал распоряжений Журнал распоряжений Журнал дефектов и неполадок с оборудованием	Журнал срочных предписаний Государственной инспекции по эксплуатации — Журнал или картотека дефектов и неполадок с оборудованием — - - Журнал срочных предписаний Государственной инспекции по эксплуатации Журнал дефектов и неполадок с оборудованием Журнал срочных предписаний Государственной инспекции по эксплуатации

В зависимости от местных условий объем оперативной документации может быть изменен по решению главного инженера энергопредприятия или энергообъединения.

1.7.15. На рабочих местах оперативного персонала в цехах электростанции, на щитах управления с постоянным дежурством персонала, на диспетчерских пунктах должны вестись суточные ведомости по установленным формам.

1.7.16. Оперативную документацию ежедневно должен просматривать административно-технический персонал и принимать необходимые меры к устранению дефектов и нарушений в работе оборудования и персонала.

1.7.17. Диспетчерские пункты ЦДУ ЕЭС СССР, ОДУ, энергообъединений, сетевых предприятий и районов, главные щиты электростанций должны быть оборудованы устройствами автоматической магнитной записи всех оперативных переговоров, проводимых с использованием средств связи.

1.7.18. Оперативная документация, диаграммы регистрирующих контрольно-измерительных приборов, магнитные записи оперативно-диспетчерских переговоров и выходные документы, формируемые оперативно-информационным комплексом АСУ, относятся к документам строгого учета и подлежат хранению в установленном порядке.

1.8. АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ

1.8.1. Автоматизированные системы управления (АСУ) должны обеспечивать решение задач диспетчерского, производственно-технологического и организационно-экономического управления энергопроизводством.

1.8.2. На каждой тепловой электростанции с энергоблоками мощностью 250 МВт и выше, гидроэлектростанции установленной мощностью 1000 МВт и выше, на каждом предприятии электрических сетей должны функционировать автоматизированные системы управления технологическими процессами (АСУТП).

1.8.3. В каждом энергообъединении, ОЭС и ЕЭС СССР должны функционировать АСУ в составе систем организационно-экономического, производственно-технологического и диспетчерского управления.

1.8.4 При эксплуатации АСУ необходимо руководствоваться:

руководящими указаниями по разработке, внедрению и эксплуатации АСУ энергосистем;

руководящими указаниями по созданию многоуровневых интегрированных организационно-технологических АСУ энергосистем.

1.8.5 АСУ энергосистем могут решать следующие типовые комплексы задач:

диспетчерского управления;

управления производственно-технической деятельностью;

подготовки эксплуатационного персонала;

технико-экономического планирования;

управления энергоремонтом;

управления сбытом электроэнергии;

управления развитием энергетического производства;

управления качеством продукции, стандартизацией и метрологией;

управления материально-техническим снабжением;

управления топливоснабжением;

управления транспортом и перевозками;

управления кадрами;

бухгалтерского учета;

общего управления.

1.8.6. Выбор комплексов отдельных задач АСУ в каждом энергообъединении (на энергопредприятии) должен определяться исходя из производственной и экономической целесообразности с учетом рационального использования имеющихся типовых проектных решений, пакетов прикладных программ и возможностей технических средств.

1.8.7 В состав комплекса технических средств АСУ должны входить:

средства сбора и передачи информации (датчики информации, каналы связи, устройства телемеханики, аппаратура передачи данных и т.д.);

средства обработки и отображения информации (ЭВМ, аналоговые и цифровые приборы, дисплеи, устройства печати и др.);

вспомогательные системы (электропитания, кондиционирования воздуха, автоматического пожаротушения).

1.8.8. Ввод АСУ в эксплуатацию должен производиться в установленном порядке на основании акта приемочной комиссии.

Вводу АСУ в промышленную эксплуатацию может предшествовать опытная ее эксплуатация продолжительностью не более 6 мес. Создание и ввод АСУ в эксплуатацию можно осуществлять в одну или две очереди.

Приемка АСУ в промышленную эксплуатацию должна производиться по завершении приемки в промышленную эксплуатацию всех задач, предусмотренных для вводимой очереди.

1.8.9. При организации эксплуатации АСУ обязанности структурных подразделений по обслуживанию комплекса технических средств, программному обеспечению должны быть определены приказами энергопредприятий, энергообъединений или других органов управления энергопроизводством.

Перечень обслуживаемого каждым подразделением оборудования с указанием границ обслуживания должен быть утвержден главным инженером соответствующего предприятия или организации.

1.8.10 Подразделения, обслуживающие АСУ, должны обеспечивать:

надежную эксплуатацию технических средств, информационного и программного обеспечения АСУ;

представление согласно графику соответствующим подразделениям информации, обработанной в ЭВМ;

эффективное использование вычислительной техники в соответствии с действующими нормативами;

совершенствование и развитие системы управления, включая внедрение новых задач, модернизацию программ, находящихся в эксплуатации, освоение передовой технологии сбора и подготовки исходной информации;

ведение классификаторов нормативно-справочной информации;

организацию информационного взаимодействия со смежными иерархическими уровнями АСУ;

разработку инструктивных и методических материалов, необходимых для функционирования АСУ;

анализ работы АСУ, ее экономической эффективности, своевременное представление отчетности.

1.8.11. Обслуживающий персонал по каждой АСУ, кроме проектной и заводской, должен вести техническую и эксплуатационную документацию по утвержденному главным инженером энергообъединения (энергопредприятия) перечню.

1.8.12. Технические средства АСУ должны быть оснащены системами бесперебойного электропитания, кондиционирования и автоматического пожаротушения.

1.8.13. Ремонтно-профилактические работы на технических средствах АСУ должны выполняться в соответствии с утвержденными графиками, порядок их вывода в ремонт должен определяться утвержденным положением.

1.8.14. Руководство энергообъединений, диспетчерских управлений, энергопредприятий должно проводить анализ функционирования АСУ, их эффективности, осуществлять контроль за эксплуатацией и разрабатывать мероприятия по развитию и совершенствованию АСУ и их своевременному техническому перевооружению.

1.9. МЕТРОЛОГИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ

1.9.1. На каждом энергопредприятии должны проводиться систематические поверки, испытания и наладка технических средств измерений, обеспечивающих контроль процессов энергетического производства и условий труда персонала.

1.9.2. Метрологическое обеспечение должно быть организовано на основе правил и норм, предусматривающих единство и требуемую точность измерений.

1.9.3. Метрологическое обеспечение на энергопредприятиях и в энергообъединениях должны осуществлять метрологические службы или подразделения, выполняющие функции этих служб.

1.9.4. Оснащенность энергоустановок средствами измерений должна соответствовать проектно-нормативной документации и техническим условиям на их поставку. Эти средства должны обеспечивать контроль за техническим состоянием оборудования и режимом его работы; учет прихода и расхода ресурсов, выработанных, затраченных и отпущенных электроэнергии и тепла; соблюдение безопасных условий труда и санитарных норм; контроль за охраной окружающей среды.

1.9.5. Системы контроля технологических параметров и учета расхода топлива, производства и потребления электроэнергии и тепла должны быть оснащены средствами измерений, вошедшими в Госреестр, а информационно-измерительные системы (ИИС) — техническими средствами, прошедшими государственные приемочные испытания и метрологически обеспеченными.

Допускается применение нестандартизированных средств измерений, прошедших метрологическую аттестацию в установленном порядке.

1.9.6. Все средства измерений: теплотехнические, электрические, геометрических величин, физико-химические и др., а также информационно-измерительные системы должны быть в исправном состоянии и находиться в постоянной готовности к выполнению измерений. При работающем технологическом оборудовании на время проведения ремонта средств измерений должны быть установлены резервные средства.

1.9.7. Все средства измерений подлежат государственной или ведомственной поверке. Сроки этих поверок, а также организация, методика их проведения и отчетность должны соответствовать требованиям стандартов организаций — разработчиков средств измерений и других нормативно-технических документов.

1.9.8. До ввода в промышленную эксплуатацию основного оборудования энергопредприятий информационно-измерительные системы должны быть метрологически аттестованы. В процессе эксплуатации они должны подвергаться периодической поверке.

Использование в работе информационно-измерительных систем, не прошедших метрологическую аттестацию, запрещается.

1.9.9. Рабочие средства измерения, применяемые для наблюдения за технологическими параметрами, по которым не нормируется точность измерения, могут быть переведены в разряд индикаторов в соответствии с «Методическими указаниями о порядке перевода в разряд индикаторов рабочих средств измерений, применяемых на энергопредприятиях Минэнерго СССР (эксплуатация энергосистем)». Перечень таких средств измерений должен быть утвержден руководителем энергопредприятия.

1.9.10. Ведомственную поверку средств измерений должны проводить только метрологические службы, зарегистрированные в органах Госстандарта СССР на право ведомственной поверки.

1.9.11. Предприятия, проводящие ремонт и наладку средств измерений для централизованного обеспечения нужд энергосистем, должны иметь свои метрологические службы с правом ведомственной поверки.

1.9.12. Сроки поверки встроенных в оборудование средств измерений (диафрагмы, счетчики, термоэлектрические преобразователи, термопреобразователи сопротивлений, трансформаторы тока, трансформаторы напряжения, шунты, датчики линейных и угловых перемещений и др.) должны соответствовать межремонтным интервалам работы оборудования, на котором они установлены. В объемы ремонтов оборудования должны быть включены демонтаж, поверка и установка этих средств измерений.

1.9.13. На шкалах регистрирующих и показывающих измерительных приборов, установленных на щитах и панелях и предназначенных для контроля за режимами работы оборудования, должна быть нанесена отметка, соответствующая номинальному значению измеряемой величины. Размеры и способ нанесения отметки должны соответствовать требованиям государственных стандартов на шкалы измерительных приборов. Приборы, имеющие электропитание от внешнего источника, должны быть оборудованы сигнализацией исчезновения напряжения.

1.9.14. Наблюдение за нормальной работой средств измерений, в том числе регистрирующих приборов, автоматических осциллографов, цифровых и перфорирующих выходных устройств (смена бумаги, доливка чернил, сверка времени) и приборов с автоматическим ускорением записи в аварийных режимах должен вести дежурный или оперативно-ремонтный персонал подразделений, определенных решением руководства энергопредприятий.

Периодический осмотр, техническое обслуживание и ремонт средств измерений должен осуществлять персонал подразделения, выполняющий функции метрологической службы энергопредприятия.

1.9.15. Персонал, обслуживающий оборудование, на котором установлены средства измерений, несет ответственность за их сохранность и чистоту внешних элементов. Обо всех нарушениях в работе средств измерений должно быть сообщено подразделению, выполняющему функции метрологической службы энергопредприятия.

Вскрытие средств измерений, не связанное с работами по обеспечению нормальной записи регистрирующими приборами, разрешается только персоналу подразделения, выполняющего функции метрологической службы энергопредприятия, а средств измерений для расчета с поставщиками или потребителями — совместно с их представителями.

1.10. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ

1.10.1. Устройство, эксплуатация и ремонт оборудования, зданий и сооружений должны отвечать требованиям стандартов безопасности труда и ПТБ.

1.10.2. Средства защиты, приспособления и инструмент, применяемые при обслуживании оборудования, зданий и сооружений энергопредприятий, должны подвергаться осмотру и испытаниям в соответствии с действующими нормативно-техническими документами по охране труда.

1.10.3. Для рабочих и служащих энергопредприятия должны быть разработаны и утверждены руководителем совместно с профсоюзным комитетом инструкции по охране труда, устанавливающие правила выполнения работ в объеме, обязательном для работников на данной должности (профессии).

1.10.4. Каждый работник должен знать и строго выполнять требования безопасности труда, относящиеся к обслуживаемому оборудованию и организации труда на рабочем месте.

1.10.5. Организация работы по технике безопасности на энергопредприятиях должна соответствовать «Положению о системе управления охраной труда и техникой безопасности в Минэнерго СССР».

На директоров энергопредприятий возлагаются общее руководство работой по технике безопасности и персональная ответственность за нее, а на главных инженеров — непосредственное руководство организационно-технической работой по созданию безопасных и здоровых условий труда на энергопредприятиях.

Начальники цехов, районов и участков сетей, подстанций, служб, лабораторий, мастерских, начальники смен и мастера должны обеспечивать проведение организационных и технических мероприятий по созданию безопасных и здоровых условий труда, инструктаж с наглядным показом и обучение персонала безопасным методам работы, а также систематический контроль за соответствием оборудования требованиям стандартов безопасности труда, соблюдением персоналом требований безопасности труда и применением им предохранительных приспособлений, спецодежды и других средств индивидуальной защиты в зависимости от характера выполняемых работ.

1.10.6. Каждый несчастный случай, а также все другие случаи нарушения требований безопасности труда должны быть тщательно расследованы, выявлены причины и виновники их возникновения и приняты меры к предупреждению повторения подобных случаев. Сообщения о несчастных случаях, их расследование и учет должны осуществляться в соответствии с «Положением о расследовании и учете несчастных случаев на производстве».

Ответственность за правильное и своевременное расследование и учет несчастных случаев, оформление актов формы Н-1, выполнение мероприятий, указанных в актах, несут руководитель энергопредприятия, руководители подразделений и производственных участков.

1.10.7. Ответственность за несчастные случаи, в том числе профессиональные отравления, происшедшие на производстве, несут лица из административно-технического персонала, не обеспечившие безопасность труда и производственную санитарию, выполнение стандартов безопасности труда и не принявшие должных мер для предупреждения несчастных случаев, а также лица, непосредственно нарушившие требования безопасности или инструкции по охране труда.

1.10.8. Материалы расследования тяжелых и групповых несчастных случаев и случаев со смертельным исходом, а также соответствующие циркуляры и обзоры должны быть проработаны с персоналом всех энергопредприятий. При этом должны быть разработаны мероприятия по предупреждению аналогичных несчастных случаев.

1.10.9. Весь производственный персонал электростанций, отопительных котельных, сетей, ремонтных и наладочных предприятий должен быть практически обучен приемам освобождения человека, попавшего под действие электрического тока, и оказания ему первой помощи, а также приемам оказания первой помощи пострадавшим при других несчастных случаях.

1.10.10. При проведении сторонними организациями строительно-монтажных, наладочных и ремонтных работ на действующих энергопредприятиях должны быть разработаны совместные мероприятия по технике безопасности, производственной санитарии, взрыво- и пожарной безопасности, учитывающие взаимодействие строительно-монтажного, наладочного, ремонтного и эксплуатационного персонала. При выполнении работ на одном и том же оборудовании или сооружении цеха (участка) одновременно несколькими организациями должен быть составлен также совмещенный график работ. Эти мероприятия и график должны быть утверждены главным инженером энергопредприятия.

Ответственность за подготовку рабочего места, координацию действий по выполнению совмещенного графика работ и совместных мероприятий по безопасности труда, а также допуск к работам несет администрация энергопредприятия.

Ответственность за организацию и выполнение мероприятий по безопасности труда на своих участках работы, за соответствие квалификации персонала и соблюдение им требований безопасности несут руководители сторонних организаций.

1.10.11. В каждом цехе электростанции, на подстанциях, участках сетей, в лабораториях и на других объектах, а также в автомашинах выездных бригад должны быть аптечки или сумки первой помощи с постоянным запасом медикаментов и медицинских средств. Персонал должен быть обеспечен спецодеждой, спецобувью и другими средствами индивидуальной защиты в соответствии с отраслевыми нормами.

1.10.12. Персонал, находящийся в помещениях с действующим энергооборудованием (за исключением щитов управления, релейных и им подобных), в закрытых и открытых распределительных устройствах, колодцах, камерах, каналах и туннелях электростанций, тепловых и электрических сетей, на строительной площадке и в ремонтной зоне, а также при обслуживании воздушных линий электропередачи должен надевать защитные каски.

1.11. ПОЖАРНАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ

1.11.1. Устройство и эксплуатация оборудования, зданий и сооружений должны соответствовать требованиям ППБ.

Энергопредприятия должны быть оборудованы сетями противопожарного водоснабжения, установками обнаружения и тушения пожара в соответствии с требованиями нормативно-технических документов.

1.11.2. Каждый работник должен четко знать и выполнять требования ППБ и противоаварийный режим на объекте, не допускать действий, которые могут привести к пожару или загоранию.

1.11.3. Работники энергопредприятий должны проходить противопожарный инструктаж, занятия по пожарно-техническому минимуму, углублять знания по пожарной безопасности при повышении квалификации, участвовать в противопожарных тренировках и проходить периодическую проверку знаний ППБ в соответствии с требованиями действующих нормативно-технических документов по подготовке персонала и настоящих Правил.

Периодичность, тематика и объемы противопожарных тренировок должны определяться с учетом того, что персонал должен приобрести практические навыки тушить пожары, взаимодействовать с пожарными подразделениями, не прекращая управления оборудованием. Должно быть предусмотрено чередование противопожарных тренировок на объекте и пожарном полигоне.

1.11.4. На каждом энергопредприятии должен быть установлен противопожарный режим и выполнены противопожарные мероприятия исходя из особенностей производства, а также совместно с работниками пожарной охраны и энергопредприятия разработан оперативный план тушения пожара.

Оперативный план тушения пожара должен быть основным документом, который определяет действия персонала энергопредприятия при возникновении пожара, порядок тушения пожара в электроустановках, находящихся под напряжением, взаимодействие с личным составом пожарных подразделений, прибывающих на место пожара, а также применение сил и средств пожаротушения с учетом мер безопасности.

1.11.5. Руководителем тушения пожара на энергопредприятии до прибытия первого пожарного подразделения является старший смены (начальник смены электростанции, дежурный диспетчер подстанции) или руководитель энергопредприятия.

По прибытии пожарного подразделения начальник смены или диспетчер (руководитель энергопредприятия) должен информировать о принятых мерах по тушению пожара старшего командира пожарного подразделения и передать ему руководство тушением пожара с выдачей письменного допуска.

1.11.6. В каждом цехе, лаборатории, мастерской, отделе и на других участках энергопредприятия должна быть разработана инструкция о конкретных мерах пожарной безопасности и противопожарном режиме, согласованная с объектовой пожарной охраной (при ее наличии) и утвержденная руководителем энергопредприятия.

1.11.7. На всех энергетических и ремонтных предприятиях должны быть созданы пожарно-технические комиссии, возглавляемые главным инженером, а также добровольные пожарные дружины, которые проводят работу согласно действующим положениям.

1.11.8. Техническое обслуживание установок автоматического тушения пожара и пожарной сигнализации, а также других установок и средств пожаротушения должна осуществлять специальная бригада (группа) энергопредприятия в соответствии с местными инструкциями.

Первичные средства пожаротушения должны эксплуатироваться в соответствии с «Инструкцией по содержанию и применению первичных средств пожаротушения на предприятиях Минэнерго СССР».

1.11.9. Работы, связанные с отключением участков противопожарного водопровода, перекрытием дорог и проездов, ремонтом технологического оборудования противопожарного водоснабжения, а также с отключением автоматических установок пожаротушения и пожарной сигнализации, должны проводиться по согласованию с лицами, ответственными за пожарную безопасность соответствующих участков, только с письменного разрешения главного инженера энергопредприятия и после уведомления объектовой пожарной охраны (при ее наличии).

1.11.10. Сварочные и другие огнеопасные работы на энергопредприятиях, в том числе производимые ремонтными, монтажными и другими подрядными организациями, должны проводиться в соответствии с требованиями «Инструкции о мерах пожарной безопасности при проведении огневых работ на энергетических объектах Минэнерго СССР».

1.11.11 При организации противопожарного режима на объектах ответственность несут:

руководители предприятий и организаций — за общее противопожарное состояние объектов, выполнение противопожарных мероприятий и требований противопожарного режима, организацию работы добровольных пожарных дружин;

главные инженеры — за работу пожарно-технических комиссий, готовность средств и систем пожарной защиты и пожаротушения, организацию противопожарной работы, подготовку персонала;

руководители и инженерно-технические работники подразделений — за противопожарное состояние закрепленных за ними объектов.

1.11.12. Каждый случай пожара (загорания) в соответствии с «Инструкцией по расследованию и учету пожаров на объектах Минэнерго СССР» должна расследовать специально назначенная комиссия для установления причин, убытков, виновников возникновения пожара (загорания) и разработки противопожарных мероприятий.

1.12. СОБЛЮДЕНИЕ ПРИРОДООХРАННЫХ ТРЕБОВАНИЙ

1.12.1. При работе энергоустановок должны приниматься меры для предупреждения или ограничения прямого и косвенного воздействия на окружающую среду выбросов загрязняющих веществ в атмосферу и сбросов сточных вод в водные объекты, звукового давления в близлежащих районах и минимального потребления воды из природных источников.

1.12.2. Количество загрязняющих атмосферу веществ не должно превышать нормы предельно допустимых или временно согласованных выбросов в атмосферу, сброс загрязняющих веществ в водные объекты — норм предельно допустимых сбросов и шумовое воздействие — норм звуковой мощности, установленных для каждого энергообъекта.

1.12.3. Каждая электростанция и отопительная котельная должна иметь план мероприятий по снижению вредных выбросов в атмосферу при объявлении особо неблагоприятных метеорологических условий.

1.12.4. На каждом энергопредприятии должны быть разработаны мероприятия по предотвращению аварийных и иных залповых выбросов вредных веществ в окружающую среду.

1.12.5. Для контроля за выбросами загрязняющих веществ в окружающую среду каждое энергопредприятие должно быть оснащено постоянно действующими автоматическими приборами, а при их отсутствии или невозможности применения должны использоваться прямые периодические измерения и расчетные методы.

1.12.6. Энергопредприятия, на которых образуются токсичные отходы, должны обеспечивать их своевременную утилизацию, обезвреживание и захоронение.

1.12.7. Эксплуатация энергоустановок с устройствами, не обеспечивающими соблюдение установленных санитарных норм и природоохранных требований, запрещается.

1.12.8. При эксплуатации основного и вспомогательного оборудования энергоустановок в целях охраны водных объектов от загрязнения необходимо руководствоваться: «Основами водного законодательства Союза ССР и союзных республик»; государственными и отраслевыми стандартами по охране водных объектов от загрязнения; «Инструкцией о порядке согласования и выдачи разрешений на специальное водопользование»; «Правилами охраны поверхностных вод от загрязнения сточными водами»; «Рекомендациями по предотвращению загрязнения водных объектов производственными сточными водами тепловых электростанций»; «Руководящими указаниями по очистке производственного конденсата»; «Типовой инструкцией по обслуживанию установок очистки производственных сточных вод тепловых электростанций»; «Рекомендациями по выбору схем и оборудования для бессточных систем золоудаления тепловых электростанций»; «Рекомендациями по приемке, пуску и наладке установок очистки производственных сточных вод»; инструкциями, составленными энергопредприятиями на основании типовых применительно к местным условиям.

1.12.9. Установки для очистки и обработки загрязненных сточных вод должны быть приняты в эксплуатацию до начала предпусковой очистки теплоэнергетического оборудования.

1.12.10. При эксплуатации газоочистного и пылеулавливающего оборудования электростанций и отопительных котельных необходимо руководствоваться: государственными и отраслевыми стандартами, регламентирующими загрязнение атмосферы; законами СССР и союзных республик «Об охране атмосферного воздуха»; типовым положением об организации контроля за выбросами в атмосферу на тепловых электростанциях; правилами эксплуатации установок очистки газа; положением об организации эксплуатации золоулавливающих установок на тепловых электростанциях; положением о планово-предупредительном ремонте золоуловителей; типовыми инструкциями по эксплуатации электрофильтров, сухих инерционных золоуловителей, золоуловителей с трубой Вентури типа МВ; «Инструкцией по расследованию и учету нарушений в работе электростанции, сетей, энергосистем и энергообъединений»; инструкциями, составленными энергопредприятиями на основании типовых применительно к местным условиям.

1.12.11. Электростанции обязаны контролировать и учитывать выбросы загрязняющих веществ в атмосферу и количество воды, забираемой из водоемов и сбрасываемой в них.

1.13. ОТВЕТСТВЕННОСТЬ ЗА ВЫПОЛНЕНИЕ ПРАВИЛ ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ

1.13.1. Знание и выполнение настоящих Правил обязательно для всех работников энергопредприятий и энергообъединений, а также для работников наладочных, строительных, монтажных, проектных и научно-исследовательских организаций.

1.13.2. Каждый работник отрасли в пределах круга своих обязанностей должен обеспечивать соответствие оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей правилам устройства и безопасной эксплуатации, ППБ и ПТБ, беречь и охранять имущество предприятий и организаций.

1.13.3. Руководители предприятий, организаций и их подразделений несут ответственность за соблюдение подчиненным персоналом настоящих Правил.

1.13.4. Нарушение настоящих Правил влечет за собой дисциплинарную, административную или уголовную ответственность, установленную должностными инструкциями для каждого работника и действующим законодательством.

1.13.5. При нарушении настоящих Правил, вызвавшем отказ в работе энергоустановки, пожар или несчастный случай с людьми, персональную ответственность несут:

работники, непосредственно обслуживающие и ремонтирующие оборудование, здания и сооружения, — за каждое нарушение, происшедшее по их вине;

начальники смен, а также дежурный и оперативно-ремонтный персонал, диспетчеры электрических и тепловых сетей, энергосистем, объединенных и единой энергосистем — за нарушения, допущенные ими или их подчиненными;

начальники, их заместители, мастера и инженеры цехов и отделов электростанций, отопительных котельных и ремонтных предприятий; начальники, их заместители, мастера и инженеры местных производственных служб, участков и ремонтно-механических служб электросетей; начальники, их заместители, мастера и инженеры районов тепловых сетей; начальники подстанций — за нарушения, допущенные ими или их подчиненными;

директора и главные инженеры энергопредприятий и организаций и их заместители — за нарушения, происшедшие на руководимых ими предприятиях;

начальники и инженерно-технические работники производственных служб энергообъединений — за допущенные ими нарушения и за нарушения, происшедшие по вине работников служб на закрепленных за ними участках или оборудовании энергопредприятий;

руководители, главные инженеры энергообъединений и их заместители — за нарушения, происшедшие на предприятиях и в организациях энергосистемы;

руководители, а также инженерно-технические работники проектных, конструкторских, ремонтных, наладочных, исследовательских и монтажных организаций — за нарушения, допущенные ими и их подчиненными.

1.13.6. Руководитель подразделения, энергопредприятия или организации несет личную ответственность за свое решение или распоряжение, принятое в нарушение настоящих Правил.

1.13.7. Руководители энергопредприятий должны предъявлять в установленном порядке рекламации по всем заводским дефектам и случаям повреждения оборудования, зданий и сооружений, происшедшим по вине заводов-изготовителей, проектных, строительных и монтажных организаций.

1.13.8. В случае повреждения посторонними организациями и частными лицами воздушных и кабельных линий электропередачи, гидротехнических сооружений и их контрольно-измерительной аппаратуры, подземных коммуникаций и оборудования, находящегося в ведении энергопредприятий, руководители этих предприятий должны составлять акты и передавать их местным правоохранительным органам для привлечения виновных к ответственности.

2. ТЕРРИТОРИЯ, ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ ЗДАНИЯ И СООРУЖЕНИЯ

2.1. ТЕРРИТОРИЯ

2.1.1. Для обеспечения надлежащего эксплуатационного и санитарно-технического состояния территории, зданий и сооружений энергопредприятия должны быть выполнены и содержаться в исправном состоянии:

системы отвода поверхностных и грунтовых вод со всей территории энергопредприятия, от зданий и сооружений (дренажи, каптажи, канавы, водоотводящие каналы и др.);

глушители шума выхлопных трубопроводов, а также другие устройства и сооружения, предназначенные для локализации источников шума и снижения его уровня до нормы;

сети водопровода, канализации, дренажа, теплофикации, транспортные, газообразного и жидкого топлива, гидрозолоудаления и их сооружения;

источники питьевой воды, водоемы и санитарные зоны охраны источников водоснабжения;

железнодорожные пути и переезды, автомобильные дороги, пожарные проезды, подъезды к пожарным гидрантам, водоемам и градирням, мосты, пешеходные дороги, переходы и др.;

противооползневые, противообвальные, берегоукрепительные, противолавинные и противоселевые сооружения;

базисные и рабочие реперы и марки, пьезометры и контрольные скважины для наблюдения за режимом грунтовых вод;

комплекс инженерно-технических средств охраны;

системы молниезащиты и заземления.

Кроме того, должно систематически проводиться озеленение и благоустройство территории.

2.1.2. Скрытые под землей коммуникации водопровода, канализации, теплофикации, а также газопроводы, воздухопроводы и кабели должны быть обозначены на поверхности земли указателями.

2.1.3. При наличии на территории энергопредприятия блуждающих токов должна быть обеспечена электрохимическая защита подземных металлических сооружений и коммуникаций.

2.1.4. Систематически, и особенно во время дождей, должен вестись надзор за состоянием откосов, косогоров, выемок и при необходимости должны приниматься меры к их укреплению.

2.1.5. Весной все водоотводящие сети и устройства должны быть осмотрены и подготовлены к пропуску талых вод; места прохода кабелей, труб, вентиляционных каналов через стены зданий должны быть уплотнены, а откачивающие механизмы приведены в состояние готовности к работе.

2.1.6. На электростанциях контроль за режимом грунтовых вод — уровнем воды в контрольных скважинах (пьезометрах) — должен проводиться: в первый год эксплуатации — не реже 1 раза в месяц, в последующие годы — в зависимости от изменений уровня грунтовых вод, но не реже 1 раза в квартал. В карстовых зонах контроль за режимом грунтовых вод должен быть организован по специальным программам в сроки, предусмотренные местной инструкцией. Измерения температуры воды и отбор ее проб на химический анализ из скважин должны проводиться в соответствии с местной инструкцией. Результаты наблюдений должны заноситься в специальный журнал.

2.1.7. На энергопредприятиях должен быть налажен систематический химико-аналитический контроль за качеством подземных вод на крупных накопителях отходов по скважинам наблюдательной сети с периодичностью 1 раз в полгода; данные анализов должны передаваться территориальной геологической организации.

2.1.8. В случае обнаружения просадочных и оползневых явлений, пучения грунтов на территории энергопредприятия должны быть приняты меры к устранению причин, вызвавших нарушение нормальных грунтовых условий, и ликвидации их последствий.

2.1.9. Строительство зданий и сооружений на территории зоны отчуждения должно осуществляться только при наличии проекта. Выполнение всех строительно-монтажных работ в пределах зоны отчуждения допустимо только с разрешения директора энергопредприятия.

Строительство зданий и сооружений под газоходами, эстакадами запрещается.

2.1.10. Железнодорожные пути, мосты и сооружения на них, находящиеся в ведении электростанции, должны содержаться и ремонтироваться в соответствии с «Правилами технической эксплуатации железных дорог Союза ССР».

2.1.11. Содержание и ремонт автомобильных дорог, мостов и сооружений на них должны соответствовать требованиям «Технических правил ремонта и содержания автомобильных дорог».

2.1.12. В сроки, определенные местной инструкцией, и в установленном ею объеме на мостах должны быть организованы наблюдения за следующими показателями: осадками и смещениями опор; высотным и плановым положением балок (ферм) пролетного строения; высотным положением проезжей части.

Помимо этого капитальные мосты 1 раз в 10 лет, а деревянные 1 раз в 5 лет должны быть обследованы, а при необходимости испытаны.

Испытания моста без его предварительного обследования запрещаются.

Цельносварные, цельноклепаные, а также усиленные сваркой стальные и сталежелезобетонные пролетные строения должны осматриваться в зимний период не реже 1 раза в месяц, а при температуре ниже 20 °C — ежедневно.

2.1.13. В период низких температур проезжая часть, а также подходы к мосту должны очищаться от снега и льда.

2.2. ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ ЗДАНИЯ, СООРУЖЕНИЯ И САНИТАРНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ УСТРОЙСТВА

2.2.1. Производственные здания и сооружения энергопредприятия должны содержаться в исправном состоянии, обеспечивающем длительное надежное использование их по назначению, соблюдение требований санитарно-технических норм и безопасности труда персонала.

2.2.2. На энергопредприятиях должно быть организовано систематическое наблюдение за зданиями и сооружениями в процессе их эксплуатации в объеме, определяемом местной инструкцией.

Наряду с систематическим наблюдением 2 раза в год (весной и осенью) должен проводиться общий технический осмотр зданий и сооружений для выявления дефектов и повреждений, а после стихийных бедствий (ураганных ветров, больших ливней или снегопадов, пожаров, землетрясений и т.д.) или аварий — внеочередной осмотр.

2.2.3. При весеннем техническом осмотре должны быть уточнены объемы работ по ремонту зданий, сооружений и санитарно-технических систем, предусматриваемому на летний период, и выявлены объемы работ по капитальному ремонту для включения их в план следующего года.

При осеннем техническом осмотре должна быть проверена подготовка зданий и сооружений к зиме.

2.2.4. На электростанциях должны быть организованы наблюдения за осадками фундаментов зданий, сооружений и оборудования: в первый год эксплуатации — 3 раза, во второй — 2 раза, в дальнейшем, до стабилизации осадок фундаментов, — 1 раз в год, после стабилизации осадок (1 мм в год и менее) — 1 раз в 10 лет.

2.2.5. Наблюдения за осадками фундаментов и технические осмотры зданий и сооружений, возведенных на подработанных подземными горными выработками территориях, грунтах, подверженных динамическому уплотнению от действующего оборудования, просадочных грунтах, в карстовых зонах, районах многолетней мерзлоты, должны производиться по специальным программам в сроки, предусмотренные местной инструкцией.

2.2.6. При наблюдениях за сохранностью зданий, сооружений и фундаментов оборудования должно контролироваться состояние подвижных опор, температурных швов, сварных, клепаных и болтовых соединений, стыков и закладных деталей сборных железобетонных конструкций, арматуры и закладных деталей сборных железобетонных конструкций, арматуры и бетона железобетонных конструкций (при появлении коррозии или деформации), подкрановых конструкций и участков, подверженных динамическим и термическим нагрузкам и воздействиям.

2.2.7. При обнаружении в строительных конструкциях трещин, изломов и других внешних признаков повреждений за этими конструкциями должно быть установлено наблюдение с использованием маяков и с помощью инструментальных измерений. Сведения об обнаруженных дефектах должны заноситься в журнал технического состояния зданий и сооружений с установлением сроков устранения выявленных дефектов.

2.2.8. Пробивка отверстий и проемов, установка, подвеска и крепление к строительным конструкциям технологического оборудования, транспортных средств, трубопроводов и других устройств, вырезка связей каркаса без согласования с проектной организацией и лицом, ответственным за эксплуатацию здания (сооружения), а также хранение резервного оборудования и других изделий и материалов в неустановленных местах запрещаются.

Дополнительные нагрузки, устройство проемов, отверстий могут быть допущены только после поверочного расчета строительных конструкций и, если окажется необходимым, их усиления.

Для каждого участка перекрытий на основе проектных данных должны быть определены предельные нагрузки и указаны на табличках, устанавливаемых на видных местах.

2.2.9. Кровли зданий и сооружений весной и осенью должны очищаться от мусора, золовых отложений и строительных материалов, система сброса ливневых вод должна очищаться, ее работоспособность должна проверяться.

2.2.10. Металлические конструкции зданий и сооружений должны быть защищены от коррозии; должен быть установлен контроль за эффективностью антикоррозионной защиты.

2.2.11. Окраска помещений и оборудования энергопредприятий должна удовлетворять требованиям промышленной эстетики и санитарии.

2.2.12. Строительные конструкции, фундаменты оборудования и строительных сооружений должны быть защищены от попадания минеральных масел, пара и воды.

2.2.13. Дымовые трубы электростанций и газоходы должны подвергаться наружному осмотру 1 раз в год (весной). Внутреннее обследование дымовых труб должно производиться через 5 лет после их ввода, а в дальнейшем — по мере необходимости, но не реже 1 раза в 15 лет. Внутреннее обследование труб с прижимной футеровкой может быть заменено тепловизионным.

2.2.14. Техническое состояние систем отопления и вентиляции и режимы их работы должны обеспечивать нормируемые параметры воздушной среды, надежность работы энергетического оборудования и долговечность ограждающих конструкций. Эксплуатация систем должна осуществляться в соответствии с местными инструкциями.

2.2.15. Гидроуборка тракта топливоподачи при температурах в помещениях ниже 5 °C, а также при нарушенной герметической заделке облицовки и швов внутренних поверхностей помещений запрещается. Режим гидроуборки и график ее проведения должен быть установлен в местной инструкции.

2.2.16. Площадки, конструкции и транспортные переходы зданий и сооружений должны постоянно содержаться в чистоте.

3. ГИДРОТЕХНИЧЕСКИЕ СООРУЖЕНИЯ И ВОДНОЕ ХОЗЯЙСТВО ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ, ГИДРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ

3.1. ГИДРОТЕХНИЧЕСКИЕ СООРУЖЕНИЯ И ИХ МЕХАНИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

3.1.1. При эксплуатации гидротехнических сооружений должны быть обеспечены их безопасное состояние и надежная работа, а также бесперебойная и экономичная работа технологического оборудования. Особое внимание при этом должно быть уделено обеспечению надежности дренажных и водоупорных устройств.

Гидротехнические сооружения электростанций (водоподпорные плотины и дамбы, каналы, туннели, трубопроводы, водозаборы и водосбросы, дамбы золошлакоотвалов и др.) должны удовлетворять проектным требованиям по устойчивости, прочности, долговечности.

Сооружения и конструкции, находящиеся под напором воды, а также их основания и примыкания должны удовлетворять проектным показателям водонепроницаемости.

3.1.2. В бетонных гидротехнических сооружениях должны своевременно устраняться повреждения, вызываемые коррозией бетона, кавитацией, трещинообразованием, повышенной деформацией и другими неблагоприятными явлениями, связанными с воздействием воды и нагрузок. При необходимости должна проводиться проверка прочности бетона на участках, подверженных воздействию фильтрующейся воды и расположенных в зонах переменного уровня. При снижении прочности конструкций сооружений по сравнению с установленной проектом они должны быть усилены.

3.1.3. Крепления откосов земляных плотин и дамб и ливневая канализация должны быть в исправном состоянии. Земляные сооружения, особенно каналы в насыпях и водопроницаемых грунтах, плотины и дамбы, должны предохраняться от повреждения животными.

Бермы и кюветы каналов должны очищаться от грунта осыпей и выносов; откосы и гребни земляных сооружений должны быть освобождены от деревьев и кустарника, если они не предусмотрены проектом. На подводящих и отводящих каналах в необходимых местах должны быть сооружены лестницы, мостики и ограждения.

3.1.4. Складирование грузов и устройство каких-либо сооружений, в том числе причалов, автомобильных и железных дорог, на бермах и откосах каналов, плотин, дамб и у подпорных стенок в пределах расчетной призмы обрушения без проектного обоснования запрещается. Опасная зона должна быть отмечена на месте отличительными знаками.

3.1.5. На участках откосов земляных плотин и дамб при высоком уровне грунтовых вод в низовом клине во избежание промерзания и разрушения должен быть устроен дренаж или утепление.

3.1.6. Дренажные системы для отвода профильтровавшейся воды должны быть в исправном состоянии; они должны быть оборудованы водомерными устройствами.

Вода из дренажных систем должна отводиться от сооружений непрерывно. При обнаружении выноса грунта фильтрационной водой должны быть приняты меры к его прекращению.

3.1.7. Скорость воды в каналах должна быть такой, чтобы не происходило размыва откосов и дна канала, а также отложения наносов; при наличии ледовых образований должна быть обеспечена бесперебойная подача воды. Максимальные и минимальные скорости воды должны быть установлены с учетом местных условий.

3.1.8. Наполнение и опорожнение водохранилищ, бассейнов, каналов и напорных трубопроводов, а также изменение уровней воды должны проводиться постепенно, со скоростями, исключающими появление недопустимо больших давлений за облицовкой сооружения, оползание откосов, возникновение вакуума и ударных явлений в трубопроводах. Допустимые скорости опорожнения и наполнения должны быть указаны в местной инструкции.

При пропуске высоких половодий и паводков наполнение водохранилища с использованием всех водопропускных сооружений гидроузла допускается не выше расчетного форсированного уровня. При снижении притока воды водохранилище должно срабатываться до нормального подпорного уровня в кратчайшие технически возможные сроки.

3.1.9 При эксплуатации напорных трубопроводов должна быть:

устранена повышенная вибрация оболочки, обеспечена нормальная работа всех опор;

обеспечена надежная работа компенсационных устройств;

исключена возможность длительного нахождения деревянных трубопроводов в порожнем состоянии.

Автоматически действующие защитные устройства, предусмотренные на случай разрыва трубопроводов, должны постоянно находиться в состоянии готовности к действию.

3.1.10. При останове гидроагрегатов в морозный период должны быть приняты меры к предотвращению опасного для эксплуатации турбин образования льда на внутренних стенках трубопроводов.

3.1.11. Аэрационные устройства напорных трубопроводов должны быть надежно утеплены и при необходимости оборудованы системой обогрева. Систематически в сроки, указанные местной инструкцией, должна проводиться проверка состояния аэрационных устройств.

3.1.12. Металлические напорные трубопроводы и металлические части гидротехнических сооружений должны предохраняться от коррозии и абразивного износа, а деревянные части — также и от гниения.

3.1.13. Должна быть обеспечена надежная работа уплотнений деформационных швов.

3.1.14. Производство взрывных работ в районе сооружений электростанции (подрыв заторов льда и др.) допускается при условии обеспечения безопасности сооружений.

Производство взрывных работ вблизи гидротехнических сооружений сторонними организациями допускается только по согласованию с дирекцией электростанции.

3.1.15. Застройка зоны, затапливаемой при пропуске через все водосбросные сооружения расчетных максимальных расходов воды, запрещается.

Исполкомы Советов народных депутатов должны быть поставлены энергопредприятиями в известность о границах затапливаемой зоны.

3.1.16. На каждой электростанции в местной инструкции должен быть изложен план действий персонала при возникновении на гидротехнических сооружениях аварийных ситуаций. В этом плане должны быть определены обязанности персонала, способы устранения аварийных ситуаций, запасы материалов, средства связи, оповещения, транспортные средства, пути передвижения и т.п.

3.1.17. Противоаварийные устройства, водоотливные и водоспасательные средства должны быть исправными и постоянно находиться в состоянии готовности к действию.

3.1.18. Для предотвращения аварийных ситуаций от селевых выносов на притоках рек и в оврагах при необходимости должны проводиться горно-мелиоративные работы. Подходные участки к селепроводам, пересекающим каналы, и сами селепроводы должны по мере необходимости очищаться.

3.1.19. Капитальный ремонт гидротехнических сооружений должен проводиться выборочно, в зависимости от их состояния, не создавая по возможности помех в работе электростанции.

3.1.20. Повреждения гидротехнических сооружений, создающие опасность для людей и оборудования, должны устраняться немедленно.

3.1.21. Систематический контроль за гидротехническими сооружениями должен быть основным средством оценки состояния и условий их работы.

3.1.22. Надзор за безопасностью гидротехнических сооружений должен осуществляться в соответствии с «Положением об отраслевой системе надзора за безопасностью гидротехнических сооружений электростанций».

Ответственность за организацию надзора за гидротехническими сооружениями, за своевременное выявление аварийных ситуаций, разработку и выполнение мероприятий по их устранению несут: в период строительства до приемки в эксплуатацию полностью законченного гидроузла — строительная организация (генеральный подрядчик), в период эксплуатации — электростанция.

3.1.23 При сдаче гидротехнических сооружений в эксплуатацию заказчику должны быть переданы:

контрольно-измерительная аппаратура (КИА) и данные наблюдений с ее помощью в строительный период — строительной организацией;

данные анализа результатов натурных наблюдений, инструкции по их организации, методы обработки и анализа с указанием предельно допустимых по условиям устойчивости и прочности сооружений показаний КИА — проектной организацией.

3.1.24. Объем КИА, устанавливаемой на гидротехнических сооружениях, должен определяться проектом и зависеть от класса сооружения; на сооружениях III и IV классов, как правило, достаточен визуальный контроль и КИА можно не устанавливать (за исключением плотин высотой более 15 м).

В период эксплуатации по решению энергообъединения состав КИА и объем наблюдений могут быть изменены в зависимости от состояния гидросооружений.

На электростанции должны быть ведомость и схема размещения всей КИА с указанием даты установки каждого прибора и начальных отсчетов; состояние КИА должно проверяться в сроки, указанные местной инструкцией.

3.1.25. В сроки, установленные местной инструкцией, и в предусмотренном ею объеме должны вестись наблюдения за следующими показателями и процессами:

осадками и смещениями сооружений и их оснований;

деформациями сооружений и облицовок, трещинами в них, состоянием откосов земляных плотин, дамб, каналов и выемок, напорных трубопроводов;

фильтрационным режимом в основании и теле земляных и бетонных сооружений и береговых примыканий, работой дренажных и противофильтрационных устройств, режимом грунтовых вод в зоне сооружений;

воздействием потока на сооружение, в частности за размывом водобоя и рисбермы, дна и берегов, истиранием и коррозией облицовок, просадками, оползневыми явлениями, заилением и зарастанием каналов и бассейнов; переработкой берегов водоемов;

воздействием льда на сооружения и их обледенением.

При необходимости должны быть организованы наблюдения за вибрацией сооружений, сейсмическими нагрузками на них, прочностью и водонепроницаемостью бетона, напряженным состоянием и температурным режимом конструкций, коррозией металла и бетона, состоянием сварных швов металлоконструкций, выделением газа на отдельных участках гидросооружений и др. При существенных изменениях условий эксплуатации гидросооружений должны проводиться дополнительные наблюдения по специальным программам.

В местных инструкциях для каждого напорного гидротехнического сооружения должны быть указаны предельно допустимые показатели его безопасного состояния, с которыми должны сравниваться данные, полученные с помощью КИА.

3.1.26. На головном и станционном узлах сооружений должны быть установлены базисные и рабочие реперы. Оси основных гидротехнических сооружений должны быть надежно обозначены на местности знаками с надписями и связаны с базисными реперами. На анкерных опорах напорных трубопроводов должны быть указаны марки, определяющие положение опор в плане и по высоте.

На водоподпорные и ограждающие плотины и дамбы, каналы, туннели, дамбы золошлакоотвалов должны быть нанесены знаки, отмечающие попикетно длину сооружения, начало, конец и радиусы закруглений, а также места расположения скрытых под землей или под водой устройств.

3.1.27. Контрольно-измерительная аппаратура должна быть защищена от повреждений. Пьезометры и контрольные скважины должны быть защищены от засорения и промерзания.

Откачка воды из пьезометров без достаточного обоснования запрещается.

3.1.28. Ежегодно до наступления весеннего половодья, а в отдельных случаях также и летне-осеннего паводка на электростанциях должны назначаться паводковые комиссии. Комиссия должна проводить осмотр и проверку подготовки к половодью (паводку) всех гидротехнических сооружений, их механического оборудования, подъемных устройств; руководить пропуском половодья (паводка) и после его прохождения снова осматривать сооружения.

3.1.29. Осмотр подводных частей сооружений и туннелей должен проводиться впервые после 2 лет эксплуатации и далее 1 раз в 5 лет.

3.1.30. Механическое оборудование гидротехнических сооружений (затворы и защитные ограждения с их механизмами), средства его дистанционного или автоматического управления и сигнализации, а также подъемные и транспортные устройства общего назначения должны быть в исправности и находиться в состоянии готовности к работе. Непосредственно перед весенним половодьем затворы водосбросных сооружений, используемые при пропуске половодья, должны быть освобождены от наледей и ледяного припая, чтобы обеспечить возможность маневрирования ими.

3.1.31. Механическое оборудование гидросооружений должно периодически осматриваться и проверяться в соответствии с утвержденным графиком.

3.1.32. Основные затворы должны быть оборудованы указателями высоты открытия. Индивидуальные подъемные механизмы и закладные части затворов должны иметь привязку к базисным реперам.

3.1.33. При маневрировании затворами их движение должно происходить беспрепятственно, без рывков и вибрации, при правильном положении ходовых и отсутствии деформации опорных частей.

Должны быть обеспечены водонепроницаемость затворов, правильная посадка их на порог и плотное прилегание к опорному контуру. Затворы не должны иметь перекосов и недопустимых деформаций при работе под напором.

Нахождение затворов в положениях, при которых появляется повышенная вибрация затворов или конструкций гидротехнических сооружений, запрещается.

3.1.34. Полное закрытие затворов, установленных на напорных трубопроводах, может проводиться лишь при исправном состоянии аэрационных устройств трубопроводов.

3.1.35. В необходимых случаях должны быть обеспечены утепление или обогрев пазов, опорных устройств и пролетных строений затворов, сороудерживающих решеток, предназначенных для работы в зимних условиях.

3.1.36. Сороудерживающие конструкции (решетки, сетки, запани) должны регулярно очищаться от сора.

Для каждой электростанции должны быть установлены предельные по условиям прочности и экономичности значения перепада уровней на сороудерживающих решетках.

3.1.37. Механическое оборудование должно быть защищено от коррозии и обрастания дрейсеной.

3.2. ВОДНОЕ ХОЗЯЙСТВО ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ, ГИДРОЛОГИЧЕСКОЕ И МЕТЕОРОЛОГИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ

3.2.1. При эксплуатации водного хозяйства гидроэлектростанций должно быть обеспечено наиболее полное использование энергии водотока и установленной мощности гидроагрегатов при оптимальном для энергосистемы участии гидроэлектростанции в покрытии графика нагрузки.

При эксплуатации водного хозяйства тепловых электростанций должны быть обеспечены: бесперебойная подача охлаждающей воды в необходимых количествах, регулирование температурного режима в целях поддержания экономического вакуума и предотвращение загрязнений конденсаторов и циркуляционных водоводов. Одновременно должны быть учтены потребности неэнергетических отраслей народного хозяйства (водного транспорта, орошения, рыбного хозяйства, водоснабжения) и условия охраны природы.

Для электростанций, имеющих водохранилища, регулирующие сток воды, должны быть составлены и утверждены в установленном порядке правила эксплуатации водохранилища.

3.2.2. Для электростанций с водохранилищем комплексного использования должен быть составлен водохозяйственный план, устанавливающий помесячные объемы использования воды различными водопользователями. Водохозяйственный план должен уточняться на каждый квартал и месяц с учетом прогноза стока воды региональными службами Госкомгидромета.

При наличии в энергосистеме нескольких гидроэлектростанций или каскадов регулирование стока должно проводиться так, чтобы получить максимальный суммарный энергетический (топливный) эффект с учетом удовлетворения потребностей других водопользователей.

3.2.3 Режим предварительной сработки водохранилища перед половодьем и его последующего наполнения должен обеспечивать:

наполнение водохранилища в период половодья до нормального подпорного уровня; отклонение от этого правила допустимо только в случае особых требований водохозяйственного комплекса и для водохранилищ многолетнего регулирования;

благоприятные условия для сброса через сооружения льда и избытка воды, а также для пропуска наносов;

условия для нормального судоходства, рыбного хозяйства, орошения и водоснабжения;

наибольший энергетический (топливный) эффект в энергосистеме при соблюдении согласованных с неэнергетическими водопользователями ограничений;

регулирование сбросных расходов с учетом требований безопасности и надежной работы гидротехнических сооружений и борьбы с наводнениями.

Все требования неэнергетических водопользователей, ограничивающие режимы сработки и наполнения водохранилищ, обязательные для выполнения при регулировании стока энергетическими гидроузлами, должны быть взаимно согласованы и включены в «Правила эксплуатации водохранилища».

3.2.4. К моменту приемки электростанции в эксплуатацию проектной организацией должны быть переданы дирекции: согласованные с заинтересованными организациями «Правила эксплуатации водохранилища»; гидравлические характеристики водопропускных (водосбросных) сооружений.

По мере накопления эксплуатационных данных эти Правила и характеристики должны уточняться и дополняться.

3.2.5. Пропуск воды через водосбросные сооружения должен осуществляться в соответствии с местной инструкцией и не должен приводить к повреждению сооружений, а также к размыву дна за ними, который мог бы повлиять на устойчивость сооружений.

3.2.6. Изменение расхода воды через водосбросные сооружения должно проводиться постепенно во избежание образования в бьефах больших волн. Скорость изменения расхода воды должна определяться местными условиями. О намечаемых резких изменениях расхода воды должны быть заранее предупреждены местные органы Госкомгидромета и местные Советы народных депутатов.

Скорость изменения расхода воды через гидротурбины не регламентируется и предупреждение об этом изменении, как правило, не дается.

3.2.7. На гидроэлектростанциях, где для пропуска расчетных максимальных расходов воды проектом предусмотрено использование водопропускного сооружения, принадлежащего другому ведомству (например, судоходного шлюза), должна быть составлена согласованная с этим ведомством инструкция, определяющая условия и порядок оперативных действий по включению в работу названного сооружения.

3.2.8. До наступления отрицательной температуры наружного воздуха и появления льда должны быть проверены и отремонтированы шугосбросы и шугоотстойники, очищены от сора и топляков водоприемные устройства и водоподводящие каналы, решетки и пазы затворов, а также подготовлены к работе устройства для обогрева решеток и пазов затворов, проверены шугосигнализаторы и микротермометры.

3.2.9. Вдоль сооружений, не рассчитанных на давление сплошного ледяного поля, должна быть устроена полынья, поддерживаемая в свободном от льда состоянии в течение зимы.

3.2.10. Для борьбы с шугой в верхних бьефах и водохранилищах на реках с устойчивым ледяным покровом должны проводиться мероприятия, способствующие быстрому образованию льда: поддержание постоянного уровня воды на возможно более высоких отметках и постоянного забора воды гидроэлектростанцией при возможно меньшем расходе через гидроагрегаты и насосы. В случае необходимости допускается полный останов гидроэлектростанции.

3.2.11. На тех реках, где не образуется ледяной покров, шуга должна пропускаться через турбины гидроэлектростанций (за исключением ковшовых), а при невозможности этого — помимо турбин через шугосбросы с минимальным количеством воды. Порядок сброса шуги должен быть определен местной инструкцией. При больших водохранилищах шуга должна накапливаться в верхнем бьефе.

3.2.12. Режим работы каналов гидроэлектростанций в период шугохода должен обеспечивать непрерывное течение воды без образования зажоров, перекрывающих полностью живое сечение канала.

В зависимости от местных условий режим канала должен обеспечивать либо транзит шуги вдоль всей трассы, либо ее аккумулирование. Допускается накапливание шуги в отстойниках (с последующим промывом) и бассейнах суточного регулирования.

При подготовке каналов к эксплуатации в зимних условиях в шуготранзитном режиме должны быть удалены устройства, замедляющие течение (решетки, запани и т.п.).

3.2.13. Перед ледоставом и в период ледостава должны быть организованы систематические не реже 1 раза в сутки измерения температуры воды на участках водозаборов для обнаружения признаков ее переохлаждения. Порядок включения системы обогрева и устройств для очистки решеток от льда должен быть определен местной инструкцией.

3.2.14. Если принятые меры (обогрев, очистка) не предотвращают забивания решеток шугой и появления опасных перепадов напора на них, должен проводиться поочередный останов турбин (или насосов) для очистки решеток. Допускается пропуск шуги через гидротурбины с частичным или полным удалением решеток при техническом обосновании в каждом случае. При этом должны быть приняты меры, обеспечивающие бесперебойную работу системы технического водоснабжения.

3.2.15. Пропуск льда через створ гидротехнических сооружений должен проводиться при максимальном использовании ледопропускного фронта с обеспечением достаточного слоя воды над порогом ледосбросных отверстий.

В период ледохода при угрозе образования заторов льда и опасных для сооружений ударов больших ледяных масс должны быть организованы временные посты наблюдений и приняты меры к ликвидации заторов и разрушению ледяных полей взрывом или с помощью ледоколов.

3.2.16. Для интенсивно заиляемого водохранилища, бассейна или канала должна быть составлена местная производственная инструкция по борьбе с наносами.

Инструкция должна быть составлена эксплуатационным персоналом, ответственным за техническое состояние водного объекта и согласована с местными органами Минводхоза СССР. При необходимости к составлению инструкции должны быть привлечены проектные, научно-исследовательские и наладочные организации.

3.2.17 Для уменьшения заиления должно быть обеспечено:

поддержание таких режимов работы электростанции, которые создают возможность большего транзита поступающего твердого стока;

проведение берегоукрепительных работ, предотвращающих разрушение и эрозию берегов;

удаление отложившихся наносов.

3.2.18. Пропуск паводка должен проводиться при возможно минимальных уровнях водохранилища в пределах проектной призмы регулирования, если это не наносит ущерба другим водопотребителям. При этом должно быть обеспечено последующее наполнение водохранилища. Наполнение заиляемых водохранилищ должно осуществляться в возможно более поздний срок на спаде паводка.

Для водохранилищ суточного регулирования должны быть предусмотрены режимы ежедневной сработки бьефа до минимально возможной отметки.

3.2.19. Для предотвращения заиления водохранилищ, бьефов, бассейнов или каналов должны обеспечиваться: промывка бьефов, водохранилищ, порогов водоприемников, осветление воды в отстойниках, проведение режимных мероприятий, применение берегоукрепительных и наносоудерживающих устройств или удаление наносов механическими средствами.

3.2.20. В периоды, когда естественный водоток в реке полностью не расходуется для выработки электроэнергии, избыток воды должен быть использован для смыва наносов в нижний бьеф плотины и промывки порогов водоприемных устройств.

3.2.21. В случае возможности попадания в водоприемные сооружения наносов, скопившихся перед порогом водоприемника, с разрешения энергообъединения должны быть проведены кратковременные их интенсивные промывки.

При невозможности или неэффективности промывки удаление наносов должно быть проведено с помощью механизмов.

Промывку водозаборных сооружений при бесплотинном водозаборе можно осуществлять устройством местных стеснений потока с тем, чтобы отложения наносов размывались под действием повышенных скоростей воды.

3.2.22. Контроль за состоянием водохранилища и его очистка от наносов должны быть организованы в соответствии с «Правилами эксплуатации заиляемых водохранилищ малой и средней емкости».

3.2.23. Каналы в период поступления в них воды повышенной мутности должны работать в близком к постоянному режиме с возможно большим расходом воды, обеспечивающим необходимые скорости течения для транзита поступающих наносов.

3.2.24. Отстойники электростанций должны постоянно использоваться для осветления воды. Отключение отстойников или их отдельных камер для ремонта допускается только в период, когда вода несет незначительное количество наносов и свободна от фракций, опасных в отношении истирания турбин и прочего оборудования.

3.2.25. На каждой электростанции, в водохранилище которой имеются залежи торфа, должен быть организован перехват всплывающих масс торфа выше створа водозаборных и водосбросных сооружений, преимущественно в местах всплывания. Перехваченный торф должен быть отбуксирован в бухты и на отмели и надежно закреплен.

3.2.26 В задачи гидрологического и метеорологического обеспечения электростанций должно входить:

получение гидрологических и метеорологических данных для оптимального ведения режимов работы электростанции, планирования использования водных ресурсов и организации правильной эксплуатации гидротехнических сооружений и водохранилищ;

контроль за использованием водных ресурсов на электростанциях;

получение данных для регулирования водного стока, пропуска половодий и паводков, организации ирригационных, навигационных и санитарных пропусков, обеспечения расходов на водоснабжение и т.п.;

получение информации о гидрометеорологических условиях для своевременного принятия мер к предотвращению или уменьшению ущерба от стихийных явлений.

3.2.27 Электростанции должны регулярно получать от органов Госкомгидромета следующие данные:

сведения по используемому водотоку (расход, уровень и температура воды, ледовые явления, наносы);

водные балансы водохранилищ многолетнего, годичного и сезонного регулирования;

метеорологические данные (температура и влажность воздуха, количество осадков, сила и направление ветра, образование гололеда, штормовые предупреждения);

гидрологические и метеорологические прогнозы, необходимые для эксплуатации электростанций.

При необходимости электростанции должны получать от органов Госкомгидромета физические, химические и гидробиологические показатели вод, данные об уровне их загрязнения, а также экстренную информацию о резких изменениях этого уровня.

3.2.28. Объем и сроки передачи гидрологических и метеорологических прогнозов и предупреждений об опасных явлениях должны быть установлены для каждой электростанции энергообъединениями совместно с соответствующими органами Госкомгидромета.

Прогнозы и фактические гидрологические и метеорологические явления должны быть на электростанции зарегистрированы.

3.2.29. На электростанциях в сроки, определяемые местной инструкцией, должны быть организованы наблюдения за следующими показателями:

уровнями воды в бьефах водоподпорных сооружений, у водозаборных сооружений, в каналах;

расходами воды, пропускаемыми через гидротехнические сооружения и используемыми технологическим оборудованием;

ледовым режимом водотока (водохранилища, пруда, реки) вблизи сооружений;

содержанием наносов в воде и их отложениями в интенсивно заиливаемых водохранилищах;

температурой воды и воздуха;

показателями качества используемой или сбрасываемой воды (по местным условиям).

Местная инструкция по гидрометеорологическим наблюдениям на электростанциях должна быть согласована с органами Госкомгидромета.

3.2.30. Гидроэлектростанции должны определять полный среднесуточный сток (расход) воды, проходящей через их створ. Учет стока воды в шлюзах, рыбоходах и других сооружениях, входящих в состав напорного фронта энергетических гидроузлов, должен проводиться эксплуатационным персоналом этих объектов, а сведения передаваться электростанции для включения их в общий учитываемый объем стока. Данные о ежедневных расходах воды должны сообщаться органам Госкомгидромета.

3.2.31. Среднесуточный расход воды, использованной электростанциями, должен определяться по показаниям расходомеров; при отсутствии водомерных устройств временно, до установки указанных приборов, сток воды может учитываться по характеристикам протарированного технологического оборудования и другими возможными методами.

3.2.32. На всех водохранилищах, осуществляющих регулирование стока воды, должен быть организован ежесуточный учет притока воды к створу гидроузлов по данным территориальных органов Госкомгидромета.

3.2.33. Уровни верхнего и нижнего бьефов гидроэлектростанций и напор гидротурбин, а также перепады напора в решетках должны измеряться приборами с дистанционной передачей показаний на щит управления. Нули всех водомерных постов должны быть установлены в одной системе отметок.

3.2.34. Устройства для измерения уровней воды в бьефах и перепадов напора на решетках должны проверяться 2 раза в год и после прохождения паводка.

Вокруг реек и свай должен скалываться лед; автоматические посты на зимний период должны утепляться.

3.2.35. На водохранилищах-охладителях должен быть организован контроль за качеством воды и при необходимости должны приниматься меры для предотвращения загрязнения ее промышленными и бытовыми стоками, приводящими к нарушению требований санитарных норм, загрязнению и коррозии оборудования электростанций.

3.3. ГИДРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ

3.3.1. При эксплуатации гидротурбинных установок должна быть обеспечена их бесперебойная работа с максимально возможным для заданной нагрузки и действующего напора коэффициентом полезного действия. Оборудование гидроэлектростанции должно быть в постоянной готовности к максимальной располагаемой нагрузке.

3.3.2. Находящиеся в эксплуатации гидроагрегаты и вспомогательное оборудование должны быть полностью автоматизированы. Пуск в генераторный режим и режим синхронного компенсатора, вывод из генераторного режима и режима синхронного компенсатора, перевод гидроагрегата из генераторного режима в режим синхронного компенсатора и обратно должны осуществляться от одного командного импульса.

3.3.3. Гидроагрегаты должны работать при полностью открытых затворах, установленных на турбинных водоводах; предельное открытие направляющего аппарата гидротурбины должно быть не выше значения, соответствующего максимально допустимой нагрузке гидроагрегата при данном напоре и высоте отсасывания.

3.3.4. Гидроагрегаты, находящиеся в резерве, должны быть в состоянии готовности к немедленному автоматическому пуску. Гидротурбины должны быть под полным напором при полностью открытых затворах водоприемных отверстий и закрытом направляющем аппарате. На высоконапорных гидроэлектростанциях, имеющих предтурбинный затвор, при остановленном гидроагрегате он должен быть закрыт, а напорный трубопровод заполнен водой.

3.3.5. Гидроагрегаты, работающие в режиме синхронного компенсатора, должны быть готовы к немедленному автоматическому переводу в генераторный режим.

При работе гидроагрегата в режиме синхронного компенсатора рабочее колесо турбины должно быть освобождено от воды.

3.3.6. Гидроагрегаты должны работать в режиме автоматического регулирования частоты вращения с заданным статизмом. Перевод регулятора гидротурбин в режим работы на ограничителе открытия или на ручное управление допускается в исключительных случаях с разрешения главного инженера гидроэлектростанции по согласованию с диспетчером энергосистемы.

3.3.7 При эксплуатации автоматического регулирования гидроагрегата должны быть обеспечены:

автоматический и ручной пуск и останов гидроагрегата;

устойчивая работа гидроагрегата на всех режимах;

участие в регулировании частоты в энергосистеме с уставкой статизма и пределов мертвой зоны по частоте, задаваемой энергообъединением;

плавное (без толчков и гидроударов в маслопроводах) перемещение регулирующих органов при изменении мощности гидроагрегата;

выполнение гарантий регулирования;

автоматическое изменение ограничения максимального открытия направляющего аппарата по напору;

автоматическое и ручное изменение комбинаторной зависимости по напору (для поворотно-лопастных гидротурбин).

3.3.8. При наличии на гидроэлектростанции системы группового регулирования активной мощности (ГРАМ) она должна быть постоянно в работе. Отключение системы ГРАМ допускается в тех случаях, когда групповое регулирование агрегатов невозможно по режимным условиям работы гидроэлектростанции.

3.3.9 Пуск гидроагрегата запрещается:

при напоре, выходящем за пределы допустимых значений, установленных заводом — изготовителем гидротурбин;

при неисправности любой из защит, действующих на останов оборудования;

при дефектах системы регулирования гидроагрегата, в результате которых не обеспечиваются выполнение гарантий регулирования и нормальное управление гидроагрегатом;

при неисправности устройств дистанционного управления аварийными затворами, клапанов срыва вакуума и холостых выпусков, системы торможения гидроагрегата;

при качестве масла, не удовлетворяющем нормам на эксплуатационные масла, и при температуре масла ниже установленного заводскими инструкциями предела;

при уровнях масла в ваннах пяты и подшипников, сливном баке и масловоздушном котле маслонапорной установки (МНУ) ниже установленного заводскими инструкциями минимума.

3.3.10 Работающий гидроагрегат должен быть немедленно остановлен действием защит или персоналом в следующих случаях:

а) пожара в генераторе;

б) снижения давления масла в системе регулирования ниже допустимого предела;

в) снижения уровня масла в ваннах пяты, подшипников и масловоздушном котле МНУ ниже установленного минимума;

г) повышения температуры сегментов подшипников и подпятника гидроагрегата сверх допустимого предела;

д) прекращения подачи воды на смазку турбинного подшипника;

е) повышения частоты вращения ротора гидроагрегата сверх значения, установленного заводами-изготовителями;

ж) обрыва тросов обратных связей в системе регулирования;

з) выхода из строя системы управления лопастями поворотно-лопастных гидротурбин или отклонителей струи ковшовых турбин.

Кроме того, гидроагрегат должен быть немедленно остановлен в других случаях, оговоренных местными инструкциями.

3.3.11. Гидроагрегат должен быть разгружен или остановлен по согласованию с главным инженером гидроэлектростанции в следующих случаях:

а) выявления неисправности технологических защит, действующих на останов оборудования;

б) неисправной работы системы регулирования;

в) появления стуков и необычных шумов в проточной части гидротурбины или внутри генератора;

г) увеличения биений вала гидроагрегата и вибрации опорных узлов агрегата, маслопроводов и золотников системы регулирования;

д) повышения уровня воды на крышке турбины сверх допустимого значения при отказе или недостаточной подаче насосов откачки;

е) уменьшения подачи воды к турбинному подшипнику с водяной смазкой;

ж) нарушения нормальной работы вспомогательного оборудования, если устранение причин нарушения невозможно без останова агрегата.

3.3.12. Значения всех параметров, ограничивающих пуск и работу гидроагрегата, должны быть установлены на основании данных заводов-изготовителей или специальных испытаний и указаны в местной инструкции, утвержденной главным инженером гидроэлектростанции.

3.3.13. Для каждого гидроагрегата должно быть определено и периодически в установленные местными инструкциями сроки проконтролировано минимальное время следующих процессов:

закрытия направляющего аппарата гидротурбины до зоны демпфирования при сбросе нагрузки;

открытия направляющего аппарата гидротурбины при наборе нагрузки с максимальной скоростью;

разворота и свертывания лопастей рабочего колеса поворотно-лопастных и диагональных гидротурбин;

закрытия и открытия регулирующей иглы и отклонителей струи ковшовой гидротурбины;

закрытия направляющего аппарата при срабатывании золотника аварийного закрытия;

закрытия и открытия турбинных затворов или быстропадающих затворов, установленных в турбинных водоводах;

закрытия холостого выпуска гидротурбины.

Кроме того, периодически в соответствии с местной инструкцией должны определяться максимальные повышения давления в турбинных водоводах и увеличение частоты вращения агрегатов при сбросах нагрузки.

3.3.14. Вибрация опорных конструкций гидроагрегата, а также сердечника и корпуса статора гидрогенератора должна быть определена в соответствии с эксплуатационным циркуляром «О контроле вибрационного состояния гидроагрегатов» и не превышать предельных значений, установленных «Методическими указаниями по проведению эксплуатационного контроля вибрационного состояния конструктивных узлов гидроагрегата».

Биение вала гидроагрегата не должно превышать значений, записанных в местной инструкции.

3.3.15. Для каждого гидроагрегата в местной инструкции должны быть указаны номинальные и максимально допустимые температуры сегментов подпятника, подшипников и масла в маслованнах. Предупредительная сигнализация должна включаться при увеличении температуры на 5 °C выше номинальной.

3.3.16. В процессе эксплуатации гидротурбинной установки должно быть организовано систематическое наблюдение за утечками масла в системе регулирования поворотно-лопастных гидротурбин, чтобы не допускать загрязнения акватории бьефа. При обнаружении утечек масла через уплотнения лопастей гидротурбин гидроагрегат должен быть выведен в ремонт.

3.3.17. Во время эксплуатации гидроагрегата путем осмотра и систематических измерений с помощью стационарных и переносных приборов должен быть организован контроль за работой оборудования в объеме и с периодичностью, указанными в местных инструкциях.

3.3.18. При обрастании трубопроводов технического водоснабжения дрейсеной должны приниматься меры к их очистке и защите от обрастания.

3.3.19. Капитальный ремонт гидротурбин должен производиться 1 раз в 5 — 7 лет. В отдельных случаях с разрешения энергообъединения допускается отклонение от установленных сроков.

3.4. ТЕХНИЧЕСКОЕ ВОДОСНАБЖЕНИЕ

3.4.1 При эксплуатации систем технического водоснабжения должны быть обеспечены:

бесперебойная подача охлаждающей воды нормативной температуры в необходимом количестве и требуемого качества;

предотвращение загрязнений конденсаторов турбин и систем технического водоснабжения;

выполнение требований охраны окружающей среды.

3.4.2. Для предотвращения образования отложений в трубках конденсаторов турбин и других теплообменных аппаратов, коррозии, обрастания систем технического водоснабжения, «цветения» воды или зарастания водохранилищ-охладителей высшей водной растительностью должны проводиться профилактические мероприятия.

Выбор мероприятий должен определяться местными условиями, а также их эффективностью, допустимостью по условиям охраны окружающей среды и экономическими соображениями.

Периодическая очистка трубок конденсаторов, циркуляционных водоводов и каналов может применяться как временная мера.

Уничтожение высшей водной растительности и борьба с «цветением» воды в водохранилищах-охладителях химическим способом допускается только с разрешения органов Госсанинспекции и Минрыбхоза СССР.

3.4.3 В случае накипеобразующей способности охлаждающей воды эксплуатационный персонал энергопредприятия должен:

а) в системе оборотного водоснабжения с градирнями и брызгальными устройствами:

проводить продувку, подкисление либо фосфатирование воды или применять комбинированные методы ее обработки — подкисление и фосфатирование; подкисление, фосфатирование и известкование и др.;

при подкислении добавочной воды серной или соляной кислотой щелочной буфер в ней поддерживать не менее 1,0 — 0,5 мг-экв./кг; при вводе кислоты непосредственно в циркуляционную воду щелочность ее поддерживать не ниже 2,0 — 2,5 мг-экв./кг; при применении серной кислоты следить, чтобы содержание сульфатов в циркуляционной воде не достигало уровня, вызывающего повреждение бетонных конструкций или осаждение сульфата кальция;

при фосфатировании циркуляционной воды содержание в ней фосфатов в 3- пересчете на PO поддерживать в пределах 2,0 — 2,7 мг/кг; 4

при применении оксилидендифосфоновой кислоты содержание ее в циркуляционной воде в зависимости от химического состава поддерживать в пределах 0,25 — 4,0 мг/кг; в продувочной воде содержание этой кислоты ограничивать по ПДК до 0,9 мг/кг;

б) в системе оборотного водоснабжения с водохранилищами-охладителями:

осуществлять водообмен в период лучшего качества воды в источнике подпитки; при невозможности понижения карбонатной жесткости охлаждающей воды до требуемого значения путем водообмена (а также в системе прямоточного водоснабжения) с вводом первого энергоблока предусматривать установки по кислотным промывкам конденсаторов турбин и по очистке промывочных растворов.

3.4.4. При хлорировании охлаждающей воды для предотвращения загрязнения теплообменников органическими отложениями содержание активного хлора в воде на выходе из конденсатора должно быть в пределах 0,4 — 0,5 мг/кг.

В прямоточной системе технического водоснабжения и в оборотной с водохранилищами-охладителями для предотвращения присутствия активного хлора в воде отводящих каналов хлорирование должно быть выполнено с подачей хлорного раствора в охлаждающую воду, поступающую в один-два конденсатора.

3.4.5. При обработке воды медным купоросом для уничтожения водорослей в оборотной системе с градирнями и брызгальными устройствами его содержание в охлаждающей воде должно быть в пределах 3 — 6 мг/кг. Сброс продувочной воды из системы оборотного водоснабжения в водные объекты при обработке медным купоросом должен осуществляться в соответствии с действующими «Правилами охраны поверхностных вод от загрязнения сточными водами».

При обработке воды в водохранилищах-охладителях для борьбы с «цветением» содержание медного купороса должно поддерживаться в пределах 0,3 — 0,6, а при профилактической обработке — 0,2 — 0,3 мг/кг.

3.4.6. При обрастании систем технического водоснабжения (поверхностей грубых решеток, конструктивных элементов водоочистных сеток, водоприемных и всасывающих камер и напорных водоводов) моллюском, дрейсеной или другими биоорганизмами должны применяться необрастающие покрытия, проводиться промывки трактов горячей водой, хлорирование охлаждающей воды, поступающей на вспомогательное оборудование, с поддержанием дозы активного хлора 1,5 — 2,5 мг/кг в течение 4 — 5 сут. 1 раз в 1,5 мес.

3.4.7. Эксплуатация гидротехнических сооружений системы технического водоснабжения, а также контроль за их состоянием должны осуществляться в соответствии с требованием гл. 3.1.

3.4.8. Работа оборудования и гидроохладителей системы технического водоснабжения должна обеспечивать выполнение требований п. 3.4.1 по эксплуатации конденсационной установки.

Одновременно должны быть учтены потребность неэнергетических отраслей народного хозяйства (водного транспорта, орошения, рыбного хозяйства, водоснабжения) и условия охраны природы.

3.4.9. При прямоточном, комбинированном и оборотном водоснабжении с водохранилищами-охладителями должна осуществляться рециркуляция теплой воды для борьбы с шугой и обогрева решеток водоприемника. Рециркуляция должна предотвращать появление шуги на водозаборе; момент ее включения должен определяться местной инструкцией.

3.4.10. Периодичность удаления воздуха из циркуляционных трактов должна быть такой, чтобы высота сифона в них не уменьшалась более 0,3 м против проектного значения.

3.4.11. Отклонение напора циркуляционного насоса из-за загрязнения систем не должно превышать 1,5 м против проектного значения, ухудшение КПД насосов из-за увеличения зазоров между лопастями рабочего колеса и корпуса насоса и неидентичности положения лопастей рабочего колеса должно быть не более 3%.

3.4.12 При эксплуатации охладителей циркуляционной воды должны быть обеспечены:

оптимальный режим работы из условий достижения наивыгоднейшего (экономического) вакуума;

охлаждающая эффективность согласно нормативным характеристикам.

3.4.13. Оптимальные режимы работы гидроохладителей, водозаборных и сбросных сооружений должны быть выбраны в соответствии с режимными картами, разработанными для конкретных метеорологических условий и конденсационных нагрузок электростанций.

При увеличении среднесуточной температуры охлаждающей воды после охладителя более чем на 1 °C по сравнению с требуемой по нормативной характеристике должны быть приняты меры к выяснению и устранению причин недоохлаждения.

3.4.14. При появлении высшей водной растительности в зоне транзитного потока и в водоворотных зонах водохранилищ-охладителей она должна быть уничтожена биологическим либо механическим методом.

3.4.15. Осмотр основных конструкций градирен (элементов башни, противообледенительного тамбура, водоуловителя, оросителя, водораспределительного устройства и вентиляционного оборудования) и брызгальных устройств должен проводиться ежегодно в весенний и осенний периоды. Обнаруженные дефекты (проемы в обшивке башни, оросителе, неудовлетворительное состояние фиксаторов положения поворотных щитов тамбура, разбрызгивающих устройств водораспределения) должны быть устранены. Поворотные щиты тамбура при положительных температурах воздуха должны быть установлены и зафиксированы в горизонтальном положении.

Антикоррозионное покрытие металлических конструкций должно восстанавливаться по мере необходимости. Водосборные бассейны, а также асбестоцементные листы обшивок башен градирен должны иметь надежную гидроизоляцию.

3.4.16. Водораспределительные системы градирен и брызгальных бассейнов должны промываться не реже 2 раз в год — весной и осенью. Засорившиеся сопла должны быть своевременно очищены, а вышедшие из строя — заменены. Водосборные бассейны градирен должны не реже 1 раза в 2 года очищаться от ила и мусора.

3.4.17. Применяемые при ремонте деревянные конструкции градирен должны быть антисептированы, а крепежные детали — оцинкованы.

3.4.18. Конструкции оросителей градирен должны очищаться от минеральных и органических отложений.

3.4.19. Решетки и сетки градирен и брызгальных устройств должны осматриваться 1 раз в смену и при необходимости очищаться, чтобы не допускать перепада воды на них более 0,1 м.

3.4.20. При эксплуатации градирен и брызгальных устройств в зимних условиях обледенение конструктивных элементов охладителей и прилегающей территории не допускается.

3.4.21. При наличии в системе технического водоснабжения нескольких параллельно работающих градирен и уменьшения зимой общего расхода охлаждающей воды часть градирен должна быть законсервирована с выполнением противопожарных и других необходимых мероприятий. Во избежание обледенения оросителя плотность орошения в работающих градирнях должна быть не менее 6 куб. м/ч на 1 кв. м площади орошения, а температура воды на выходе из градирни — не ниже 10 °C.

3.4.22. Во избежание обледенения расположенного вблизи оборудования, конструктивных элементов и территории зимой брызгальные устройства должны работать с пониженным напором. При уменьшении расхода воды должны быть заглушены периферийные сопла и отключены крайние распределительные трубопроводы.

Понижение напора у разбрызгивающих сопл должно быть обеспечено путем уменьшения общего расхода охлаждаемой воды на максимальное количество работающих секций, а также отвода части нагретой воды без ее охлаждения через холостые сбросы непосредственно в водосборный бассейн. Температура воды на выходе из брызгального устройства должна быть не ниже 10 °C.

3.4.23. При кратковременном отключении градирни или брызгального устройства в зимний период должна быть обеспечена циркуляция теплой воды в бассейне для предотвращения образования в нем льда.

3.4.24. В случае временного вывода из эксплуатации градирен с элементами конструкций из дерева окна для прохода воздуха в них должны быть закрыты, а за градирнями установлен противопожарный надзор.

3.4.25. Детальное обследование металлических каркасов вытяжных башен обшивных градирен должно проводиться не реже 1 раза в 10 лет, железобетонных оболочек — не реже 1 раза в 5 лет.

4. ТЕПЛОМЕХАНИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ

4.1. ТОПЛИВНО-ТРАНСПОРТНОЕ ХОЗЯЙСТВО

4.1.1 При эксплуатации топливно-транспортного хозяйства должны быть обеспечены:

бесперебойная работа железнодорожного транспорта энергопредприятия и механизированная разгрузка железнодорожных вагонов, цистерн, судов и других транспортных средств в установленные сроки и в соответствии с уставом и правилами технической эксплуатации железных дорог Союза ССР и уставом внутреннего водного транспорта Союза ССР;

приемка топлива от поставщиков и контроль его количества и качества;

механизированное складирование и хранение установленного запаса топлива при минимальных потерях;

своевременная и бесперебойная подготовка и подача топлива в котельную или центральное пылеприготовительное отделение.

4.1.2. Качество всех видов поставляемого электростанции топлива должно соответствовать государственным стандартам и техническим условиям на поставку.

В договорах на поставку топлива должны быть указаны:

для твердого топлива — марка, группа по зольности, предельное значение зольности и влажности, содержание летучих, класс по крупности, отсутствие в топливе посторонних включений, кроме того, для кузнецких углей — группа окисленности, а для торфа — минимальное значение влажности;

для жидкого топлива — марка, температура вспышки и предельное содержание серы, а для газотурбинных установок, кроме того, влажность, зольность, содержание механических примесей, ванадия, натрия, калия, кальция;

для газообразного топлива — низшая теплота сгорания, плотность газа и предельное содержание влаги, конденсата, механических примесей, серы, а для газотурбинных установок — дополнительно пределы изменения теплоты сгорания.

В договорах должны быть также предусмотрены: равномерная (по графику) отгрузка твердого и жидкого топлива, средства профилактики против смерзания твердого топлива в зимнее время года; для газотурбинного топлива — особые условия его подачи на электростанции: в цистернах с нижним сливом и специально подготовленных под налив дизельного топлива, а для газа — давление на входе в газорегуляторный пункт (ГРП) и время, требуемое для перевода электростанции на другой вид топлива.

4.1.3. Должен быть организован строгий учет всего топлива при поступлении на энергопредприятие, расходовании на производство и хранении на складах в соответствии с действующими «Правилами учета топлива на электростанциях».

При учете поступающего топлива должно быть обеспечено:

взвешивание всего твердого топлива, поставляемого по железной дороге, автомобильным или конвейерным транспортом, или определение его количества по осадке судов либо обмер при поступлении водным транспортом;

взвешивание всего поставляемого жидкого топлива или обмер;

определение количества всего сжигаемого газообразного топлива по приборам;

инвентаризация твердого и жидкого топлива;

периодический, а при наличии приборов постоянный контроль качества топлива;

предъявление претензий поставщикам при обнаружении недостачи и ненадлежащего качества топлива.

4.1.4. Прибывший состав с топливом должен быть осмотрен. При обнаружении поврежденных вагонов или цистерн, утраты топлива в пути или других обстоятельств, предусмотренных «Уставом железных дорог СССР», должны быть составлены соответствующие акты и предъявлены претензии железной дороге.

4.1.5. Весы и другие измерительные устройства и лабораторные приборы, используемые для учета топлива, должны проверяться и регулироваться в соответствии с графиком, утвержденным директором энергопредприятия, а приборы и устройства, подлежащие поверке государственным поверителем, должны поверяться в сроки, установленные Госстандартом СССР.

4.1.6. Движение поездов, а также подача и уборка вагонов должны быть организованы в соответствии с «Инструкцией о порядке обслуживания и организации движения на подъездном пути» и «Единым технологическим процессом работы подъездных путей электростанций и станции примыкания» (ЕТП), составленным применительно к данной электростанции с учетом принятого в проекте порядка выгрузки вагонов и цистерн и в соответствии с указаниями «Правил перевозок грузов» МПС.

4.1.7. В договора, заключаемые электростанциями с предприятиями МПС или другими предприятиями, осуществляющими транспортно-экспедиционное обслуживание, должны быть включены требования о соблюдении этими предприятиями положений настоящих Правил.

4.1.8. Аппаратура контроля, автоматического и дистанционного управления, устройства технологических защит, блокировки и сигнализации разгрузочных и размораживающих устройств, агрегатов и систем топливоподачи, хозяйств жидкого и газообразного топлива, а также средства диспетчерского и технологического управления должны быть в исправности и периодически по графику проверяться.

Твердое топливо

4.1.9. Для облегчения выгрузки топлива, особенно смерзшегося, и очистки железнодорожных вагонов энергопредприятия должны иметь специальные размораживающие устройства, механические рыхлители, вагонные вибраторы и т.п. Процессы дробления крупных кусков и смерзшихся глыб топлива, а также закрытия люков полувагонов должны быть механизированы с использованием дробильно-фрезерных машин, дискозубчатых дробилок, люкоподъемников и других механизмов.

4.1.10. При эксплуатации вагоноопрокидывателей, размораживающих устройств, рыхлительных установок и других устройств должна быть обеспечена их надежная работа с соблюдением требований МПС о сохранности железнодорожных вагонов.

Размораживающие устройства должны эксплуатироваться в соответствии с режимной картой.

4.1.11. Хранение топлива на складе должно быть организовано в соответствии с действующей «Инструкцией по хранению ископаемых углей, горючих сланцев и фрезерного торфа на открытых складах электростанций».

4.1.12. Механизмы и оборудование топливных складов должны быть в рабочем состоянии, обеспечивающем их номинальную производительность.

Резерв бульдозеров и скреперов, являющихся основными механизмами топливных складов, должен быть не менее 30% расчетного числа машин (без учета машин, находящихся в ремонте). Передача бульдозеров и скреперов угольных складов для использования на других участках энергопредприятий запрещается.

4.1.13. Работа грузоподъемных кранов, мостовых перегружателей при наличии трещин в ответственных местах металлоконструкций, неисправных тормозах, противоугонных устройствах, концевых выключателях и ограничителях перекосов запрещается.

4.1.14. Резервные механизмы и оборудование (вагоноопрокидыватели, нитки системы конвейеров, дробилки и др.) должны работать поочередно.

При переводе электростанции на сезонное сжигание газообразного или жидкого топлива одна нитка топливоподачи должна быть в постоянной готовности к работе.

4.1.15. Устройства для подготовки и транспортирования твердого топлива должны обеспечивать подачу в котельную дробленого и очищенного от посторонних предметов топлива.

Рабочая линия (нитка) системы топливоподачи должна эксплуатироваться при проектной производительности, рассчитанной на минимальное время загрузки бункеров котельной.

4.1.16. Механизмы топливоподачи должны управляться автоматически либо дистанционно с центрального щита управления системы топливоподачи.

При эксплуатации должна быть обеспечена надежная работа блокировок, устройств защиты, сигнализации и аварийного останова для бесперебойной, надежной и безопасной работы системы топливоподачи (останов конвейеров при пробуксовке лент, переполнении течек, неправильном выборе схемы, при останове одного механизма и др.).

4.1.17. Работа оборудования и устройств топливоподачи при отсутствии или неисправном состоянии предупредительной сигнализации, необходимых ограждающих и тормозных устройств запрещается.

4.1.18. В галереях и эстакадах ленточных конвейеров, узлах пересыпки основного тракта и тракта подачи топлива со склада и в подземной части разгрузочных устройств температура воздуха в холодное время года должна поддерживаться не ниже 10 °C, а в помещении дробильных устройств — не ниже 15 °C.

Температура воздуха в надземных частях разгрузочных устройств (за исключением здания вагоноопрокидывателя и других устройств с непрерывным движением вагонов) должна поддерживаться не ниже 5 °C.

На конвейерах подачи топлива на склад, где отсутствуют отопительные устройства, должна применяться морозостойкая лента.

4.1.19. Все виды угля и сланца должны подвергаться дроблению на куски размером до 25 мм. При этом остаток на сите 25 мм не должен превышать 5%.

Для обеспечения требуемого качества дробления зазоры между валками валковых дробилок, между молотками и отбойной плитой, колосниками и брусом молотковых дробилок должны периодически в соответствии с местной инструкцией контролироваться и регулироваться.

4.1.20. Перед подачей топлива в дробилки и мельницы должно быть осуществлено механизированное удаление из него металла, щепы и корней. На работающем конвейере металлоуловители и щепоуловители должны быть постоянно включены и сблокированы с ним.

Эксплуатация тракта топливоподачи при неработающем оборудовании металлоулавливания на энергопредприятиях, имеющих системы пылеприготовления с мелющими вентиляторами, среднеходными и молотковыми мельницами, запрещается.

Система механизированного удаления уловленных посторонних предметов должна быть в постоянной эксплуатации.

4.1.21. На тракте топливоподачи должен быть обеспечен равномерный по ширине поток топлива, поступающего на конвейеры, грохоты, дробилки, щепо- и корнеуловители. Должны приниматься меры, исключающие замазывание влажным топливом грохотов, дробилок (обогрев, вибрирование, отсев мелочи).

4.1.22. Устройства, устраняющие зависание топлива в бункерах и течках (устройства обогрева стенок, пневмо- и парообрушители, вибраторы и др.), должны быть в действии или в состоянии готовности к действию.

4.1.23. Уплотнения узлов пересыпки, дробилок и других механизмов тракта топливоподачи, устройства для очистки лент и барабанов конвейеров, рабочие элементы плужковых сбрасывателей, а также аспирационные устройства и средства пылеподавления (пневмо-, гидро- и пенообеспыливания) должны быть в исправном состоянии и периодически, не реже 1 раза в неделю, проверяться. При необходимости должна быть произведена регулировка или замена уплотнений, форсунок устройств пневмо-, гидро- и пенообеспыливания.

4.1.24. Отбор и обработка проб топлива, поступающего в котельную, должны осуществляться с применением автоматических пробоотборников и проборазделочных машин.

Очередные испытания установок по отбору и обработке проб топлива должны проводиться в каждом случае перевода энергопредприятия на сжигание другой марки топлива или принципиальных изменений в конструкции оборудования. Кроме того, не реже 1 раза в год должны проверяться масса высекаемой порции угля и скорость движения отбирающего элемента пробоотборников системы ВТИ.

4.1.25. На конструкциях здания внутри помещения и на оборудовании системы топливоподачи не должно допускаться скопление пыли. Механизмы топливоподачи должны быть тщательно уплотнены и оборудованы устройствами, обеспечивающими чистоту воздуха в помещении в соответствии с санитарными нормами. Запыленность и в необходимых случаях загазованность воздуха (содержание СО) в помещениях системы топливоподачи должны контролироваться по графику, утвержденному главным инженером.

При работе аспирационных устройств должна быть обеспечена в соответствии с нормами очистка удаляемого воздуха от пыли.

Уборка помещений и оборудования по утвержденному графику должна быть механизированной (смывом водой или пылесосами).

4.1.26. При соединении и ремонте конвейерных лент применение металлических деталей запрещается.

4.1.27. Техническое и ремонтное обслуживание механизмов топливных складов и тракта топливоподачи должно производиться по графикам, утвержденным главным инженером.

Объем и порядок технического обслуживания должны определяться в соответствии с типовой и местной инструкциями по эксплуатации.

Контроль за техническим состоянием оборудования должен осуществляться с максимальным использованием средств диагностики.

Жидкое топливо

4.1.28. При эксплуатации хозяйства жидкого топлива должна обеспечиваться бесперебойная подача подогретого и профильтрованного топлива в количестве, соответствующем нагрузке котлов и газотурбинных установок, с давлением и вязкостью, необходимыми для нормальной работы форсунок.

4.1.29. На трубопроводы жидкого топлива и их паровые спутники должны быть составлены паспорта установленной формы.

4.1.30. Мазут из сливных лотков после окончания слива цистерн должен быть спущен полностью, и лотки в местах, где отсутствуют решетки, закрыты крышками. Лотки, гидрозатворы, шандоры и фильтры, установленные перед приемными емкостями, должны очищаться по мере необходимости.

4.1.31. При сливе мазута в паропроводах приемосливного устройства должны быть следующие параметры пара: давление 8 — 13 кгс/кв. см (0,8 — 1,3 МПа), температура 200 — 250 °C.

4.1.32. При сливе мазута общий расход пара из разогревающих устройств на цистерну вместимостью 50 — 60 куб. м должен быть не более 900 кг/ч.

4.1.33. На мазутосливе (в цистернах, лотках и приемных емкостях) мазут должен подогреваться до температуры, обеспечивающей нормальную работу перекачивающих насосов.

Максимальная температура мазута в приемных емкостях и резервуарах должна быть на 15 °C ниже температуры вспышки топлива, но не выше 90 °C.

4.1.34. Тепловая изоляция оборудования (резервуаров, трубопроводов и др.) должна быть в исправности.

4.1.35. Внутренний осмотр резервуаров и приемных емкостей с устранением замеченных недостатков должен проводиться по графику не реже 1 раза в 5 лет. При необходимости они должны очищаться от донных отложений.

4.1.36. Остатки жидкого топлива, удаляемые при очистке резервуаров, лотков, приемных емкостей, фильтров, мазутоподогревателей и других устройств, должны сжигаться в специально отведенных местах.

Хранение этих остатков на территории электростанции запрещается.

4.1.37. На все приемные емкости и резервуары для хранения жидкого топлива должны быть составлены градуировочные таблицы, которые утверждаются главным инженером энергопредприятия.

4.1.38. По утвержденному графику должны проводиться: наружный осмотр мазутопроводов и арматуры — не реже 1 раза в год и выборочная ревизия арматуры — не реже 1 раза в 4 года.

4.1.39. Вязкость мазута, подаваемого в котельную, не должна превышать: для механических и паромеханических форсунок 2,5 °ВУ (16 кв. мм/с), для паровых и ротационных форсунок 6 °ВУ (44 кв. мм/с).

4.1.40. Фильтры топлива должны очищаться (паровой продувкой, вручную или химическим способом) при повышении их сопротивления на 50% по сравнению с начальным (в чистом состоянии) при расчетной нагрузке.

Обжиг фильтрующей сетки при очистке запрещается.

Мазутоподогреватели должны очищаться при снижении их тепловой мощности на 30% номинальной.

4.1.41. Резервные насосы, подогреватели и фильтры должны быть исправными и в постоянной готовности к пуску.

Проверка включения резервного насоса от действия устройств автоматического ввода резерва (АВР) должна проводиться по утвержденному графику, но не реже 1 раза в месяц.

4.1.42. При выводе в ремонт трубопроводов или оборудования они должны быть надежно отключены от работающего, сдренированы и при необходимости производства внутренних работ пропарены.

На отключенных участках топливопроводов паровые или другие спутники должны быть отключены.

4.1.43. Перед включением резервуара с мазутом в работу после длительного хранения в нем топлива из придонного слоя (до 0,5 м) должна быть отобрана проба мазута для анализа на влажность и приняты меры, предотвращающие попадание отстоявшейся воды и мазута большой обводненности в котельную.

4.1.44. Текущий и капитальный ремонты насосов жидкого топлива должны производиться по утвержденному графику и в сроки, соответствующие требованиям завода-изготовителя: текущий ремонт не реже 1 раза в 1,5 года, капитальный — не реже 1 раза в 3 года.

4.1.45. По утвержденному графику, но не реже 1 раза в неделю, должно проверяться действие сигнализации предельного повышения и понижения температуры и понижения давления топлива, подаваемого в котельную на сжигание, правильность показаний выведенных на щит управления дистанционных уровнемеров и приборов для измерения температуры топлива в резервуарах и приемных емкостях.

4.1.46. Прием, хранение и подготовка к сжиганию заменителей мазута должны осуществляться в соответствии с нормативно-техническими документами и местными инструкциями. При этом должны соблюдаться следующие условия:

прием заменителя мазута должен быть согласован с руководством энергопредприятия не менее чем за 5 сут.;

в качестве заменителей мазута могут быть использованы жидкие топлива с температурой вспышки не ниже 45 °C, а по особым распоряжениям Минэнерго СССР — отдельные марки дизельного топлива с температурой вспышки не ниже 40 °C.

При поступлении топлива с температурой вспышки ниже указанной слив его на электростанции запрещается;

не допускается использование в качестве заменителей мазута кислых гудронов и жидких топлив с вязкостью выше 16 °ВУ (118 кв. мм/с) при 80 °C;

при поступлении заменителей мазута и в процессе их использования должны быть выполнены дополнительные мероприятия по повышению пожарной безопасности, предусмотренные нормативно-техническими документами.

Особенности приема, хранения и подготовки к сжиганию жидкого топлива газотурбинных установок (ГТУ)

4.1.47. При сливе, хранении и подаче на сжигание жидкого топлива не должно быть допущено его обводнения. При необходимости пропарки цистерн после слива обводненные продукты пропарки должны быть поданы в специальные резервуары или емкости мазутосклада.

4.1.48. Слив топлива должен быть организован закрытым способом. Сливные устройства, их антикоррозионные покрытия, паровые спутники, арматура и т.д. должны быть в исправном состоянии, чтобы не допускать загрязнения топлива и его застывания.

Минимальная и максимальная температура жидкого топлива в резервуарах должна быть указана в местных инструкциях.

4.1.49. Топливо из резервуаров для подачи в ГТУ должно отбираться плавающим заборным устройством с верхних слоев.

4.1.50. Пробы топлива из придонных слоев резервуаров должны отбираться при инвентаризации и перед включением резервуара в работу. При обнаружении обводненности в придонном слое более 0,5% должны быть приняты меры к предотвращению попадания обводненного топлива на сжигание. При высоте обводненного слоя выше уровня «мертвого» остатка увлажненный слой должен быть сдренирован в специальные резервуары или емкости мазутосклада.

4.1.51. Внутренний осмотр резервуаров с циркуляционным способом разогрева должен производиться не реже 1 раза в 5 лет, резервуаров с паровым обогревом — ежегодно с обязательными гидравлическими испытаниями плотности внутрирезервуарных подогревателей и устранением повреждений антикоррозионного покрытия. Резервуары по мере необходимости должны очищаться от донных отложений.

4.1.62. После монтажа или ремонта трубопроводы жидкого топлива должны продуваться паром или сжатым воздухом и подвергаться химической промывке и пассивации с последующей промывкой газотурбинным топливом в количестве, соответствующем трехкратной вместимости системы.

4.1.53. Вязкость подаваемого на ГТУ топлива должна быть не более: при применении механических форсунок 2 °ВУ (12 кв. мм/с), при использовании воздушных (паровых) форсунок — 3 °ВУ (20 кв. мм/с).

4.1.54. Жидкое топливо должно быть очищено от механических примесей в соответствии с требованиями заводов — изготовителей ГТУ.

В местных инструкциях должно быть указано допустимое значение перепада давления на входе в фильтры и выходе из них, при котором они должны выводиться на очистку.

4.1.55. Периодичность контроля качества топлива и присадки при хранении и подаче топлива на сжигание, места отбора проб и определяемые показатели качества должны быть установлены местной инструкцией.

4.1.58. При сжигании в ГТУ жидких топлив, содержащих коррозионно-агрессивные элементы (ванадий, щелочные металлы и др.) в количестве, большем, чем допускается действующими государственными стандартами и техническими условиями, топливо должно быть обработано на электростанции в соответствии с местными инструкциями (промывка от солей натрия и калия или добавление антикоррозионной присадки).

Газообразное топливо

4.1.57 При эксплуатации газового хозяйства должны быть обеспечены:

бесперебойная подача к топочным горелкам газа требуемого давления, очищенного от посторонних примесей и конденсата, в количестве, соответствующем нагрузке котлов;

контроль количества и качества поступающего газа;

безопасная работа оборудования, а также безопасное проведение его технического обслуживания и ремонта;

своевременное и качественное техническое обслуживание и ремонт оборудования;

надзор за техническим состоянием оборудования и его безопасной эксплуатацией.

4.1.58. Эксплуатация газового хозяйства энергопредприятий должна быть организована в соответствии с «Правилами безопасности в газовом хозяйстве» Госгортехнадзора СССР; «Правилами пользования газом в народном хозяйстве» Мингазпрома; «Типовой инструкцией по эксплуатации газового хозяйства ТЭС, работающих на природном газе» Минэнерго СССР; «Положением о газовой службе и лицах, ответственных за газовое хозяйство электростанций и котельных» Минэнерго СССР; «Положением о ведомственном надзоре за состоянием газовых хозяйств тепловых электростанций» Минэнерго СССР.

4.1.59. Ввод в эксплуатацию газового хозяйства энергопредприятия разрешается при наличии акта о приемке объекта, технологических схем газопроводов, инструкций и эксплуатационной документации по безопасному пользованию газом, плана ликвидации возможных аварий, документов об обучении и проверке знаний инженерно-технических работников и рабочих, обслуживающих газовое хозяйство, а также приказа о назначении лиц, ответственных за газовое хозяйство.

4.1.60. На каждый газопровод и оборудование ГРП должны быть составлены паспорта, содержащие основные данные, характеризующие газопровод, оборудование, контрольно-измерительные приборы и помещение ГРП.

В паспорта должны быть также занесены сведения о ремонте газопроводов и оборудования ГРП.

4.1.61. На энергопредприятии должны быть составлены и утверждены главным инженером перечень газоопасных работ и инструкция, определяющая порядок подготовки и безопасность их проведения применительно к конкретным производственным условиям. Газоопасные работы должны выполняться по наряду. Лица, имеющие право выдачи нарядов на газоопасные работы, должны быть назначены приказом по энергопредприятию. Перечень газоопасных работ должен не реже 1 раза в год пересматриваться и переутверждаться.

Особо опасные работы (ввод в эксплуатацию, пуск газа, присоединение газопроводов, ремонт газопроводов и оборудования «под газом», работы в ГРП с применением сварки и газовой резки) должны проводиться по наряду и специальному плану, утвержденному главным инженером энергопредприятия.

В плане работ должны быть указаны строгая последовательность проведения работ, расстановка людей, ответственные лица, потребность в механизмах и приспособлениях; предусмотрены мероприятия, обеспечивающие максимальную безопасность данных работ.

4.1.62. Колебания давления газа в газопроводе котельной должны быть в пределах значений, указанных в местной инструкции, но не выше 10% рабочего.

Подача газа в котельную по обводному газопроводу (байпасу), не имеющему регулирующего клапана, запрещается.

По графику, но не реже 1 раза в месяц, должно проверяться действие сигнализации максимального и минимального давлений газа в газопроводе котельной после автоматических регуляторов давления.

4.1.63. Газопроводы при заполнении газом должны быть продуты до вытеснения всего воздуха. Окончание продувки должно определяться анализом или сжиганием отбираемых проб, при этом содержание кислорода в газе не должно превышать 1%, а сгорание газа должно происходить спокойно, без хлопков.

Выпуск газовоздушной смеси при продувках газопроводов должен осуществляться в места, где исключена возможность попадания ее в здания, а также воспламенения от какого-либо источника огня.

Газопроводы при освобождении от газа должны быть продуты воздухом до вытеснения всего газа. Окончание продувки должно определяться анализом, при этом остаточное содержание газа в продувочном воздухе должно быть не более 1/5 нижнего предела воспламенения газа.

4.1.64. По утвержденному графику, но не реже 1 раза в 2 дня, должен проводиться обход трассы подземных газопроводов, находящихся на территории электростанции. При этом должны проверяться на загазованность колодцы газопровода, а также расположенные на расстоянии до 15 м в обе стороны от газопровода другие колодцы (телефонные, водопроводные, теплофикационные, канализационные), коллекторы, подвалы зданий и другие помещения, в которых возможно скопление газа.

Для обслуживания подземных газопроводов должны быть составлены и выданы на руки обходчикам маршрутные карты с присвоенными им номерами. В каждой из них должны быть указаны схема трассы газопроводов и ее длина, а также колодцы подземных коммуникаций и подвалы зданий, расположенные на расстоянии до 15 м в обе стороны от газопроводов.

4.1.65. Наличие газа в подвалах, коллекторах, шахтах, колодцах и других подземных сооружениях должно проверяться газоанализатором во взрывозащищенном исполнении.

Анализ проб воздуха в подвалах зданий может производиться непосредственно в подвале газоанализаторами взрывозащищенного исполнения, а при отсутствии их — путем отбора пробы воздуха из подвала и анализа ее вне здания.

При отборе проб воздуха из коллекторов, шахт, колодцев и других подземных сооружений спускаться в них запрещается.

При нахождении в подвале, а также у колодцев, шахт, коллекторов, и других подземных сооружений курить и пользоваться открытым огнем запрещается.

4.1.66. При обнаружении загазованности в каком-либо сооружении должны быть дополнительно проверены подземные сооружения, подвалы в радиусе 50 м от обнаруженного места утечки и организовано проветривание загазованных помещений, подвалов и подземных сооружений.

Одновременно с проветриванием сооружений и подвалов должны быть приняты неотложные меры к выявлению и устранению утечек газа.

4.1.67. Проверка плотности подземных газопроводов и состояния их изоляции должна быть организована в зависимости от условий эксплуатации газопроводов по графику, но не реже 1 раза в 5 лет, с помощью приборов без вскрытия грунта. Результаты проверки должны заноситься в паспорт газопроводов и учитываться при назначении видов и сроков их ремонта.

4.1.68. Проверка плотности соединений газопроводов, отыскание мест утечек газа на газопроводах, в колодцах и помещениях должны выполняться с использованием мыльной эмульсии.

Применение огня для обнаружения утечек газа запрещается.

Все обнаруженные на действующих газопроводах неплотности и неисправности должны немедленно устраняться.

4.1.69. Осмотр арматуры газопроводов должен быть организован по графику, но не реже 1 раза в год. По результатам осмотра должны быть определены вид и срок ремонта арматуры.

4.1.70. Внешний и внутренний осмотры помещений ГРП с отбором и анализом проб воздуха на загазованность на уровне 0,25 м от пола и 0,4 — 0,7 м под потолком должны производиться ежесуточно.

4.1.71. Техническое обслуживание газового оборудования должно быть организовано по графику, но не реже 1 раза в месяц. Плановый ремонт должен проводиться не реже 1 раза в год с разборкой регуляторов давления, предохранительных клапанов, фильтров, если в паспорте заводов-изготовителей не указаны другие сроки.

Корпус фильтра после выемки фильтрующей кассеты должен тщательно очищаться. Разборка и очистка кассеты должны производиться вне помещений.

Очистка фильтра должна осуществляться также по достижении допустимого значения перепада давления, которое указывается в местных инструкциях.

4.1.72. Проверка настройки и действия предохранительных устройств (запорных и сбросных), а также приборов авторегулирования должна производиться перед пуском газа, после длительного (более 2 мес.) останова оборудования, а также при эксплуатации не реже 1 раза в 2 мес., если в инструкции завода-изготовителя не указаны другие сроки.

4.1.73. Ремонт устройств вентиляции, сети освещения и телефона должен проводиться немедленно после выявления их неисправности.

4.1.74. Ремонт установки электрохимической защиты подземных газопроводов должен быть организован по графику, но не реже 1 раза в год.

4.1.75. Газопроводы должны регулярно (по графику) дренироваться через специальные штуцера, устанавливаемые в нижних точках газопровода. Конденсат должен собираться в передвижные емкости и утилизироваться.

Сброс удаленной из газопровода жидкости в канализацию запрещается.

4.1.76. Подача и сжигание на энергопредприятиях доменного и коксового газов должны быть организованы в соответствии с требованиями «Правил безопасности в газовом хозяйстве предприятий черной металлургии».

4.1.77. Особенности эксплуатации при подаче и сжигании газогенераторного и сбросно-технологического влажного и сернистого (содержащего меркаптаны или сероводород) природного газа должны определяться проектом и местной инструкцией.

4.2. ПЫЛЕПРИГОТОВЛЕНИЕ

4.2.1. При эксплуатации пылеприготовительных установок должна быть обеспечена бесперебойная подача к горелкам котла угольной пыли требуемой тонкости и влажности в количестве, соответствующем нагрузке котла.

Все исправные пылесистемы с прямым вдуванием при нагрузке котла 100 — 60% номинальной, как правило, должны быть в работе. Режим работы пылесистем должен быть организован в соответствии с режимной картой, разработанной на основе заводских характеристик и испытаний пылеприготовительного и топочного оборудования.

4.2.2. Перед пуском вновь смонтированной или реконструированной пылеприготовительной установки, а также после ремонта или длительного нахождения в резерве (более 3 сут.) все ее оборудование должно быть осмотрено, проверена исправность КИП, устройств дистанционного управления, защиты, сигнализации, блокировок и автоматики.

Пуск и эксплуатация установок с неисправными системами сигнализации, защит и блокировок запрещаются.

4.2.3. Перед пуском вновь смонтированной или реконструированной установки независимо от вида размалываемого топлива в целях выявления возможных мест отложений пыли и их устранения должен быть проведен внутренний осмотр установки с вскрытием всех люков и лазов.

Открытие люков и лазов, а также внутренний осмотр установки должны выполняться с соблюдением всех мер безопасности, предусматриваемых местной инструкцией.

Контрольный внутренний осмотр установки с составлением акта должен быть проведен не позднее чем через 2000 ч работы пылесистемы специальной комиссией, назначаемой директором энергопредприятия.

4.2.4. Для предупреждения конденсации влаги и налипания пыли на элементах оборудования перед пуском должен быть обеспечен прогрев пылесистем, режим которого должен быть установлен местной инструкцией.

4.2.5. На пылеприготовительных установках должны быть включены и находиться в исправном состоянии измерительные приборы, регуляторы, устройства сигнализации, защиты и блокировок. Приборы, используемые при измерении температуры в системах контроля, автоматики, защиты, сигнализации, должны быть малоинерционными.

4.2.6. При эксплуатации пылеприготовительных установок должен быть организован контроль за следующими процессами, показателями и оборудованием:

бесперебойным поступлением топлива в мельницы;

уровнями в бункерах сырого угля и пыли для предотвращения снижения или увеличения уровня против предельных значений, указанных в местной инструкции;

температурой сушильного агента и пылегазовоздушной смеси на выходе из подсушивающих и размольных установок для предотвращения ее повышения сверх значений, указанных в табл. 4.1;

уровнем вибрации блоков подшипников;

температурой масла в блоке подшипников;

температурой пыли в бункере для предотвращения во всех режимах работы установки повышения ее сверх значений, указанных в табл. 4.1 для температур пылевоздушной смеси;

исправностью предохранительных клапанов;

состоянием изоляции и плотностью всех элементов установки (выбивание пыли должно быть немедленно устранено);

током электродвигателей оборудования пылеприготовительной установки;

давлением сушильного агента перед подсушивающим устройством или мельницей, перед и за мельничным вентилятором и мельницей-вентилятором;

сопротивлением шаровых барабанных и среднеходных мельниц;

содержанием кислорода в сушильном агенте в конце установки при сушке дымовыми газами (в местах, предусмотренных «Правилами взрывобезопасности топливоподач и установок для приготовления пылевидного топлива»);

расходом сушильного агента на пылесистемах с прямым вдуванием с молотковыми и среднеходными мельницами;

тонкостью пыли, кроме установок с прямым вдуванием.

Топливо	Установка с прямым вдуванием, за сепаратором при сушке				Установка с пылевым бункером при сушке
	воздухом		дымовыми газами		воздухом <*>	дымовыми газами
	системы с молотковыми мельницами	системы со среднеходными мельницами	системы с молотковыми мельницами	системы с мельницамивентиляторами		<**>
Экибастузский уголь	210	150	-	-	130	150
Тощий уголь Кузнецкие каменные угли марок ОС и СС	180 130	150 130	- 180	- -	130 80	150 130
Другие каменные угли Фрезерный торф	130 80	130 -	180 150	- 150	70 -	130 -
Канско-ачинские, азейские, райчихинские, башкирский бурые угли	80	-	180	220	70	120
Другие бурые угли	100	-	180	220	70	120
Сланцы Лигниты	100 -	- -	180 -	- 220	- -	- -
Антрацитовый штыб Не нормируется

---

<*> При сушке воздухом — температура смеси за мельницей.

<**> При сушке дымовыми газами при работе мельниц ШБМ — температура смеси за мельницей, при других типах мельниц — за сепаратором.

4.2.7. После пуска новых пылеприготовительных установок или их реконструкции, а также после капитального ремонта должны проводиться отбор проб пыли и другие измерения для составления новой или корректировки действующей режимной карты.

4.2.8. Контроль за тонкостью пыли при эксплуатации пылеприготовительных установок с пылевым бункером должен осуществляться по пробам пыли из-под циклона с частотой отбора, устанавливаемой местной инструкцией.

В установках с прямым вдуванием тонкость пыли должна контролироваться косвенным путем по количеству сушильного агента, поступающего на мельницу, и по положению регулирующих органов сепаратора.

4.2.9. Контроль и устранение присосов воздуха в пылеприготовительных установках должны быть организованы по графику, утвержденному главным инженером энергопредприятия, но не реже 1 раза в месяц.

Присосы воздуха в пылеприготовительной установке должны быть не выше следующих значений, приведенных в табл. 4.2 и выраженных в процентах от расхода сухого сушильного агента на входе в установку без учета испаренной влаги топлива.

Расход сушильного	Пылесистемы с бункером пыли при сушке				Пылесистемы прямого вдувания с мельницами-вентиляторами при газовоздушной сушке
агента, тыс. куб. м/ч	воздушной и газовоздушной в случае установки перед мельницами дымососов рециркуляции		газовоздушной с забором газов из газоходов за счет разрежения, создаваемого мельничным вентилятором
	с ШБМ	с мельницами других типов	с ШБМ	с мельницами других типов
До 50	30	25	40	35	40
51 — 100	25	20	35	30	35
101 — 150	22	17	32	27	30
Свыше 150	20	15	30	25	25

В системах с прямым вдуванием пыли при воздушной сушке значения присосов не определяются, а плотность установки должна проверяться путем ее опрессовки.

4.2.10. В разомкнутых пылеприготовительных (сушильных) установках по графику, утвержденному главным инженером энергопредприятия, должно контролироваться состояние устройств для очистки отработавшего сушильного вентилирующего агента, аэродинамические сопротивления циклонов, фильтров, скрубберов.

Не реже 2 раз в год, а также после капитального ремонта или реконструкции должна проверяться эффективность очистки от пыли отработавшего сушильного агента.

4.2.11. Для предупреждения слеживания пыли в бункерах она должна периодически срабатываться до минимального уровня. Периодичность срабатывания должна быть установлена местной инструкцией. В зависимости от способности пыли к слеживанию и к самовозгоранию должен быть установлен предельный срок ее хранения в бункерах.

При каждом останове пылесистем на срок, превышающий предельный срок хранения пыли в бункерах, при переходе электростанции на длительное сжигание газа или мазута, а также перед капитальным ремонтом котла пыль должна быть полностью сработана в топку работающего котла, бункера осмотрены и очищены.

Подавать пыль в топку неработающего котла запрещается.

Шнеки и другие устройства для транспортирования пыли перед остановом должны быть освобождены от находящейся в них пыли путем спуска ее в бункера.

4.2.12. Бункера сырого топлива, склонного к зависанию и самовозгоранию, должны периодически, но не реже 1 раза в 10 сут., срабатываться до минимально допустимого уровня.

При переходе на длительное сжигание газа и мазута бункера котла должны быть полностью опорожнены.

4.2.13. Для поддержания установленной шаровой загрузки барабанных мельниц в них должна быть организована регулярная добавка шаров диаметром 40 мм, прошедших термическую обработку, с твердостью не ниже 400 HB.

Периодичность добавки шаров должна быть такой, чтобы фактическая шаровая загрузка снижалась не более чем на 5% оптимальной.

Во время ремонтов при сортировке шары диаметром менее 15 мм должны быть удалены.

4.2.14. Систематически по графику должны осматриваться изнашивающиеся элементы пылеприготовительных установок (била, билодержатели, броня, рабочие колеса, валки, уплотнения и т.п.) и при необходимости заменяться или ремонтироваться. Должны также поддерживаться в исправности защитные устройства, устанавливаемые на быстроизнашивающихся участках (коленах пылепроводов, течках сепараторов и др.).

4.2.15. Сварочные работы в помещениях пылеприготовительных установок допускаются только на тяжелых и громоздких деталях неработающих установок после освобождения их от пыли при соблюдении мер, предусмотренных «Инструкцией о мерах пожарной безопасности при проведении огневых работ на энергетических объектах Минэнерго СССР».

4.2.16. В помещениях пылеприготовительных установок должна соблюдаться чистота, регулярно проводиться тщательная уборка, удаление пыли со стен, подоконников, перекрытий, лестниц, поверхностей оборудования и с других мест отложения пыли. Особое внимание должно обращаться на предотвращение накапливания пыли на горячих поверхностях оборудования. Уборка помещений должна быть механизированной, без взвихривания пыли. При необходимости ручной уборки пыли ее разрешается выполнять лишь после предварительного увлажнения пыли водой путем разбрызгивания. Графики и объем работ по уборке должны быть установлены местной инструкцией.

Сметать или тушить тлеющий очаг в помещении или внутри оборудования струей воды, огнетушителем либо другим способом, могущим вызвать взвихривание пыли, запрещается.

4.3. ПАРОВЫЕ И ВОДОГРЕЙНЫЕ КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ

4.3.1 При эксплуатации котлов должны быть обеспечены:

надежность и безопасность работы всего основного и вспомогательного оборудования;

возможность достижения номинальной производительности котлов, параметров и качества пара и воды;

экономичный режим работы, установленный на основе испытаний и заводских инструкций;

регулировочный диапазон нагрузок, определенный для каждого типа котла и вида сжигаемого топлива;

минимально допустимые нагрузки.

4.3.2. Вновь вводимые в эксплуатацию котлы давлением 100 кгс/кв. см (9,8 МПа) <*> и выше должны после монтажа подвергаться химической очистке совместно с основными трубопроводами и другими элементами питательного тракта. Котлы давлением ниже 100 кг/кв. см (9,8 МПа) и водогрейные котлы перед вводом в эксплуатацию должны подвергаться щелочению.

---

<*> Здесь и ниже приведено номинальное значение давления пара на выходе из котла в соответствии с ГОСТ 3619-82.

Непосредственно после химической очистки и щелочения должны быть приняты меры к защите очищенных поверхностей от стояночной коррозии.

4.3.3. Перед пуском котла из ремонта или длительного нахождения в резерве (3 сут.) должны быть проверены исправность и готовность к включению вспомогательного оборудования, КИП, средств дистанционного управления арматурой и механизмами, авторегуляторов, устройств защиты, блокировок и средств оперативной связи. Выявленные неисправности должны быть устранены.

При неисправности блокировок и устройств защиты, действующих на останов котла, пуск его запрещается.

4.3.4. Пуск котла должен быть организован под руководством начальника смены или старшего машиниста, а после капитального или среднего ремонта — под руководством начальника цеха или его заместителя.

4.3.5. Перед растопкой барабанный котел должен быть заполнен деаэрированной питательной водой.

Прямоточные котлы должны быть заполнены питательной водой, качество которой должно соответствовать указаниям инструкции по эксплуатации в зависимости от схемы обработки питательной воды.

4.3.6. Заполнение неостывшего барабанного котла для проведения растопки разрешается при температуре металла верха опорожненного барабана не выше 160 °C.

Если температура в какой-либо точке барабана превышает 140 °C, заполнение его водой для гидроопрессовки запрещается.

4.3.7. Заполнение водой прямоточного котла, удаление из него воздуха, а также операции при промывке от загрязнений должны проводиться на участке до встроенных в тракт котла задвижек при сепараторном режиме растопки или по всему тракту при прямоточном режиме растопки.

Растопочный расход воды должен быть равен 30% номинального. Другое значение растопочного расхода может быть определено лишь инструкцией завода-изготовителя или инструкцией по эксплуатации, скорректированной на основе результатов испытаний.

4.3.8. Расход сетевой воды перед растопкой водогрейного котла должен быть установлен и поддерживаться в дальнейшей работе не ниже минимально допустимого, определяемого заводом-изготовителем для каждого типа котла.

4.3.9. При растопке прямоточных котлов блочных установок давление перед встроенными в тракт котла задвижками должно поддерживаться на уровне 120 — 130 кгс/кв. см (12 — 13 МПа) для котлов с рабочим давлением 140 кгс/кв. см (13,8 МПа) и 240 — 250 кгс/кв. см (24 — 25 МПа) для котлов на сверхкритическое давление.

Изменение этих значений или растопка на скользящем давлении допускается по согласованию с заводом-изготовителем на основе специальных испытаний.

4.3.10. Перед растопкой и после останова котла топка и газоходы, включая рециркуляционные, должны быть провентилированы дымососами, дутьевыми вентиляторами и дымососами рециркуляции при открытых шиберах газовоздушного тракта не менее 10 мин. с расходом воздуха не менее 25% номинального.

Вентиляция котлов, работающих под наддувом, водогрейных котлов при отсутствии дымососов должна осуществляться дутьевыми вентиляторами и дымососами рециркуляции.

Перед растопкой котлов из неостывшего состояния при сохранившемся избыточном давлении в пароводяном тракте вентиляция должна начинаться не ранее чем за 15 мин. до розжига горелок.

4.3.11. Перед растопкой котла на газе должна быть проведена контрольная опрессовка газопроводов котла воздухом и проверена герметичность закрытия запорной арматуры перед горелками в соответствии с «Типовой инструкцией по эксплуатации газового хозяйства ТЭС, работающих на природном газе».

4.3.12. При растопке котлов с уравновешенной тягой должны быть включены дымосос и дутьевой вентилятор, а котлов, работающих под наддувом, — дутьевой вентилятор.

4.3.13. С момента начала растопки котла должен быть организован контроль за уровнем воды в барабане.

Продувка верхних водоуказательных приборов должна выполняться:

для котлов давлением 40 кгс/кв. см (3,9 МПа) и ниже — при избыточном давлении в котле около 1 кгс/кв. см (0,1 МПа) и перед включением в главный паропровод;

для котлов давлением более 40 кгс/кв. см (3,9 МПа) — при избыточном давлении в котле 3 кгс/кв. см (0,3 МПа) и при давлении 15 — 30 кгс/кв. см (1,5 — 3 МПа).

Сниженные указатели уровня воды должны быть сверены с водоуказательными приборами в процессе растопки (с учетом поправок).

4.3.14. Растопка котла из различных тепловых состояний должна выполняться в соответствии с графиками пуска, составленными на основе инструкции завода-изготовителя и результатов испытаний пусковых режимов.

4.3.15. В процессе растопки котла из холодного состояния после капитального и среднего ремонта, но не реже 1 раза в год должно проверяться по реперам тепловое перемещение экранов, барабанов и коллекторов.

4.3.16. Если до пуска котла на нем проводились работы, связанные с разборкой фланцевых соединений и лючков, то при избыточном давлении 3 — 5 кгс/кв. см (0,3 — 0,5 МПа) должны быть подтянуты болтовые соединения.

Подтяжка болтовых соединений при большем давлении запрещается.

4.3.17. При растопках и остановах котлов должен быть организован контроль за температурным режимом барабана. Скорость прогрева и охлаждения и перепад температур между верхней и нижней образующими барабана не должны превышать допустимых значений, рассчитанных для конкретных условий в соответствии с «Методическими указаниями по расчету допустимых разностей температур и скоростей прогрева основных деталей котлов и паропроводов энергетических блоков».

4.3.18. Включение котла в общий паропровод должно проводиться после дренирования и прогрева соединительного паропровода. Давление пара за котлом при включении должно быть равно давлению в общем паропроводе.

4.3.19. Переход на сжигание твердого топлива (начало подачи в топку пыли) на котлах, работающих на топливах с выходом летучих менее 15%, разрешается при тепловой нагрузке топки на растопочном топливе не ниже 30% номинальной. При работе на топливах с выходом летучих более 15% разрешается подача пыли при меньшей тепловой нагрузке, которая должна быть установлена местной инструкцией, исходя из обеспечения устойчивого воспламенения пыли.

При пуске котла после кратковременного простоя (до 30 мин.) разрешается переход на сжигание твердого топлива с выходом летучих менее 15% при тепловой нагрузке топки не ниже 15% номинальной.

4.3.20. Режим работы котла должен строго соответствовать режимной карте, составленной на основе испытания оборудования и инструкции по эксплуатации. В случае реконструкции котла и изменения марки или качества топлива режимная карта должна быть скорректирована.

4.3.21. При работе котла должны соблюдаться тепловые режимы, обеспечивающие поддержание допустимых температур пара в каждой ступени и каждом потоке первичного и промежуточного пароперегревателей.

4.3.22. При работе котла верхний предельный уровень воды в барабане должен быть не выше, а нижний предельный уровень не ниже уровней, устанавливаемых на основе данных завода-изготовителя и испытаний оборудования.

4.3.23. Поверхности нагрева котельных установок с газовой стороны должны содержаться в эксплуатационно чистом состоянии путем поддержания оптимальных режимов и применения механизированных систем комплексной очистки (паровые, воздушные или водяные аппараты, устройства импульсной очистки, виброочистки, дробеочистки и др.). Предназначенные для этого устройства, а также средства дистанционного и автоматического управления ими должны быть в постоянной готовности к действию.

Периодичность очистки поверхностей нагрева должна быть регламентирована графиком или местной инструкцией.

4.3.24. При эксплуатации котлов, как правило, должны быть включены все работающие тягодутьевые машины. Длительная работа при отключении части тягодутьевых машин допускается при условии обеспечения равномерного газовоздушного и теплового режима по сторонам котла. При этом должна быть обеспечена равномерность распределения воздуха между горелками и исключен переток воздуха (газа) через остановленный вентилятор (дымосос).

4.3.25. На паровых котлах, сжигающих в качестве основного топлива мазут с содержанием серы более 0,5%, в регулировочном диапазоне нагрузок его сжигание должно осуществляться, как правило, при коэффициентах избытка воздуха на выходе из топки менее 1,03. При этом обязательно выполнение установленного комплекса мероприятий по переводу котлов на этот режим (подготовка топлива, применение соответствующих конструкций горелочных устройств и форсунок, уплотнение топки, оснащение котла дополнительными приборами контроля и средствами автоматизации процесса горения).

4.3.26. Мазутные форсунки перед установкой на место должны быть испытаны на водяном стенде в целях проверки их производительности, качества распыливания и угла раскрытия факела. Разница в номинальной производительности отдельных форсунок в комплекте, устанавливаемом на мазутный котел, должна быть не более 1,5%. Каждый котел должен быть обеспечен запасным комплектом форсунок.

Применение нетарированных форсунок запрещается.

4.3.27. Работа мазутных форсунок, в том числе растопочных, без организованного подвода к ним воздуха запрещается.

При эксплуатации форсунок и паромазутопроводов котельной должны быть выполнены условия, исключающие попадание мазута в паропровод.

4.3.28. При эксплуатации котлов температура воздуха, °C, поступающего в воздухоподогреватель, должна быть не ниже следующих значений:

              Вид топлива                       Воздухоподогреватель

                                          трубчатый          регенеративный

Бурые угли (S \leq 0,4%), торф, сланцы 50 30 пр

Каменный уголь (S \leq 0,4%), антрациты 30 30 пр

Бурый уголь (S > 0,4%) 80 60 пр

Каменный уголь (S > 0,4%) 60 50 пр

Мазут с содержанием серы более 0,5%          110                   70
Мазут с содержанием серы 0,5% и менее         90                   50

Температура предварительного подогрева воздуха при сжигании сернистого мазута должна быть выбрана такой, чтобы температура уходящих газов в регулировочном диапазоне нагрузок котла была не ниже 150 °C.

В случае сжигания мазута с предельно малыми коэффициентами избытка воздуха на выходе из топки (менее 1,03) или применения эффективных антикоррозионных средств (присадок, материалов, покрытий) температура воздуха перед воздухоподогревателями может быть снижена против указанных значений и установлена на основании опыта эксплуатации.

Растопка котла на сернистом мазуте должна проводиться с предварительно включенной системой подогрева воздуха (калориферы, система рециркуляции горячего воздуха). Температура воздуха перед воздухоподогревателем в начальный период растопки на мазутном котле должна быть, как правило, не ниже 90 °C.

4.3.29. Все котлы, сжигающие твердое топливо в пылевидном состоянии с потерями тепла от механического недожога, превышающими 0,5%, должны быть оборудованы постоянно действующими установками для отбора проб летучей золы в целях контроля за указанными потерями. Периодичность отбора проб уноса должна быть установлена местной инструкцией, но не реже 1 раза в смену при сжигании АШ и тощих углей и не реже 1 раза в сутки при других топливах.

4.3.30. Обмуровка котлов должна быть в исправном состоянии. При температуре окружающего воздуха 25 °C температура на поверхности обмуровки должна быть не более 45 °C.

4.3.31. Топка и весь газовый тракт котлов должны быть плотными. Присосы воздуха в топку и в газовый тракт до выхода из пароперегревателя для паровых газомазутных котлов паропроизводительностью до 420 т/ч должны быть не более 5, для котлов производительностью выше 420 т/ч — 3%, для пылеугольных котлов — соответственно 8 и 5%.

Присосы воздуха в топку и газовый тракт до выхода из конвективных поверхностей нагрева для водогрейных котлов должны быть не более 5%.

Топки и газоходы с цельносварными экранами должны быть бесприсосными.

Присосы в газовый тракт на участке от входа в водяной экономайзер (для пылеугольных водогрейных котлов — от входа в воздухоподогреватель) до выхода из дымососа должны быть (без учета золоуловителей) при трубчатом воздухоподогревателе не более 10, при регенеративном — не более 25%.

Присосы в топку и газовый тракт водогрейных газомазутных котлов должны быть не более 5, пылеугольных (без учета золоуловителей) — не более 10%.

Присосы воздуха в электрофильтры должны быть не более 10, в золоуловители других типов — не более 5%.

Нормы присосов даны в процентах теоретически необходимого количества воздуха для номинальной нагрузки котлов.

4.3.32. Плотность ограждающих поверхностей котла и газоходов должна контролироваться путем осмотра и определения присосов воздуха 1 раз в месяц. Присосы в топку должны определяться не реже 1 раза в год, а также до и после среднего и капитального ремонтов. Неплотности топки и газоходов котла должны быть устранены.

4.3.33. Эксплуатационные испытания котла для составления режимной карты и корректировки инструкции по эксплуатации должны проводиться при вводе его в эксплуатацию, после внесения конструктивных изменений, при переходе на другой вид или марку топлива, а также для выяснения причин отклонения параметров от заданных.

Котлы должны быть оборудованы необходимыми приспособлениями для проведения эксплуатационных испытаний.

4.3.34. При выводе котла в резерв или ремонт должны быть приняты меры для консервации поверхностей нагрева котла и калориферов в соответствии с действующими указаниями по консервации теплоэнергетического оборудования.

4.3.35. Внутренние отложения из поверхностей нагрева котлов должны быть удалены при водных отмывках во время растопок и остановов или при химических очистках.

Периодичность химических очисток должна быть определена местными инструкциями по результатам количественного анализа внутренних отложений.

4.3.36. Подпитывать остановленный котел с дренированием воды в целях ускорения охлаждения барабана запрещается.

4.3.37. Спуск воды из остановленного котла с естественной циркуляцией разрешается после снижения давления в нем до атмосферного, а при наличии вальцовочных соединений — при температуре воды не выше 80 °C. Из остановленного прямоточного котла разрешается спускать воду при давлении выше атмосферного, верхний предел этого давления должен быть установлен местной инструкцией в зависимости от системы дренажей и расширителей.

При останове котлов блочных электростанций должно производиться обеспаривание промежуточного пароперегревателя в конденсатор турбины.

4.3.38. При останове котла в резерв после вентиляции топки и газоходов не более 15 мин. тягодутьевые машины должны быть остановлены; все отключающие шиберы на газовоздуховодах, лазы и лючки, а также направляющие аппараты тягодутьевых машин должны быть плотно закрыты.

4.3.39. В зимний период на котле, находящемся в резерве или ремонте, должно быть установлено наблюдение за температурой воздуха.

При температуре воздуха в котельной или наружной при открытой компоновке ниже 0 °C должны быть приняты меры к поддержанию положительных температур воздуха в топке и газоходах, в укрытиях у барабана, в районах продувочных и дренажных устройств, калориферов, импульсных линий и датчиков КИП, также должен быть организован подогрев воды в котлах или циркуляция ее через экранную систему.

4.3.40. Режим расхолаживания котлов после останова при выводе их в ремонт должен быть определен инструкциями по эксплуатации. Расхолаживание котлов с естественной циркуляцией тягодутьевыми машинами разрешается при обеспечении допустимой разности температур металла между верхней и нижней образующими барабана.

Расхолаживание прямоточных котлов можно осуществлять непосредственно после останова.

4.3.41. Надзор дежурного персонала за остановленным котлом должен быть организован до полного снижения в нем давления и снятия напряжения с электродвигателей; контроль за температурой газа и воздуха в районе воздухоподогревателя и уходящих газов в водогрейном котле может быть прекращен не ранее чем через 24 ч после останова.

4.3.42. При работе котлов на твердом или газообразном топливе, когда мазут является резервным или растопочным топливом, схемы мазутохозяйства и мазутопроводов должны быть в состоянии, обеспечивающем немедленную подачу мазута к котлам.

4.3.43. При разрыве мазутопровода или газопровода в пределах котельной или сильных утечках мазута (газа) должны быть приняты все меры для прекращения истечения топлива через поврежденные участки вплоть до отключения мазутонасосной и закрытия запорной арматуры на ГРП, а также для предупреждения пожара или взрыва.

4.3.44 Котел должен быть немедленно <1> остановлен и отключен в случаях:

а) недопустимого <2> повышения или понижения уровня воды в барабане или выхода из строя всех водоуказательных приборов;

б) быстрого снижения уровня воды в барабане, несмотря на усиленное питание котла;

в) выхода из строя всех расходомеров питательной воды прямоточного парового и водогрейного котлов (если при этом возникают нарушения режима, требующие подрегулировки питания) или прекращения питания любого из потоков прямоточного котла более чем на 30 с;

г) прекращения действия всех питательных устройств (насосов);

д) недопустимого повышения давления в пароводяном тракте;

е) прекращения действия более 50% предохранительных клапанов или других заменяющих их предохранительных устройств;

ж) недопустимого повышения или понижения давления в тракте прямоточного котла до встроенных задвижек; недопустимого снижения давления в тракте водогрейного котла более чем на 10 с;

з) разрыва труб пароводяного тракта или обнаружения трещин, вспучин в основных элементах котла (барабане, коллекторах, выносных циклонах, паро- и водоперепускных, а также водоопускных трубах), в паропроводах, питательных трубопроводах и пароводяной арматуре;

и) погасания факела в топке;

к) недопустимого понижения давления газа или мазута за регулирующим клапаном (при работе котла на одном из этих видов топлива);

л) одновременного снижения давления газа и мазута (при совместном их сжигании) за регулирующими клапанами ниже пределов, установленных местной инструкцией;

м) отключения всех дымососов (для котлов с уравновешенной тягой) или дутьевых вентиляторов либо всех регенеративных воздухоподогревателей;

н) взрыва в топке, взрыва или загорания горючих отложений в газоходах и золоуловителе, разогрева докрасна несущих балок каркаса, при обвале обмуровки, а также других повреждениях, угрожающих персоналу или оборудованию;

о) прекращения расхода пара через промежуточный пароперегреватель;

п) снижения расхода воды через водогрейный котел ниже минимально допустимого более чем на 10 с;

р) повышения температуры воды на выходе из водогрейного котла выше допустимой;

с) пожара, угрожающего персоналу, оборудованию или цепям дистанционного управления отключающей арматуры, входящей в схему защиты котла;

т) исчезновения напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления или на всех контрольно-измерительных приборах;

у) разрыва мазутопровода или газопровода в пределах котла.

---

<1> Требование о немедленном останове здесь и далее следует понимать буквально, т.е. в таких ситуациях оперативный персонал должен действовать самостоятельно, без согласования своих действий с руководством цеха.

<2> Под «недопустимым» повышением или понижением параметров здесь и далее понимаются указанные в местных инструкциях предельные значения, соответствующие уставкам защиты.

4.3.45. Котел должен быть остановлен по распоряжению главного инженера электростанции с уведомлением диспетчера энергосистемы в случаях:

а) обнаружения свищей в трубах поверхностей нагрева, паро- и водоперепускных, а также водоопускных трубах котлов, паропроводах, коллекторах, в питательных трубопроводах, а также течей и парений в арматуре, фланцевых и вальцовочных соединениях;

б) недопустимого превышения температуры металла поверхностей нагрева, если снизить температуру изменением режима работы котла не удается;

в) выхода из строя всех дистанционных указателей уровня воды в барабане котла;

г) резкого ухудшения качества питательной воды против установленных норм;

д) прекращения работы золоуловителей на пылеугольном котле;

е) неисправности отдельных защит или устройств дистанционного и автоматического управления и контрольно-измерительных приборов.

4.4. ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ

4.4.1 При эксплуатации паротурбинных установок должны быть обеспечены:

надежность работы основного и вспомогательного оборудования;

готовность принятия номинальных электрической и тепловой нагрузок;

нормативные показатели экономичности основного и вспомогательного оборудования.

4.4.2 Система автоматического регулирования турбины должна удовлетворять следующим требованиям:

устойчиво выдерживать заданные электрическую и тепловую нагрузки и обеспечивать возможность их плавного изменения;

устойчиво поддерживать частоту вращения ротора турбины на холостом ходу и плавно ее изменять (в пределах рабочего диапазона механизма управления турбиной) при номинальных и пусковых параметрах пара;

удерживать частоту вращения ротора турбины ниже уровня настройки срабатывания автомата безопасности при мгновенном сбросе до нуля электрической нагрузки (в том числе при отключении генератора от сети), соответствующей максимальному расходу пара при номинальных его параметрах.

4.4.3. Значения основных параметров, характеризующих качество работы систем регулирования паровых турбин, должны быть выдержаны в эксплуатации на уровне, указанном в действующем ГОСТ 24278-85Е «Турбины паровые стационарные для тепловых электростанций. Общие технические требования. Транспортирование и хранение. Гарантии изготовителя» и технических условиях на поставку турбин.

Для всего парка эксплуатируемых турбин, выпущенных ранее начала действия указанного стандарта, а также турбин иностранных фирм, значения этих параметров должны соответствовать значениям, указанным ниже:

Степень неравномерности регулирования частоты вращения (при номинальных параметрах пара) <*>, % 4 — 5

Местная степень неравномерности по частоте вращения, %:

минимальная в любом диапазоне нагрузок не ниже 2,5

максимальная:

в диапазоне нагрузок до 15% № не более 10 ном

в диапазоне нагрузок от 15% № до максимальной не более 6 ном

Степень нечувствительности <**> по частоте вращения, %, не более 0,3

Степень нечувствительности регулирования давления пара в отборах и противодавления:

при давлении в отборе (противодавлении) менее 2,5 кгс/кв. см (0,25 МПа), кПа, не более 5

при давлении в отборе (противодавлении) 2,5 кгс/кв. см (0,25 МПа) и выше, %, не более 2

---

<*> Для турбин типа Р степень неравномерности допускается 4,5 — 6,5%.

<**> Для турбин выпуска до 1950 г. степень нечувствительности допускается до 0,5%.

Степень неравномерности регулирования давления пара в регулируемых отборах и противодавления должна удовлетворять требованиям потребителя, согласованным с заводом — изготовителем турбин, и не допускать срабатывания предохранительных клапанов.

4.4.4. Все проверки и испытания системы регулирования и защиты турбины от повышения частоты вращения должны выполняться в соответствии с требованиями инструкций заводов — изготовителей турбин и действующих «Методических указаний по проверке и испытаниям автоматических систем регулирования и защит паровых турбин», утвержденных Главтехуправлением Минэнерго СССР.

4.4.5. Автомат безопасности должен срабатывать при повышении частоты вращения ротора турбины на 10 — 12% сверх номинальной или до значения, указанного заводом-изготовителем.

При срабатывании автомата безопасности должны закрываться:

стопорные, регулирующие (стопорно-регулирующие) клапаны свежего пара и пара промперегрева;

стопорные (отсечные), регулирующие и обратные клапаны, а также регулирующие диафрагмы и заслонки отборов пара;

отсечные клапаны на паропроводах связи со сторонними источниками пара.

4.4.6. Система защиты турбины от повышения частоты вращения (включая все ее элементы), если нет специальных указаний завода-изготовителя, должна быть испытана увеличением частоты вращения в следующих случаях: после монтажа турбины, перед испытанием системы регулирования сбросом нагрузки с отключением генератора от сети, после длительного (более 30 сут.) простоя, после разборки автомата безопасности. Кроме того, защита должна испытываться после разборки системы регулирования, а также отдельных ее узлов и периодически, не реже 1 раза в 4 мес. В этих случаях допускается испытание защиты без увеличения частоты вращения, но с обязательной проверкой действия всей ее цепи.

Испытания защиты турбины увеличением частоты вращения должны производиться под руководством начальника цеха или его заместителя.

4.4.7. Стопорные и регулирующие клапаны свежего пара и пара после промперегрева должны быть плотными.

Плотность стопорных и регулирующих клапанов свежего пара, а также пара промперегрева должна проверяться раздельным испытанием каждой группы.

Критерием плотности служит частота вращения ротора турбины, которая устанавливается после полного закрытия проверяемых клапанов при полном (номинальном) или частичном давлении пара перед этими клапанами. Допускаемое значение частоты вращения определяется инструкцией завода-изготовителя или действующими «Методическими указаниями по проверке и испытаниям автоматических систем регулирования и защит паровых турбин», а для турбин, критерии проверки которых не оговорены в инструкциях завода-изготовителя или Методических указаниях, не должно быть выше 50% номинальной при номинальных параметрах перед проверяемыми клапанами и номинальном давлении отработавшего пара.

При одновременном закрытии всех стопорных и регулирующих клапанов и номинальных параметрах свежего пара и противодавления (вакуума) пропуск пара через них не должен вызывать вращения ротора турбины.

Проверка плотности клапанов должна проводиться после монтажа турбины, перед испытанием автомата безопасности повышением частоты вращения, перед остановом турбины в капитальный ремонт, при пуске после него, но не реже 1 раза в год. При выявлении в процессе эксплуатации турбины признаков снижения плотности клапанов (при пуске или останове турбины) должна быть проведена внеочередная проверка их плотности.

4.4.8. Стопорные и регулирующие клапаны свежего пара и пара промперегрева, стопорные (отсечные) и регулирующие клапаны (диафрагмы) отборов пара, отсечные клапаны на паропроводах связи со сторонними источниками пара должны расхаживаться: на полный ход — перед пуском турбины и в случаях, предусмотренных местной инструкцией или инструкцией завода-изготовителя; на часть хода — ежесуточно во время работы турбины.

При расхаживании клапанов на полный ход должны быть проконтролированы плавность их хода и посадка.

4.4.9. Плотность обратных клапанов регулируемых отборов и срабатывание предохранительных клапанов этих отборов должны проверяться не реже 1 раза в год и перед испытанием турбины на сброс нагрузки.

Обратные клапаны регулируемых отопительных отборов пара, не имеющих связи с отборами других турбин, РОУ и другими источниками пара, проверке на плотность можно не подвергать, если нет специальных указаний завода-изготовителя.

Посадка обратных клапанов всех отборов должна быть проверена перед каждым пуском и при останове турбины, а при нормальной работе 1 раз в месяц.

При неисправности обратного клапана работа турбины с соответствующим отбором пара запрещается.

4.4.10. Проверка времени закрытия стопорных (защитных, отсечных) клапанов, а также снятие характеристик системы регулирования на остановленной турбине и при ее работе на холостом ходу для проверки их соответствия требованиям п. 4.4.3 настоящих Правил и данным завода-изготовителя должны выполняться:

после монтажа турбины;

непосредственно до и после капитального ремонта или ремонта основных узлов системы регулирования или парораспределения.

Кроме того, после монтажа турбины или капитального ее ремонта, а также ремонта основных узлов систем регулирования и парораспределения должны быть сняты характеристики регулирования при работе турбины под нагрузкой, необходимые для построения статической характеристики.

4.4.11. Испытания системы регулирования турбины мгновенным сбросом нагрузки, соответствующей максимальному расходу пара, должны выполняться:

при приемке турбин в эксплуатацию после монтажа;

после реконструкции, изменяющей динамическую характеристику турбоагрегата или статическую и динамическую характеристики системы регулирования.

Испытания системы регулирования серийных турбин, оснащенных электрогидравлическими преобразователями (ЭГП), могут быть произведены путем парового сброса нагрузки (мгновенным закрытием только регулирующих клапанов) без отключения генератора от сети.

На головных образцах турбин и на первых образцах турбин, подвергшихся реконструкции (с изменением динамической характеристики агрегата или характеристик регулирования), и на всех турбинах, не оснащенных ЭГП, испытания должны проводиться со сбросом электрической нагрузки путем отключения генератора от сети.

4.4.12. При выявлении отклонений фактических характеристик регулирования и защиты от нормативных значений, увеличении времени закрытия клапанов сверх указанного заводом-изготовителем или в местной инструкции или ухудшения их плотности должны быть определены и устранены причины этих отклонений.

4.4.13. Эксплуатация турбин с введенным в работу ограничителем мощности допускается как временное мероприятие только по условиям механического состояния турбоустановки с разрешения главного инженера энергообъединения. При этом нагрузка турбины должна быть ниже уставки ограничителя не менее чем на 5%.

4.4.14 При эксплуатации систем маслоснабжения турбоустановки должны быть обеспечены:

надежность работы агрегатов на всех режимах;

пожаробезопасность;

поддержание нормальных качества масла и температурного режима;

предотвращение протечек масла и попадания его в охлаждающую систему.

4.4.15. Резервные и аварийные масляные насосы и устройства их автоматического включения должны проверяться в работе 2 раза в месяц при работе турбоагрегата, а также перед каждым его пуском и остановом.

Для турбин, у которых рабочий и резервный маслонасосы системы смазки имеют индивидуальные электроприводы, проверка автоматического включения резерва перед остановом не проводится.

4.4.16. У турбин, оснащенных системами предотвращения развития горения масла на турбоагрегате, электрическая схема системы должна быть проверена перед пуском из холодного состояния.

4.4.17. Запорная арматура, устанавливаемая на линиях системы смазки, регулирования и уплотнений генератора, ошибочное переключение которой может привести к останову или повреждению оборудования, должна быть опломбирована в рабочем положении.

4.4.18. При эксплуатации конденсационной установки должна быть обеспечена экономичная и надежная работа турбины во всех режимах эксплуатации с соблюдением нормативных температурных напоров в конденсаторе и норм качества конденсата.

4.4.19 При эксплуатации конденсационной установки должны проводиться:

профилактические мероприятия по предотвращению загрязнений конденсатора (обработка охлаждающей воды химическими и физическими методами, применение шарикоочистных установок и т.п.);

периодические чистки конденсаторов при повышении давления отработавшего пара по сравнению с нормативными значениями на 0,005 кгс/кв. см (0,5 кПа) из-за загрязнений поверхностей охлаждения;

контроль за чистотой поверхности охлаждения и трубных досок конденсатора;

контроль за расходом охлаждающей воды (непосредственным измерением расхода или по тепловому балансу конденсаторов), оптимизация расхода охлаждающей воды в соответствии с ее температурой и паровой нагрузкой конденсатора;

проверка плотности вакуумной системы и ее уплотнение; присосы воздуха (кг/ч) в диапазоне изменения паровой нагрузки конденсатора 40 — 100% должны быть не выше значений, определяемых по формуле:

G = 8 + 0,065N, в

где N — номинальная электрическая мощность турбоустановки на конденсационном режиме, МВт;

проверка водяной плотности конденсатора путем систематического контроля солесодержания конденсата;

проверка содержания кислорода в конденсате после конденсатных насосов.

Методы контроля за работой конденсационной установки и его периодичность определяются местной инструкцией в зависимости от конкретных условий эксплуатации.

4.4.20 При эксплуатации оборудования системы регенерации должны быть обеспечены:

нормативные температуры питательной воды (конденсата) за каждым подогревателем и конечный ее подогрев;

надежность теплообменных аппаратов во всех режимах работы турбоустановки.

Степень нагрева питательной воды (конденсата), температурные напоры, переохлаждение конденсата греющего пара в подогревателях системы регенерации должны проверяться до и после капитального ремонта турбоустановки, после ремонта подогревателей и периодически по графику (не реже 1 раза в месяц).

4.4.21. Эксплуатация подогревателей высокого давления (ПВД) при отсутствии или неисправности элементов их защиты и неисправности клапанов регуляторов уровня запрещается.

При наличии группового аварийного обвода ПВД при отсутствии или неисправности элементов защит или неисправности клапана регулятора уровня хотя бы на одном из ПВД, а также при отключении по пару любого ПВД эксплуатация всей группы запрещается.

Подача питательной воды в ПВД без включения защиты запрещается.

При обнаружении неисправности защиты подогревателя или клапана регулятора уровня ПВД или группа ПВД должны быть немедленно отключены. При неисправном состоянии каких-либо других, кроме клапана, элементов системы автоматического регулирования уровня и невозможности быстрого устранения дефекта на работающем оборудовании подогреватель (или группа ПВД) должен быть выведен из работы в срок, определяемый главным инженером электростанции.

4.4.22. Резервные питательные насосы, а также другие насосные агрегаты, находящиеся в автоматическом резерве, должны быть исправными и в постоянной готовности к пуску — с открытыми задвижками на входном и выходном трубопроводах.

Проверка их включения и плановый переход с работающего насоса на резервный должны проводиться по графику, но не реже 1 раза в месяц.

4.4.23. Перед пуском турбины из ремонта или холодного состояния должна быть проверена исправность и готовность к включению основного и вспомогательного оборудования, блокировок, средств технологической защиты, дистанционного и автоматического управления, контрольно-измерительных приборов, средств информации и оперативной связи. Выявленные при этом неисправности должны быть устранены.

Средства защиты и блокировки при пусках агрегата из других тепловых состояний должны проверяться в соответствии с местными инструкциями.

Руководить пуском турбины должен начальник смены цеха или старший машинист, а после ее капитального или среднего ремонта — начальник цеха или его заместитель.

4.4.24 Пуск турбины запрещается в случаях:

отклонения показателей теплового и механического состояний турбины от допустимых значений;

неисправности хотя бы одной из защит, действующих на останов турбины;

дефектов системы регулирования и парораспределения, которые могут привести к разгону турбины;

неисправности одного из масляных насосов смазки, регулирования, уплотнений генератора и устройств их автоматического включения (АВР);

отклонения качества масла от норм на эксплуатационные масла или снижения температуры масла ниже установленного заводом-изготовителем предела;

отклонения качества свежего пара по химическому составу от норм.

4.4.25. Без включения валоповоротного устройства подача пара на уплотнения турбины, сброс горячей воды и пара в конденсатор, подача пара для прогрева турбины запрещаются. Условия подачи пара в турбину, не имеющую валоповоротного устройства, определяются местной инструкцией.

Сброс в конденсатор рабочей среды из котла или паропроводов и подача пара в турбину для ее пуска должны осуществляться при давлениях пара в конденсаторе, указанных в инструкциях или других документах заводов — изготовителей турбин, но не выше 0,6 кгс/кв. см (60 кПа).

4.4.26 При эксплуатации турбоагрегатов среднеквадратические значения

                                                           -1

виброскорости подшипниковых опор должны быть не выше 4,5 мм · с  .
    При  превышении нормативного значения вибрации должны быть приняты меры

к ее снижению в срок не более 30 сут. -1

При вибрации свыше 7,1 мм · с эксплуатировать турбоагрегаты более 7 сут. запрещается. При наличии системы защиты по предельному уровню вибрации уставка срабатывания должна быть настроена на отключение турбоагрегата при -1

вибрации 11,2 мм · с  .
    Турбина  должна быть немедленно  остановлена, если  при  установившемся
режиме происходит одновременное  внезапное  изменение  вибрации  двух  опор
одного ротора, или смежных опор, или двух компонентов вибрации одной  опоры

       -1

на 1 мм · с   и более от любого начального уровня.
    Турбина должна  быть разгружена и  остановлена, если происходит плавное
(в течение примерно 3 сут.) возрастание  любого  компонента вибрации  одной

                           -1

из опор подшипников на 2 мм · с .

Эксплуатация турбоагрегата при низкочастотной вибрации недопустима. При -1 появлении низкочастотной вибрации, превышающей 1 мм · с , должны быть приняты меры к ее устранению.

Вибрация должна измеряться и регистрироваться с помощью стационарной аппаратуры непрерывного контроля, обеспечивающей измерение вибрации всех опорных и опорно-упорных подшипников турбоагрегатов в трех взаимно перпендикулярных направлениях: вертикальном, горизонтально-поперечном и горизонтально-осевом по отношению к оси вала турбоагрегата.

Временно, до оснащения необходимой аппаратурой, разрешается контроль вибрации по размаху виброперемещения. Сопоставление измеренных размахов колебаний с нормативными среднеквадратическими значениями виброскорости осуществляется исходя из следующих соотношений:

                                               -1

Среднеквадратическое значение виброскорости, мм · с 4,5 7,1 1,2

Эквивалентное значение размаха виброперемещений, мкм, при частоте вращения турбины:

 1500 об./мин.                                           50     130    200
 3000 об./мин.                                           30     65     100

                                    -1

Изменение вибрации на 1 мм · с эквивалентно изменению размаха колебаний на 20 мкм.

Для турбоагрегатов мощностью менее 200 МВт допускается использование переносных виброизмерительных приборов. Периодичность контроля должна устанавливаться местной инструкцией в зависимости от вибрационного состояния турбоагрегата, но не реже 1 раза в месяц.

4.4.27. Для контроля за состоянием проточной части турбины и заносом ее солями не реже 1 раза в месяц должны проверяться значения давлений пара в контрольных ступенях турбины при близких к номинальным расходах пара через контролируемые отсеки.

Повышение давления в контрольных ступенях против номинального при данном расходе пара должно быть не более 10%. При этом давление не должно превышать предельных значений, установленных заводом-изготовителем.

При достижении в контрольных ступенях предельных значений давления из-за солевого заноса должна быть проведена промывка или очистка проточной части турбины. Способ промывки или очистки должен быть выбран исходя из состава и характера отложений и местных условий.

4.4.28. В процессе эксплуатации экономичность турбоустановки должна постоянно контролироваться путем систематического анализа показателей, характеризующих работу оборудования.

Для выявления причин снижения экономичности турбоустановки, оценки эффективности ремонтов должны проводиться эксплуатационные (экспресс) испытания оборудования.

При отклонении показателей работы турбинного оборудования от нормативных должны быть устранены дефекты оборудования и недостатки эксплуатации.

Головные образцы турбин и турбины, на которых выполнена реконструкция или проведена модернизация, должны подвергаться балансовым испытаниям.

4.4.29. Турбина должна быть немедленно отключена персоналом путем воздействия на выключатель (кнопку аварийного отключения) при отсутствии или отказе в работе соответствующих защит в случаях:

а) повышения частоты вращения ротора сверх уставки срабатывания автомата безопасности;

б) недопустимого осевого сдвига ротора;

в) недопустимого изменения положения роторов относительно цилиндров;

г) недопустимого снижения давления масла (огнестойкой жидкости) в системе смазки;

д) недопустимого снижения уровня масла в масляном баке;

е) недопустимого повышения температуры масла на сливе из любого подшипника, подшипников уплотнений вала генератора, любой колодки упорного подшипника турбоагрегата;

ж) воспламенения масла на турбоагрегате;

з) недопустимого понижения перепада давления «масло-водород» в системе уплотнений вала генератора;

и) недопустимого понижения уровня масла в демпферном баке системы маслоснабжения уплотнений вала генератора;

к) отключения всех масляных насосов системы водородного охлаждения генератора (для безынжекторных схем маслоснабжения уплотнений);

л) отключения генератора из-за внутреннего повреждения;

м) недопустимого повышения давления в конденсаторе;

н) недопустимого перепада давлений на последней ступени у турбин с противодавлением;

о) внезапного повышения вибрации турбоагрегата;

п) появления металлических звуков и необычных шумов внутри турбины или генератора;

р) появления искр или дыма из подшипников и концевых уплотнений турбины или генератора;

с) недопустимого снижения температуры свежего пара или пара после промперегрева;

т) появления гидравлических ударов в паропроводах свежего пара, промперегрева или в турбине;

у) обнаружения разрыва или сквозной трещины на неотключаемых участках маслопроводов и трубопроводов пароводяного тракта, узлах парораспределения;

ф) прекращения протока охлаждающей воды через статор генератора;

х) недопустимого снижения расхода охлаждающей воды на газоохладители;

ц) исчезновения напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления или на всех контрольно-измерительных приборах.

Необходимость срыва вакуума при отключении турбины должна быть определена местной инструкцией в соответствии с указаниями завода-изготовителя.

В местной инструкции должны быть даны четкие указания о недопустимых отклонениях значений контролируемых величин по агрегату.

4.4.30. Турбина должна быть разгружена и остановлена в период, определяемый главным инженером электростанции (с уведомлением диспетчера энергосистемы), в следующих случаях:

а) заедания стопорных клапанов свежего пара или пара после промперегрева;

б) заедания регулирующих клапанов или обрыва их штоков; заедания поворотных диафрагм или обратных клапанов отборов;

в) неисправностей в системе регулирования;

г) нарушения нормальной работы вспомогательного оборудования, схемы и коммуникаций установки, если устранение причин нарушения невозможно без останова турбины; -1

д) увеличения вибрации опор выше 7,1 мм · с ;

е) выявления неисправности технологических защит, действующих на останов оборудования;

ж) обнаружения течей масла из подшипников, трубопроводов и арматуры, создающих опасность возникновения пожара;

з) обнаружения свищей на неотключаемых для ремонта участках трубопроводов пароводяного тракта;

и) отклонения качества свежего пара по химическому составу от норм;

к) обнаружения недопустимой концентрации водорода в картерах подшипников, токопроводах, маслобаке, а также превышающей норму утечки водорода из корпуса генератора.

4.4.31. Для каждой турбины должна быть определена длительность выбега ротора при останове с нормальным давлением отработавшего пара и при останове со срывом вакуума. При изменении этой длительности должны быть выявлены и устранены причины отклонения. Длительность выбега должна быть проконтролирована при всех остановах турбоагрегата.

4.4.32. При выводе турбины в резерв на срок 7 сут. и более должны быть приняты меры к ее консервации.

Метод консервации, способы контроля ее качества должны быть определены действующими методическими указаниями по консервации теплоэнергетического оборудования.

4.4.33. Эксплуатация турбин со схемами и в режимах, не предусмотренных техническими условиями на поставку, допускается с разрешения завода-изготовителя и Главтехуправления Минэнерго СССР.

4.4.34. При проведении реконструкции и модернизации турбинного оборудования на электростанциях должны быть предусмотрены максимальная степень автоматизации управления и высокие показатели ремонтопригодности.

4.5. БЛОЧНЫЕ УСТАНОВКИ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

4.5.1. При эксплуатации блочных установок должны быть обеспечены их длительная, надежная и экономичная работа и участие в регулировании частоты и мощности при нормальных (в соответствии с диспетчерским графиком) и аварийных режимах энергосистемы.

4.5.2. Для покрытия диспетчерского графика нагрузки должны быть обеспечены изменения нагрузки блока в регулировочном диапазоне и при необходимости до технического минимума, остановы в резерв и режимы пуска блока из различных тепловых состояний. Однокорпусный режим работы дубль-блоков допускается как исключение при особых затруднениях в прохождении минимума электрической нагрузки энергосистемы.

Покрытие переменного графика нагрузки энергосистем с использованием режимов, не предусмотренных действующими инструкциями (например, моторного режима, низкочастотного вращающегося резерва и т.п.), допускается только после согласования этих режимов с заводами — изготовителями оборудования, утверждения их Главтехуправлением Минэнерго СССР и включения соответствующих дополнений в местные инструкции.

4.5.3. Теплофикационные блоки, работающие с полным расходом циркуляционной воды через конденсатор, могут быть привлечены к покрытию диспетчерского графика электрических нагрузок с сохранением заданного количества отпускаемого тепла. Теплофикационные блоки, работающие на встроенном пучке конденсатора или с отсечкой ЦНД, как правило, не должны привлекаться к покрытию переменной части графика нагрузок. В отдельных случаях допускается разгрузка указанных блоков с переводом тепловой нагрузки на пиковые или резервные источники. Количество теплофикационных блоков, не привлекаемых к покрытию переменного графика нагрузок, должно быть определено диспетчером энергосистемы.

4.5.4. Нижний предел регулировочного диапазона блока должен быть установлен исходя из условия сохранения неизменного состава работающего оборудования и работы системы автоматического регулирования во всем диапазоне нагрузок без вмешательства персонала. При эксплуатации блоков должна быть обеспечена возможность их работы на техническом минимуме нагрузки, для достижения которого допускается изменение состава работающего оборудования и отключение отдельных автоматических регуляторов. Указанный технический минимум должен быть установлен в соответствии с нормами минимальных допустимых нагрузок энергоблоков мощностью 160 — 1200 МВт, утвержденными Минэнерго СССР.

4.5.5. При нагрузке блока, соответствующей нижнему пределу регулировочного диапазона или техническому минимуму, снижение температур свежего пара и пара после промперегрева должно быть не больше заданного заводами — изготовителями оборудования.

4.5.6. Предельная скорость изменения нагрузки блока в регулировочном диапазоне должна быть установлена на основании нормативных документов, утвержденных Минэнерго СССР.

4.5.7. Блоки, спроектированные для работы с постоянным давлением свежего пара, допускается эксплуатировать в режиме скользящего давления с полным открытием части регулирующих клапанов ЦВД турбины с разрешения Главтехуправления Минэнерго СССР <1>. При этом в местные инструкции должны быть внесены соответствующие дополнения.

---

<1> Данный режим не распространяется на блоки, которые по решению объединенного диспетчерского управления (ОДУ) должны эксплуатироваться на номинальном давлении.

4.5.8. В теплофикационных блоках, оснащенных блочными обессоливающими установками (БОУ), конденсат греющего пара сетевых подогревателей должен направляться через БОУ только в случаях нарушения плотности трубной системы этих подогревателей.

4.5.9. Остановы блоков в резерв должны проводиться без расхолаживания оборудования. На всех блоках подлежит обеспариванию система промежуточного перегрева пара, а на блоках с прямоточными котлами — также и пароперегревательный тракт за встроенной задвижкой (ВЗ). На барабанных котлах должны быть реализованы технологические приемы, исключающие конденсацию пара в перегревательных поверхностях нагрева.

4.5.10. Технология и графики-задания пуска блока должны быть выбраны в зависимости от исходного теплового состояния: горячего (простой 5 — 10 ч), неостывшего (простой 60 — 100 ч), холодного и близкого к нему (простой более 100 ч). Для блоков с прямоточными котлами пуск из состояния горячего резерва после простоя до 1 ч допускается при соблюдении дополнительных условий, которые должны быть оговорены в местных инструкциях.

4.5.11. Оборудование, пусковые и электрические схемы, арматура, тепловая изоляция, растопочное и водное хозяйство блоков и электростанций должны быть в состоянии, позволяющем обеспечить одновременный пуск не менее двух блоков электростанции после любой длительности простоя.

4.5.12. Пуски блоков из любого теплового состояния, за исключением пуска из состояния горячего резерва, должны проводиться при скользящих параметрах пара. На блоках должны быть использованы предусмотренные проектом пусковые средства регулирования температур свежего пара и пара после промперегрева. Длительность пуска блока должна быть не больше указанной в нормах.

4.5.13 Пуск блока запрещается в случаях:

а) наличия условий, запрещающих пуск основного оборудования в соответствии с настоящими Правилами;

б) неисправности любой из технологических защит, действующих на останов оборудования блока;

в) неисправности устройств дистанционного управления оперативными регулирующими органами, а также арматурой, используемой при ликвидации аварийных положений;

г) неготовности к включению блочной обессоливающей установки;

д) повреждения опор и пружинных подвесок трубопроводов.

4.5.14. Для реализации в эксплуатации возможности противоаварийного управления мощностью турбины или режимов перевода блока на нагрузку собственных нужд под воздействием противоаварийной автоматики, а также при отключении генератора от сети из-за внешних повреждений соответствующие системы автоматического управления и оборудование должны быть в исправном состоянии.

При их неисправности во всех перечисленных ситуациях должна срабатывать система автоматического останова блока.

Теплофикационные блоки, работающие с отсечкой ЦНД или на встроенном пучке конденсатора, не должны привлекаться к противоаварийному регулированию.

4.5.15. Работа блоков с включенными регуляторами давления пара перед турбиной, воздействующими на регулирующие клапаны турбины (регуляторами «до себя»), если они не входят в состав систем регулирования частоты и мощности в энергосистеме, запрещается. В исключительных случаях, при неисправности или неустойчивости работы оборудования, допускается с разрешения главного инженера энергообъединения с уведомлением ОДУ (ЦДУ ЕЭС СССР) временная работа с включенными регуляторами «до себя».

4.5.16. При отсутствии (отказе) системы автоматического регулирования частоты и мощности блоков в случае наброса (сброса) нагрузки турбин из-за изменения частоты персонал должен немедленно приступить к изменению нагрузки котлов в пределах регулировочного диапазона в целях восстановления исходного давления свежего пара. Если изменения нагрузки могут привести к перегрузкам линий электропередачи, угрожающим нарушением устойчивости энергосистемы, то в местных инструкциях должны быть указаны согласованные с ОДУ изменения частоты, при которых должны начинаться указанные действия персонала.

4.5.17 Технология останова блока в ремонт должна выбираться в зависимости от характера ремонта:

для ремонта, не зависящего от состояния котла, паропроводов и турбины, — без расхолаживания оборудования;

при выводе блока в средний или капитальный ремонт, а также для ремонта, требующего остывания турбины, — с расхолаживанием всего блока, включая турбину;

для ремонта котла и паропроводов, если останов не вызван разрывом труб поверхностей нагрева, — с расхолаживанием пароводяного тракта котла и паропроводов;

для ремонта тракта прямоточного котла до ВЗ — с расхолаживанием только этого тракта.

4.5.18 Блок должен быть немедленно остановлен действием защит или персоналом в случаях:

а) останова котла моноблока или обоих котлов дубль-блока;

б) отключения турбины, связанного с ее повреждениями или опасными нарушениями режима работы, указанными в п. 4.4.29 (кроме случаев недопустимого понижения температуры свежего пара или пара после промперегрева);

в) отключения генератора или трансформатора блока из-за внутреннего повреждения;

г) отключения всех питательных насосов;

д) образования сквозных трещин или разрыва питательного трубопровода, паропровода, корпуса деаэратора;

е) потери напряжения на всех приборах теплотехнического контроля;

ж) пожара, угрожающего обслуживающему персоналу или оборудованию.

4.5.19. Эксплуатация блоков должна быть организована в соответствии с местными инструкциями по основному и вспомогательному оборудованию, а также с инструкцией по пуску и останову блока. Перечень местных инструкций и сами инструкции должны быть утверждены главным инженером электростанции. Местная инструкция по пуску и останову блока должна содержать:

пооперационные указания по проведению режимов;

графики-задания изменения основных показателей всех режимов пусков и остановов (параметров пара, нагрузки блока, частоты вращения ротора турбины, расхода топлива или температуры газов в поворотной камере котла и т.д.) с указанием продолжительности проведения основных операций;

указания о порядке включения (отключения) технологических защит и автоматических регуляторов;

критерии надежности оборудования;

данные об объеме контроля теплового и механического состояния оборудования для обеспечения надежности режимов;

данные о минимальном составе используемых при пуске автоматических регуляторов;

указания об исключении открытия арматуры пусковых схем, не предназначенной для использования в условиях нормальной эксплуатации.

4.5.20. Местные инструкции должны быть разработаны с учетом особенностей конкретного блока на основании типовых инструкций, утвержденных Минэнерго СССР, а при их отсутствии — на основании инструкций и технических условий на поставку заводов — изготовителей оборудования.

4.5.21. Пуском и остановом блока должен руководить старший машинист блока, а пуском после капитального и среднего ремонтов — начальник котлотурбинного цеха или его заместитель.

4.5.22 Изменения проектных пусковых схем на действующих блоках допускаются:

для целевых испытаний новых схемных решений и режимов пуска, согласованных с заводами — изготовителями оборудования;

при модернизации пусковых схем в целях их приближения к типовой пусковой схеме.

Объем и порядок модернизации и изменения пусковых схем блоков должны быть согласованы с Главтехуправлением Минэнерго СССР.

4.6. ГАЗОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ (АВТОНОМНЫЕ И РАБОТАЮЩИЕ В СОСТАВЕ ПГУ)

4.6.1 При эксплуатации газотурбинной установки должны быть обеспечены:

надежность и экономичность работы основного и вспомогательного оборудования при соблюдении диспетчерского графика нагрузки;

возможность работы с номинальными параметрами, соответствующими техническим условиям на ГТУ;

чистота проточной части компрессоров, турбин и теплообменных аппаратов;

отсутствие утечек воздуха и газа, а также течей топлива, масла и воды.

4.6.2 Система регулирования ГТУ должна удовлетворять следующим требованиям:

устойчиво поддерживать заданную электрическую нагрузку;

удерживать ГТУ на холостом ходу при номинальной частоте вращения ротора;

обеспечивать надежную работу ГТУ на режимах пуска и останова, а также останов агрегата в аварийных ситуациях;

обеспечивать при изменении нагрузки плавное изменение режима работы ГТУ;

удерживать частоту вращения ротора, не вызывающую срабатывания автомата безопасности, при мгновенном сбросе максимальной нагрузки до нуля (для ГТУ со свободной силовой турбиной значение нагрузки указывается в технических условиях);

поддерживать температуру газов перед турбиной (турбинами) на требуемом уровне, не допуская ее повышения до предельного значения, при котором срабатывает аварийная защита;

иметь нечувствительность системы ограничения температуры газов не более 10 °C;

обеспечивать беспомпажную работу компрессоров;

иметь степень статической неравномерности регулирования частоты вращения генераторного вала в пределах 4 — 5% номинальной; возможное повышение степени неравномерности для улучшения условий эксплуатации ГТУ конкретных типоразмеров должно быть указано в технических условиях; минимальная местная степень статической неравномерности должна быть не ниже 2%;

иметь степень нечувствительности при любой нагрузке не более 0,2% номинальной частоты вращения.

Возможность и продолжительность работы ГТУ с отклонениями от нормальной частоты вращения должна быть регламентирована техническими условиями на ГТУ.

4.6.3. Импульс по температуре, используемый в системах регулирования и защиты, должен быть выработан малоинерционными датчиками (термоэлектрическими пирометрами или другими измерительными устройствами с динамической коррекцией в случае необходимости), установленными в характерных сечениях тракта и обеспечивающими представительное определение температуры.

4.6.4. Устройства защиты от недопустимого повышения температуры газов после каждой ступени сгорания должны быть настроены на срабатывание при температуре, указанной в технических условиях на ГТУ.

4.6.5. Автоматы безопасности должны быть отрегулированы на срабатывание при повышении частоты вращения роторов на 10 — 12% выше номинальной или до значения, указанного в технических условиях на ГТУ.

4.6.6. При эксплуатации ГТУ должны быть выполнены мероприятия, обеспечивающие снижение запыленности засасываемого в компрессор воздуха (засев свободных площадок травами, устройство газонов, асфальтирование дорог, сооружение средств полива и т.п.) и исключающие возможность попадания собственных или посторонних выбросов в воздухозаборное устройство.

4.6.7. Система очистки воздуха должна обеспечивать компрессор ГТУ воздухом при остаточной среднегодовой запыленности не более 0,3 мг/куб. м, в этом воздухе концентрация пыли с размером частиц более 20 мкм должна быть не выше 0,03 мг/куб. м. Допускается (в периоды повышенной запыленности) кратковременная, не более 100 ч в год, концентрация пыли до 5 мг/куб. м с частицами размером не более 30 мкм. Состояние воздушных фильтров при эксплуатации должно регулярно контролироваться. Не допускается вынос из них масла или других материалов во всасывающий тракт ГТУ. Не реже 2 раз в месяц воздушные фильтры должны быть осмотрены и очищены от пыли и шлама (если ГТУ работает в базовом режиме, то при ее ближайшем плановом останове).

4.6.8. Система фильтрации воздуха должна быть оборудована байпасными клапанами двустороннего действия, открывающимися автоматически при превышении допустимого перепада давлений на фильтрах или появления избыточного давления в камере фильтров.

4.6.9. Обледенение воздушных фильтров и проточной части компрессоров не допускается. При необходимости воздухозаборные тракты ГТУ должны быть оборудованы устройствами, предотвращающими обледенение.

4.6.10. Стопорные и регулирующие топливные клапаны ГТУ должны быть плотными. Клапаны должны расхаживаться на полный ход перед каждым пуском, а также ежедневно на часть хода при непрерывной работе, если это предусмотрено инструкцией.

Не реже 1 раза в месяц должна проверяться плотность топливных клапанов ГТУ; при непрерывной работе более 1 мес. проверка должна быть произведена при ближайшем плановом останове.

4.6.11. Маховики задвижек и клапанов, установленных на маслопроводах до и после маслоохладителей, на линиях всасывания и напора резервных и аварийных маслонасосов и на линиях аварийного слива масла из маслобаков ГТУ, до и после выносных фильтров, в схеме уплотнений вала генератора, должны быть опломбированы в рабочем положении.

4.6.12. Генераторы ГТУ при переходе в режим электродвигателя должны быть немедленно отключены, для чего должна быть установлена защита от обратной мощности генератора. Это требование не распространяется на ГТУ со свободными силовыми турбинами.

4.6.13. Пуск и синхронизация газотурбинной установки из любого теплового состояния должны осуществляться автоматически. Частотный пуск вновь устанавливаемых одновальных ГТУ должен осуществляться тиристорным пусковым устройством, если не требуется автономности пуска.

Плановый останов ГТУ должен производиться автоматически по заданной программе.

4.6.14. Пуском ГТУ должен руководить начальник смены. После проведения регламентных работ пуском ГТУ должен руководить начальник цеха, а после капитального и среднего ремонта — главный инженер электростанции.

4.6.15. Перед пуском ГТУ после ремонта или простоя в резерве свыше 3 сут. должны быть проверены исправность и готовность к включению средств технологической защиты и автоматики, блокировок вспомогательного оборудования, масляной системы, резервных и аварийных маслонасосов, контрольно-измерительных приборов и средств оперативной связи. Выявленные при этом неисправности должны быть устранены.

4.6.16 Пуск ГТУ запрещается в случаях:

неисправности или отключения какой-либо из защит;

дефектов системы регулирования, которые могут привести к превышению допустимой температуры газов или разгону турбины;

неисправности одного из масляных насосов или системы их автоматического включения;

отклонения от норм качества топлива или масла, а также при температуре или давлении топлива (масла) ниже или выше установленных пределов;

отклонения контрольных показателей теплового или механического состояния ГТУ от допустимого.

Пуск газотурбинной установки после аварийного останова или сбоя при предыдущем пуске, если причины этих отказов не устранены, запрещается.

4.6.17. Перед зажиганием топлива в камерах сгорания тракты ГТУ должны быть провентилированы не менее 2 мин. при работе на жидком и 5 мин. при работе на газообразном топливе при вращении ротора пусковым устройством.

После неудачной попытки пуска ГТУ зажигание топлива без предварительной вентиляции трактов не менее 4 мин. при работе на жидком и 10 мин. при газообразном топливе запрещается. Время вентиляции в зависимости от компоновки тракта, вида топлива и типа ГТУ должно быть указано в инструкции по эксплуатации.

4.6.18 Пуск должен быть немедленно прекращен действием защит или персоналом в случаях:

а) нарушения установленной последовательности пусковых операций;

б) повышения температуры газов выше допустимой по графику пуска;

в) повышения нагрузки пускового устройства выше допустимой;

г) не предусмотренного инструкцией снижения частоты вращения разворачиваемого вала после отключения пускового устройства;

д) помпажных явлений в компрессорах ГТУ.

4.6.19 Газотурбинная установка должна быть немедленно отключена действием защит или персоналом в случаях:

а) недопустимого повышения температуры газов перед турбиной (турбинами);

б) повышения частоты вращения ротора сверх допустимого предела;

в) обнаружения трещин или разрыва масло- или топливопроводов высокого давления;

г) недопустимого осевого сдвига, недопустимых относительных перемещений роторов компрессоров и турбин;

д) недопустимого снижения давления масла в системе смазки или уровня в масляном баке, а также недопустимого повышения температуры масла на сливе из любого подшипника или температуры любой из колодок упорного подшипника;

е) прослушивания металлических звуков (скрежета, стуков), необычных шумов внутри турбомашин и аппаратов ГТУ;

ж) возрастания вибрации подшипниковых опор выше допустимых значений, указанных в п. 4.6.30, а также внезапного увеличения вибрации на одной из -1

подшипниковых опор на 1 мм · с   от любого начального среднеквадратического
значения  виброскорости  (или  на  20  мкм  от  любого  начального  размаха

виброперемещений), если оно сопровождается даже меньшим изменением вибрации на других опорах;

з) появления искр или дыма из подшипников или концевых уплотнений турбомашин или генератора;

и) воспламенения масла или топлива и невозможности немедленно ликвидировать пожар имеющимися средствами;

к) взрыва (хлопка) в камерах сгорания или газоходах;

л) погасания факела в камерах сгорания, недопустимого понижения давления жидкого или газообразного топлива;

м) исчезновения напряжения на устройствах регулирования и автоматизации или на всех контрольно-измерительных приборах;

н) отключения генератора вследствие внутреннего повреждения;

о) возникновения помпажа компрессоров или недопустимого приближения к границе помпажа;

п) недопустимого изменения давления воздуха за компрессорами.

Одновременно с отключением ГТУ действием защиты или персоналом должен быть отключен генератор.

4.6.20. Газотурбинная установка должна быть разгружена и остановлена по решению главного инженера электростанции в случаях:

а) нарушения нормального режима эксплуатации или нормальной работы вспомогательного оборудования, при появлении сигналов предупредительной сигнализации, если устранение причин нарушения невозможно без останова;

б) заедания стопорных, регулирующих и противопомпажных клапанов;

в) обледенения воздухозаборного устройства, если не удается устранить обледенение при работе ГТУ под нагрузкой;

г) недопустимого повышения температуры наружных поверхностей корпусов турбин, камер сгорания, переходных трубопроводов, если снизить эту температуру изменением режима работы ГТУ не удается;

д) недопустимого увеличения неравномерности измеряемых температур газов;

е) недопустимого повышения температуры воздуха перед компрессорами высокого давления, а также в случаях нарушения нормального водоснабжения;

ж) при неисправности отдельных защит или оперативных контрольно-измерительных приборов.

4.6.21. При загорании отложений в регенераторах или подогревателях сетевой воды, если не происходит опасного изменения параметров ГТУ, установка должна быть оставлена в работе для обеспечения охлаждения теплообменных поверхностей.

При загорании отложений на остановленной ГТУ должны быть включены противопожарные установки.

4.6.22. После отключения ГТУ должна быть обеспечена эффективная вентиляция трактов и там, где это предусмотрено, проведена продувка топливных коллекторов и форсунок (горелок) воздухом или инертным газом. По окончании вентиляции должны быть перекрыты всасывающий и (или) выхлопной тракты. Продолжительность и периодичность вентиляции и прокруток роторов при остывании ГТУ должны быть указаны в инструкции по эксплуатации.

4.6.23. На электростанциях должны быть установлены регламент технического обслуживания ГТУ, технология и периодичность выполнения регламентных работ.

4.6.24 Регламент технического обслуживания должен предусматривать:

визуальную диагностику проточной части без разборки турбомашин и аппаратов в местах, предусмотренных инструкцией по эксплуатации, с применением специальных оптических или волоконно-оптических приборов;

периодические удаления отложений из проточной части ГТУ без разборки турбомашин и аппаратов с применением растворов технических моющих средств и мягких абразивов;

проверку работы системы защиты и автоматического управления ГТУ, включая контрольные автоматические пуски ГТУ с проверкой соответствия основных параметров воздуха и газов, давления топлива и нагрузки пускового устройства расчетному графику пуска;

осмотр и проверку герметичности, производительности топливных форсунок и угла распыливания топлива на выходе из них;

проверку резервных и аварийных масляных насосов и устройств автоматического включения;

проверку плотности трактов, клапанов, шиберов и арматуры;

осмотр и проверку топливных насосов и насосов системы технического водоснабжения;

осмотр и очистку масляных, топливных и водяных фильтров.

4.6.25. В процессе эксплуатации на основании наблюдений и показаний приборов должна проводиться параметрическая и вибрационная диагностика, включающая анализ соответствия мощности ГТУ расчетной и нормативной;

степени загрязнения и запасов устойчивости компрессоров;

эффективности теплообменных аппаратов;

неравномерности измеряемых температур в турбине;

давления топлива и воздуха (газов), а также давления и температуры масла в характерных точках;

вибрации турбин, компрессоров, генераторов и возбудителей.

Предельные значения отклонений контролируемых параметров от паспортных не должны превышать заданных заводами-изготовителями или указанных в технических условиях на поставку.

4.6.26. Все проверки и испытания системы регулирования и защиты ГТУ от повышения частоты вращения должны выполняться в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей.

4.6.27. Проверка действия защит от превышения температуры газов в турбинах должна проводиться не реже 1 раза в 4 мес.

4.6.28. Проверка работы системы регулирования ГТУ мгновенным сбросом нагрузки путем отключения генератора от сети должна проводиться:

при приемке ГТУ в эксплуатацию после монтажа;

после реконструкции, изменяющей динамическую характеристику ГТУ или статическую и динамическую характеристики системы регулирования;

при выявлении существенных изменений статических и динамических характеристик регулирования в процессе эксплуатации или при ремонтах (после устранения обнаруженных недостатков).

4.6.29. Периодически работающие ГТУ должны быть в постоянной готовности к пуску. Если их включения в работу не требуется, исправность оборудования и систем таких ГТУ должна проверяться 1 раз в смену, а контрольные автоматические пуски с нагружением агрегата должны проводиться не реже 1 раза в неделю.

4.6.30 Вибрация подшипниковых опор турбин, компрессоров, генератора и

                                                                -1

возбудителя  при  эксплуатации ГТУ  должна быть не более  4,5 мм · с  . При
превышении указанной  нормы вибрации должны быть приняты меры к ее снижению

в срок не более 30 сут. -1

    Эксплуатировать ГТУ при  вибрации  свыше  7,1 мм · с    запрещается. До
монтажа   аппаратуры   непрерывного   контроля   вибрации   подшипников  по
среднеквадратическому    значению   виброскорости   допускается   оценивать

вибрационное состояние ГТУ исходя из следующих соотношений:

                                               -1

Среднеквадратическое значение виброскорости, мм · с 4,5 7,1

Эквивалентное значение размаха виброперемещений, мкм, при частотах вращения ротора турбины:

 3000 об./мин.                                                 30      65
 4000 об./мин.                                                 25      50
 5000 об./мин.                                                 20      40
 6000 об./мин. и более                                         15      35

Вибрационное состояние авиационных и судовых газотурбинных двигателей, работающих в составе энергетических установок, должно быть определено по техническим условиям на поставку. Однако при этом двигатели не должны вызывать вибрации связанного с ними оборудования сверх указанного выше уровня.

4.6.31. Для каждого вала ГТУ должны быть установлены длительность нормального выбега ротора и номинальное значение силы электрического тока электродвигателя валоповоротного устройства.

Длительность выбега роторов и сила тока должны измеряться и регистрироваться в суточной ведомости при всех остановах ГТУ. При отклонении времени выбега или силы электрического тока от нормальных, а также при возникновении посторонних шумов должна быть выявлена причина отклонения и приняты меры к ее устранению.

4.6.32. При выводе ГТУ в длительный резерв должны быть приняты меры к ее консервации. Продолжительность останова, при которой требуется консервация, перечень подлежащих консервации узлов и технология ее проведения, должны быть указаны в технических условиях на ГТУ.

4.6.33. Периодичность средних и капитальных ремонтов должна быть установлена согласно техническим условиям в зависимости от режимов и продолжительности работы ГТУ, количества пусков и используемого топлива с учетом фактического состояния оборудования.

4.7. СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ ПРОЦЕССАМИ

4.7.1 При эксплуатации систем управления технологическими процессами должны быть обеспечены:

контроль за состоянием тепломеханического оборудования;

защита оборудования, управление этим оборудованием, надежность и экономичность его работы.

Устройства автоматического регулирования, дистанционного и логического управления запорными и регулирующими органами и механизмами, технологических защит, технологической сигнализации, блокировки, средства измерений теплотехнических, электрических, физических, дозиметрических, радиометрических, химических и механических параметров, информационные и управляющие вычислительные системы (ИУВС) постоянно должны быть в эксплуатации (в проектном объеме) при работе оборудования.

4.7.2. Персонал, обслуживающий системы управления, должен обеспечить: поддержание этих систем в исправном состоянии, готовность их к работе, своевременность проведения технического обслуживания и ремонтов, выполнение мероприятий по повышению надежности и эффективности использования, наличие запасных приборов и материалов.

Персонал, обслуживающий технологическое оборудование, должен своевременно вводить в работу и эффективно использовать системы управления.

Ответственность за сохранность и чистоту внешних частей устройств систем управления должен нести оперативный персонал цехов, районов, участков энергопредприятий, в которых установлены устройства управления.

4.7.3. Системы управления технологическими процессами должны быть выполнены в объеме, установленном нормативно-техническими документами Минэнерго СССР, с применением технических средств, обеспечивающих минимум трудозатрат на обслуживание, ремонт и наладку.

Для энергопредприятий, на которые не распространяются действующие нормативно-технические документы Минэнерго СССР, объем оснащения системами управления должен определять главный инженер энергообъединения.

4.7.4. Электропитание системы управления должно быть осуществлено по группам потребителей: технологические защиты и их датчики, устройства дистанционного управления и блокировки, приборы технологического контроля и их датчики, устройства аварийной предупредительной сигнализации, средства авторегулирования, средства вычислительной техники и их датчики. Распределение по подгруппам, группам должно осуществляться через самостоятельные аппараты защиты, обеспечивающие селективное отключение поврежденных участков и ремонт элементов сети электропитания без останова основного оборудования.

Потребители всех групп, кроме средств вычислительной техники, должны быть разделены на подгруппы по технологическому принципу: для котельного и турбинного отделений.

Для блочных установок источниками оперативного тока напряжением 220/380 В должны быть шины распределительного устройства собственных нужд 0,4 кВ своего или соседнего энергоблока, от которого не резервируются шины РУСН 0,4 кВ данного блока, инверторы агрегатов бесперебойного питания, шины щита постоянного тока.

Действие сигнализации должно быть обеспечено при полной потере питания как любой группы потребителей, так и одного из вводов.

Исправность средств автоматического включения резервного электрического питания устройств управления и исправность устройств сигнализации наличия напряжения питания должны проверяться по графику, утвержденному главным инженером энергопредприятия.

4.7.5. Температура окружающего воздуха, влажность, вибрация, радиация, напряженность внешних электрических и магнитных полей, запыленность в местах установки средств управления не должны превышать значений, допускаемых стандартами и техническими условиями на эти средства.

В помещениях, технологических цехах, в местах расположения устройств систем контроля и управления в нормальных условиях температура должна быть не более 60 °C, относительная влажность 90%. В аварийных режимах, характеризующихся образованием течей технологического оборудования, температура и относительная влажность должна быть не более соответственно 75 °C и 100%.

В помещениях, где расположена электротехническая аппаратура АСУТП, температура и относительная влажность должны быть не более 30 °C и 50%. В аварийных режимах, характеризующихся отключением вентиляции, указанные параметры должны быть не более 80 °C и 100%. В помещениях щитов управления и средств вычислительной техники температура и относительная влажность должны быть не выше соответственно 25 °C и 80%. В аварийных режимах, обусловленных неисправностью систем кондиционирования воздуха, указанные параметры должны быть не более соответственно 30 °C и 90%.

Система кондиционирования должна содержаться в состоянии, обеспечивающем надежное функционирование технических средств ИУВС.

4.7.6. Щиты шкафного типа должны быть тщательно уплотнены, иметь постоянное освещение, штепсельные розетки на 12 и 220 В. Дверцы щитов должны запираться. Штепсельные розетки должны быть подключены к сети освещения помещений.

Телефонная связь между местными приборами, сборками задвижек, панелями неоперативного контура блочных щитов, панелями аппаратуры защиты и сборками первичных преобразователей и средства их связи с оперативным щитом управления должны быть в исправном состоянии.

4.7.7. На аппаратуре, установленной на панелях, пультах и по месту, на первичных преобразователях, запорной арматуре и сборках зажимов должны быть сделаны четкие надписи о назначении.

Щиты, переходные коробки, исполнительные механизмы, все зажимы и подходящие к ним кабели, провода и жилы кабелей, а также трубные соединительные (импульсные) линии должны иметь маркировку.

4.7.8. У заборных устройств, первичных преобразователей и исполнительных механизмов должны быть площадки для обслуживания.

4.7.9. Прокладки силовых и измерительных кабельных линий к средствам управления должны соответствовать противопожарным требованиям и ПУЭ.

Объем и периодичность проверки изоляции силовых и измерительных кабельных линий должны соответствовать настоящим Правилам (главы 5.8 и 5.9).

Совмещение в одном кабеле цепей измерения с силовыми и управляющими цепями запрещается.

4.7.10. Уплотнения мест прохода кабелей и импульсных линий через стены, разделяющие помещения, и уплотнения вводов кабелей и импульсных линий в щиты и панели должны быть в состоянии, обеспечивающем плотность или герметичность в соответствии с противопожарными требованиями. Проверка состояния уплотнений должна производиться после капитальных ремонтов и по мере необходимости.

4.7.11. Импульсные линии должны быть плотными. После капитальных ремонтов оборудования все импульсные линии должны продуваться. Линии, в которые возможно попадание воздуха или шлама, кроме того, должны продуваться с периодичностью, установленной местной инструкцией.

Первичные запорные органы на отборных устройствах при эксплуатации должны обеспечивать возможность отключения импульсных линий при работе оборудования. Поддерживать их в таком состоянии должен персонал, обслуживающий технологическое оборудование.

4.7.12. Регулирующие и запорные органы, используемые в системах управления и оснащенные серводвигателем, в процессе эксплуатации должны удовлетворять техническим требованиям по плотности, расходным характеристикам и люфтам. При закрытии плотность должна обеспечиваться воздействием системы дистанционного или автоматического управления без «дозакрытия» вручную.

Ремонт регулирующих органов и сочленений их с исполнительными механизмами должен выполняться персоналом, ремонтирующим технологическое оборудование, а приемка — персоналом, обслуживающим системы управления.

4.7.13. Техническое обслуживание, текущий и капитальный ремонты средств управления должны быть организованы по графикам, утвержденным главным инженером энергопредприятия и составленным на основании заводских инструкций или утвержденных Минэнерго СССР нормативов на сроки и состав технического обслуживания и ремонтов. Ремонт технических средств, входящих в информационные и вычислительные комплексы с ЭВМ, должен осуществляться, как правило, на специализированных предприятиях по заводской технологии.

В случае выполнения ремонта специализированным предприятием ответственность за сдачу средств в ремонт и приемку их из ремонта должен нести персонал цеха ТАИ энергопредприятия.

4.7.14. Ввод в эксплуатацию технологических защит после монтажа или реконструкции должен выполняться по распоряжению главного инженера энергопредприятия.

4.7.15. Технологические защиты, введенные в постоянную эксплуатацию, должны быть включены в течение всего времени работы оборудования, на котором они установлены.

Вывод из работы исправных технологических защит запрещается.

Защиты должны быть выведены из работы в следующих случаях:

при работе оборудования в переходных режимах, когда необходимость отключения защиты определена инструкцией по эксплуатации основного оборудования;

при очевидной неисправности защиты. Отключение должно быть произведено по распоряжению начальника смены электростанции с обязательным уведомлением главного инженера и оформлено записью в оперативной документации;

для периодической проверки согласно графику, утвержденному главным инженером энергопредприятия.

Производство ремонтных и наладочных работ в цепях включенных защит запрещается.

4.7.16. Исполнительные операции защит и устройств автоматического включения резерва технологического оборудования должны быть проверены персоналом соответствующего технологического цеха и персоналом, обслуживающим эти средства, перед пуском оборудования после его простоя более 3 сут. или если во время останова на срок менее 3 сут. проводились ремонтные работы в цепях защит. При недопустимости проверки исполнительных операций в связи с тепловым состоянием агрегата проверка защиты должна быть осуществлена без воздействия на исполнительные органы.

4.7.17. Средства технологических защит (первичные измерительные преобразователи, измерительные приборы, сборки зажимов, ключи и переключатели, запорная арматура импульсных линий и др.) должны иметь внешние отличительные признаки (красный цвет и др.).

На панелях защит с обеих сторон и установленной на них аппаратуре должны быть надписи, указывающие их назначение.

На шкалах приборов должны быть отметки уставок срабатывания защит.

4.7.18. Значения уставок и выдержек времени срабатывания технологических защит должны быть определены заводами — изготовителями оборудования. В случае реконструкции оборудования или отсутствия данных заводов-изготовителей уставки и выдержки времени должны быть установлены на основании результатов испытаний.

Аппаратура защиты, имеющая устройства для изменения уставок, должна быть опломбирована (кроме регистрирующих приборов). Пломбы разрешается снимать только работникам, обслуживающим устройства защиты, с записью об этом в оперативном журнале. Снятие пломб разрешается только при отключенных устройствах защиты.

4.7.19. Технологические защиты, действующие на отключение оборудования, должны быть снабжены устройствами, фиксирующими первопричину их срабатывания.

Устройства, фиксирующие первопричину срабатывания защиты, включая регистраторы событий, должны быть в эксплуатации в течение всего времени работы защищаемого оборудования.

Все случаи срабатывания защит, а также их отказов должны быть учтены и проанализированы причины и виды неисправностей.

4.7.20. Регуляторы, введенные в эксплуатацию, должны быть в состоянии, обеспечивающем поддержание технологических параметров, регламентированных нормативно-техническими документами Минэнерго СССР.

Отключение исправных автоматических регуляторов допускается только в случаях, указанных в инструкциях по эксплуатации.

4.7.21. Технологическое оборудование должно соответствовать требованиям настоящих Правил и техническим условиям заводов — изготовителей автоматизированного оборудования.

4.7.22. По каждому регулятору, введенному в эксплуатацию, на электростанции должны быть данные, необходимые для восстановления его настройки после ремонтов или замены вышедшей из строя аппаратуры.

4.7.23. Ввод в эксплуатацию устройств функционально-группового управления (ФГУ) после наладки или корректировки технологических алгоритмов управления должен производиться по распоряжению главного инженера энергопредприятия.

4.7.24. Проверку работоспособности центральной части устройств ФГУ (шкафов логического управления) должен производить персонал, обслуживающий средства управления, перед пуском оборудования после его простоя более 3 сут.

Если во время остановов технологического оборудования на срок менее 3 сут. в цепях устройств ФГУ проводились ремонтные и наладочные работы и если аналогичные работы проводились ранее в шкафах центральной части, проверка работоспособности ФГУ должна выполняться персоналом технологического цеха и персоналом, обслуживающим средства управления, как правило, с воздействием на исполнительные органы на остановленном оборудовании. При недопустимости проверки исполнительных операций в связи с тепловым состоянием оборудования проверка ФГУ должна осуществляться без воздействия на исполнительные органы.

Объем и порядок проведения проверок работоспособности должны быть регламентированы инструкцией, утвержденной главным инженером энергопредприятия.

4.7.25. На работающем оборудовании производство ремонтных и наладочных работ в исполнительных (внешних) цепях управления от устройств ФГУ запрещается.

Проведение наладочных работ в центральной части устройств ФГУ разрешается при условии отключения от них исполнительных цепей. Подсоединение исполнительных цепей к центральной части устройств ФГУ разрешается только на остановленном оборудовании.

4.7.26. Все изменения технологических алгоритмов функциональных групп, введенных в эксплуатацию, должны быть утверждены главным инженером энергопредприятия.

4.7.27. В случае, если предусмотренные проектом регуляторы, устройства логического управления, функции ИУВС не введены в эксплуатацию на срок, установленный для освоения технологического оборудования, должны быть оформлены обоснованные технические решения с указанием причин отказа от внедрения и задание проектной организации на доработку проекта. Технические решения должны быть согласованы с проектной организацией и утверждены энергообъединением.

4.8. ВОДОПОДГОТОВКА И ВОДНО-ХИМИЧЕСКИЙ РЕЖИМ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ

4.8.1. Режим эксплуатации водоподготовительных установок и водно-химический режим должны обеспечить работу электростанций и предприятий тепловых сетей без повреждений и снижения экономичности, вызванных коррозией внутренних поверхностей водоподготовительного, теплоэнергетического и сетевого оборудования, а также образованием накипи и отложений на теплопередающих поверхностях, отложений в проточной части турбин, шлама в оборудовании и трубопроводах электростанций и тепловых сетей.

4.8.2. Организацию и контроль за водно-химическим режимом работы оборудования электростанций и предприятий тепловых сетей должен осуществлять персонал химического цеха (лаборатории или соответствующего подразделения).

Включение в работу и отключение любого оборудования, могущие вызывать ухудшение качества воды и пара, должны быть согласованы с химическим цехом (лабораторией или соответствующим подразделением).

Внутренние осмотры оборудования, отбор проб отложений, вырезку образцов труб, составление актов осмотра, а также расследование аварий и неполадок, связанных с водно-химическим режимом, должен выполнять персонал соответствующего технологического цеха с участием персонала химического цеха (лаборатории или соответствующего подразделения).

Любые изменения проектных схем и конструкций оборудования, которые могут влиять на работу водоподготовительных установок и установок для очистки конденсатов, а также на водно-химический режим электростанции (предприятия тепловых сетей), должны быть согласованы с химической службой энергообъединения.

4.8.3. Применение новых методов водоподготовки и водно-химических режимов должно быть согласовано с Главтехуправлением Минэнерго СССР.

Водоподготовка и коррекционная обработка воды

4.8.4. Водоподготовительные установки со всем вспомогательным оборудованием, включая склады реагентов, должны быть смонтированы и сданы для пусковой наладки за 2 мес. до начала предпусковой очистки теплоэнергетического оборудования.

Установки для очистки конденсата турбин и загрязненных конденсатов, а также установки коррекционной обработки воды должны быть смонтированы и сданы для пусковой наладки за 2 мес. до пуска блока (котла) и включены в работу при его пуске.

Общестанционные баки запаса обессоленной воды и конденсата должны быть смонтированы и на них нанесены антикоррозионные покрытия к началу предпусковой очистки оборудования первого блока (котла) электростанции.

4.8.5. Устройства механизации и автоматизации технологических процессов водоподготовки, очистки конденсата, а также коррекционной обработки воды и приборы автоматического химического контроля должны быть включены в работу при пуске соответствующих установок и агрегатов.

4.8.6. Эксплуатация оборудования, трубопроводов и арматуры водоподготовительных установок и установок очистки конденсата, а также строительных конструкций, поверхности которых соприкасаются с коррозионно-активной средой, допускается при условии выполнения на этих поверхностях антикоррозионного покрытия или изготовления их из коррозионно-стойких материалов.

4.8.7. Капитальный ремонт оборудования водоподготовительных установок, установок для очистки конденсатов и коррекционной обработки воды должен проводиться 1 раз в 3 года, текущий ремонт — по мере необходимости, измерение уровней фильтрующих материалов — 2 раза в год.

4.8.8. На энергоблоках сверхкритического давления разрешается применение следующих водно-химических режимов: гидразинно-аммиачного, нейтрально-кислородного, кислородно-аммиачного, гидразинного при соблюдении условий, предусмотренных нормативно-техническими документами Минэнерго СССР.

4.8.9. На котлах с естественной циркуляцией должно быть организовано фосфатирование котловой воды с подачей фосфатного раствора в барабан котла. При необходимости должно корректироваться значение pH котловой воды раствором едкого натра. На котлах давлением 40 — 100 кгс/кв. см (3,9 — 9,8 МПа) разрешается применение трилонной обработки котловой воды взамен фосфатирования.

4.8.10. На котлах давлением до 70 кгс/кв. см (7 МПа) при необходимости более глубокого удаления кислорода из питательной воды в дополнение к термической деаэрации можно проводить обработку питательной воды сульфитом натрия или гидразином.

На котлах давлением 70 кгс/кв. см (7 МПа) и выше обработка конденсата или питательной воды должна производиться только гидразином, кроме котлов с кислородными водно-химическими режимами.

Поддержание необходимых значений pH питательной воды должно осуществляться вводом аммиака.

Химический контроль

4.8.11 Химический контроль на электростанции должен обеспечивать:

своевременное выявление нарушений режимов работы водоподготовительного, теплоэнергетического и теплосетевого оборудования, приводящих к коррозии, накипеобразованию и отложениям;

определение качества или состава воды, пара, конденсата, отложений, реагентов, консервирующих и промывочных растворов, топлива, шлака, золы, газов, масел и сточных вод;

проверку загазованности производственных помещений, баков, колодцев, каналов и других объектов, а также определение количества вредных выбросов электростанции в атмосферу.

4.8.12. Эксплуатация электростанции может быть разрешена только после оснащения экспресс-лаборатории и центральной лаборатории устройствами и приборами для осуществления в полном объеме указанного выше химического контроля.

4.8.13. На всех контролируемых участках пароводяного тракта должны быть установлены отборники проб воды и пара с холодильниками для охлаждения проб до 20 — 40 °C.

Пробоотборные линии и поверхности охлаждения холодильников должны быть выполнены из нержавеющей стали.

На ТЭС с блоками мощностью 200 МВт и более и на ТЭЦ с агрегатами мощностью 50 МВт и более линии отбора проб должны быть выведены в специальное, имеющее вентиляцию помещение, примыкающее к экспресс-лаборатории.

4.8.14. В дополнение к внутреннему осмотру оборудования должны быть организованы вырезки образцов труб, а также отбор отложений из проточной части турбин, подогревателей и др.

Места и периодичность вырезки образцов труб должны определяться в соответствии с действующим документом «Методические указания по контролю состояния основного оборудования тепловых электрических станций; определению количества и химического состава отложений».

На основании внутреннего осмотра оборудования и оценки количества и химического состава отложений должен быть составлен акт о состоянии внутренней поверхности оборудования, о необходимости проведения эксплуатационной химической очистки и принятия других мер, препятствующих коррозии и образованию отложений.

Нормы качества пара и воды

4.8.15 Качество пара прямоточных котлов должно удовлетворять следующим нормам <1>:

Соединения натрия, мкг/кг, не более                                     5
Кремниевая кислота, мкг/кг, не более                                    15
Удельная электрическая проводимость, мкСм/см, не более                  0,3
рН, не менее                                                            7,5

--------------------------------

    <1> Нормы качества пара и воды здесь  и ниже по  содержанию  соединений
натрия,  железа  и  меди  даны  в  пересчете  соответственно на Na, Fe, Cu,
аммиака  и  его  соединений  -  в пересчете на NH , кремниевой  кислоты - в

                                             3
                                           3-

пересчете на SiO , фосфатов - в пересчете на PO  ;  удельная  электрическая
                2                              4

проводимость приведена для H-катионной или дегазированной пробы в пересчете на 25 °C, значение pH — также в пересчете на 25 °C.

При нейтрально-кислородном водно-химическом режиме допускается значение pH не менее 6,5.

4.8.16 Качество питательной воды прямоточных котлов должно удовлетворять следующим нормам:

Общая жесткость, мкг-экв./кг, не более                          0,2
Соединения натрия, мкг/кг, не более                             5
Кремниевая кислота, мкг/кг, не более                            15
Соединения железа, мкг/кг, не более                             10
Растворенный кислород при кислородных режимах, мкг/кг           100 - 400
Удельная электрическая проводимость, мкСм/см, не более          0,3

Соединения меди в воде перед деаэратором, мкг/кг, не более 5 <*>

Растворенный кислород в воде после деаэратора, мкг/кг, не более 10

Значение pH:

 при гидразинно-аммиачном режиме                                9,1 +/- 0,1
 при гидразинном режиме                                         7,7 +/- 0,2
 при кислородно-аммиачном режиме                                8,0 +/- 0,5
 при нейтрально-кислородном режиме                              7,0 +/- 0,5

Гидразин, мкг/кг:

 при гидразинно-аммиачном режиме                                20 - 60
 при гидразинном режиме                                         80 - 100
 при пусках и остановах                                         До 3000

Содержание нефтепродуктов (до конденсатоочистки), мг/кг, не более 0,1

---

<*> При установке в конденсатно-питательном тракте всех теплообменников с трубками из нержавеющей стали или других коррозионно-стойких материалов — не более 2 мкг/кг.

4.8.17. На электростанциях с прямоточными котлами на давление пара 140 кгс/кв. см (13,8 МПа), где проектом не была предусмотрена очистка всего конденсата, выходящего из конденсатосборника турбины, допускается содержание соединений натрия в питательной воде и паре при работе котлов не более 10 мкг/кг, общая жесткость питательной воды должна быть не более 0,5 мкг-экв./кг, а содержание в ней соединений железа — не более 20 мкг/кг.

Для прямоточных котлов давлением 100 кгс/кв. см (9,8 МПа) и менее нормы качества питательной воды, пара и конденсата турбин при работе котлов должны быть установлены энергообъединением на основе имеющегося опыта эксплуатации.

4.8.18. При пуске энергоблока с прямоточным котлом технология вывода загрязнений из пароводяного тракта должна быть принята в соответствии с действующей «Типовой инструкцией по ведению водно-химического режима энергоблоков сверхкритического давления» в зависимости от продолжительности предшествующего простоя энергоблока, а также с учетом длительности предыдущей кампании и объема ремонтных работ на поверхностях нагрева котла.

Технология вывода загрязнений из пароводяного тракта при пуске прямоточных котлов давлением 100 кгс/кв. см (9,8 МПа) и менее должна быть установлена энергообъединением на основе имеющегося опыта эксплуатации.

4.8.19. При пуске энергоблока с прямоточным котлом после доведения нагрузки до заданной диспетчерским графиком или при подключении второго котла дубль-блока в течение первых двух суток допускается превышение не более чем на 50% удельной электрической проводимости пара, а также содержания в нем соединений натрия и кремниевой кислоты, а в питательной воде — удельной электрической проводимости, общей жесткости, содержания соединений натрия, кремниевой кислоты, железа и меди. При этом в первые сутки содержание соединений железа и кремниевой кислоты допускается до 50 мкг/кг по каждому из этих составляющих.

При пуске энергоблока с прямоточным котлом после капитального и среднего ремонтов превышение норм не более чем на 50% допускается в течение 4 сут. При этом в первые сутки содержание соединений железа и кремниевой кислоты допускается до 100 мкг/кг по каждому из этих составляющих.

4.8.20. Среднее по всем точкам отбора качество насыщенного пара котлов с естественной циркуляцией, а также качество перегретого пара после всех устройств для регулирования его температуры должно удовлетворять следующим нормам:

Номинальное давление за котлом, кгс/кв. кв. см (МПа) 40 (3,9) 100 (9,8) 140 (13,8)

Содержание соединений натрия, мкг/кг, не более:

 для ГРЭС                                      60        15          5
 для ТЭЦ                                      100        25          5

Содержание кремниевой кислоты для котлов давлением 70 кгс/кв. см (7 МПа) и выше на ГРЭС должно быть не более 15, на ТЭЦ — не более 25 мкг/кг.

Значение pH для котлов давлением 40 кгс/кв. см (3,9 МПа) и выше должно быть не менее 7,5.

Удельная электрическая проводимость для котлов давлением выше 100 кгс/кв. см (9,8 МПа) устанавливается энергообъединением.

4.8.21 Качество питательной воды котлов с естественной циркуляцией должно удовлетворять следующим нормам:

Номинальное давление за котлом, кгс/кв. см (МПа) 40 (3,9) 100 (9,8) 140 (13,8)

Общая жесткость, мкг-экв./кг, не более, для котлов:

 на жидком топливе                       5           1             1
 на других видах топлива                 10          3             1

Содержание соединений железа, мкг/кг, не более, для котлов:

 на жидком топливе                       50          20            20
 на других видах топлива                 100         30            20

Содержание соединений меди в воде перед деаэратором, мкг/кг, не более, для котлов:

 на жидком топливе                       10          5             5
 на других видах топлива              Не норми-

                                  руется

Содержание растворенного кислорода в воде после деаэратора, мкг/кг, не более 20 10 10

Содержание нефтепродуктов, мг/кг, не более 0,5 0,3 0,3

Значение pH <*> 8,5 — 9,5 9,1 +/- 0,1 9,1 +/- 0,1

Номинальное давление за котлом, кгс/кв. см (МПа) 70 — 100 (7,0 — 9,8) 140 (13,8)

Содержание кремниевой кислоты, мкг/кг, не более:

 для ГРЭС                                      80                  40
 для ТЭЦ                                 Устанавливается           120

                                     теплохимическими
                                       испытаниями

---

<*> При восполнении потерь пара и конденсата химически очищенной водой допускается повышение значения pH до 10,5.

Содержание соединений натрия для котлов давлением 140 кгс/кв. см (13,8 МПа) должно быть не более 50 мкг/кг; на ТЭЦ, а также на электростанциях, где регулирование перегрева пара осуществляется впрыском собственного конденсата, допускается с разрешения энергообъединения корректировка норм содержания натрия в питательной воде.

Удельная электрическая проводимость для котлов давлением выше 100 кгс/кв. см (9,8 МПа) устанавливается энергообъединением.

Содержание аммиака и его соединений должно быть не более 1000 мкг/кг; в отдельных случаях с разрешения энергообъединения допускается увеличение содержания аммиака до значений, обеспечивающих поддержание необходимого значения pH пара, но не приводящих к превышению норм содержания в питательной воде соединений меди.

Содержание свободного сульфита (при сульфитировании) должно быть не более 2 мг/кг.

Суммарное содержание нитритов и нитратов для котлов давлением 140 кгс/кв. см (13,8 МПа) должно быть не более 20 мкг/кг; для котлов давлением 100 кгс/кв. см (9,8 МПа) и менее допустимое содержание нитритов и нитратов должно быть установлено энергообъединением на основе имеющегося опыта эксплуатации исходя из условий обеспечения безаварийной и экономичной работы оборудования, при этом для котлов давлением 70 кгс/кв. см (7,0 МПа) и менее содержание нитратов не нормируется.

4.8.22. Качество пара и питательной воды котлов с естественной циркуляцией давлением менее 40 кгс/кв. см (3,9 МПа) должно соответствовать ГОСТ 20995-75. Для электростанций, на которых установлены котлы с давлением пара, отличающимся от стандартизированных значений, нормы качества пара и питательной воды должны быть скорректированы энергообъединением.

4.8.23. Нормы качества котловой воды, необходимый режим ее коррекционной обработки, режимы непрерывной и периодической продувок должны быть установлены на основе инструкций завода — изготовителя котла, типовых инструкций по ведению водно-химического режима или результатов теплохимических испытаний, проводимых электростанцией, службами энергообъединения или специализированными организациями.

4.8.24. Избыток фосфатов в котловой воде должен составлять: для котлов без ступенчатого испарения 2 — 15 мг/кг; для котлов со ступенчатым испарением: по чистому отсеку 2 — 6 мг/кг, по солевому отсеку — не более 30 мг/кг для котлов, работающих на жидком топливе, и не более 50 мг/кг для котлов, работающих на других видах топлива.

С разрешения энергообъединения для отдельных электростанций допускается режим пониженного фосфатирования при избытке фосфатов в чистом отсеке менее 2 мг/кг.

4.8.25. Значение pH котловой воды чистого отсека должно быть не менее 9,3, продувочной воды — не более 11,8 для котлов давлением 40 кгс/кв. см (3,9 МПа) и не более 11,2 для котлов давлением 100 кгс/кв. см (9,8 МПа) и выше. Для котлов давлением 100 кгс/кв. см (9,8 МПа), питаемых химически очищенной водой, с разрешения энергообъединения допускается значение pH продувочной воды не более 11,5.

При этом для котловой воды солевого отсека должно выполняться условие Щ \geq 0,5 Щ . В случае несоблюдения этого условия в котловую воду фф общ должен вводиться едкий натр.

4.8.26. Для котлов давлением 40 кгс/кв. см (3,9 МПа) с барабанами, имеющими заклепочные соединения, относительная щелочность котловой воды должна быть не более 20%; со сварными барабанами и креплением труб вальцовкой или вальцовкой с уплотнительной подваркой — 50%. Для котлов, имеющих сварные барабаны и приваренные к ним трубы, относительная щелочность котловой воды не нормируется.

Для котлов давлением 100 кгс/кв. см (9,8 МПа) относительная щелочность котловой воды должна быть не более 50%, для котлов давлением выше 100 кгс/кв. см (9,8 МПа) — не более 30%.

4.8.27 Расход воды при непрерывной продувке котла должен измеряться расходомером и поддерживаться в следующих пределах:

для установившегося режима при восполнении потерь обессоленной водой или дистиллятом испарителей — не более 1 и не менее 0,5% производительности котла, а при восполнении потерь химически очищенной водой — не более 3 и не менее 0,5%; при пуске котла из монтажа, ремонта или резерва допускается увеличение непрерывной продувки до 2 — 5%; длительность работы котла с увеличенной продувкой должна быть установлена химическим цехом (лабораторией или соответствующим подразделением);

при высокой минерализации исходной воды, большом невозврате конденсата от потребителей и в других подобных случаях допускается увеличение размера продувки до 5%.

Периодические продувки котлов из нижних точек должны осуществляться при каждом пуске и останове котла, а также во время работы котлов по графику, разработанному электростанцией или службами энергообъединения с учетом местных условий.

4.8.28. Качество воды, применяемой для впрыскивания при регулировании температуры перегретого пара, должно быть таким, чтобы качество перегретого пара соответствовало нормам.

4.8.29. В случае ухудшения качества пара при работе прямоточных котлов давлением 255 кгс/кв. см (25 МПа) — увеличения удельной электрической проводимости до 0,5 мкСм/см и содержания соединений натрия до 10 мкг/кг, а для котлов с естественной циркуляцией давлением 140 кгс/кв. см (13,8 МПа) — при росте содержания соединений натрия до 10 мкг/кг причина нарушения режима должна быть устранена не позже чем за 72 ч.

В случае ухудшения качества пара прямоточных котлов — увеличения удельной электрической проводимости от 0,5 до 1,0 мкСм/см, содержания соединений натрия от 10 до 15 мкг/кг, а для котлов с естественной циркуляцией — при росте содержания соединений натрия от 10 до 15 мкг/кг причина ухудшения должна быть устранена не более чем за 24 ч.

При неустранении указанных нарушений в течение соответственно 72 и 24 ч, а также при дальнейшем ухудшении качества пара прямоточных котлов — увеличении удельной электрической проводимости более 1 мкСм/см, содержания соединений натрия более 15 мкг/кг, снижении pH ниже 5,5, а для котлов с естественной циркуляцией — при росте содержания соединений натрия более 15 мкг/кг, снижении pH ниже 5,5 турбина должна быть остановлена для принятия мер к нормализации водного режима. Время останова определяет главный инженер электростанции с уведомлением диспетчера энергосистемы.

4.8.30. При повышении значения общей жесткости питательной воды котлов с естественной циркуляцией в 3 раза и более по сравнению с нормами причина должна быть устранена в течение 1 сут., при меньшем увеличении жесткости — не позднее чем за 3 сут. До устранения причин повышения жесткости должно проводиться усиленное фосфатирование, а также увеличение непрерывной и периодической продувок при более частом контроле за качеством пара. В случае неустранения повышенной жесткости в указанные сроки, а также при увеличении жесткости питательной воды в 10 раз и более котел должен быть остановлен в период, определяемый главным инженером электростанции, с уведомлением диспетчера энергосистемы для принятия мер по нормализации водного режима. В случае необходимости должна быть проведена химическая очистка котла.

4.8.31. Качество конденсата турбин после конденсатных насосов первой ступени электростанций с прямоточными котлами давлением 140 — 255 кгс/кв. см (13,8 — 25 МПа) должно отвечать следующим нормам, не более:

общая жесткость 0,5 мкг-экв./кг; при очистке 100% конденсата, выходящего из конденсатосборника турбины, допускается временное повышение указанной нормы на срок не более 4 сут. при условии соблюдения норм качества питательной воды;

удельная электрическая проводимость 0,5 мкСм/см;

содержание растворенного кислорода после конденсатных насосов 20 мкг/кг.

4.8.32. Качество конденсата турбин электростанций с котлами с естественной циркуляцией должно отвечать следующим нормам, не более:

Номинальное давление за котлом, кгс/кв. см (МПа) 40 (3,9) 100 (9,8) 140 (13,8)

Общая жесткость, мкг-экв./кг, не более, для котлов:

 на жидком топливе                             5          1          1
 на других видах топлива                       10         3          1

Содержание растворенного кислорода после конденсатных насосов должно быть не более 20 мкг/кг.

4.8.33 Качество обессоленной воды для подпитки прямоточных котлов должно удовлетворять следующим нормам, не более:

Общая жесткость, мкг-экв./кг                                            0,2
Содержание кремниевой кислоты, мкг/кг                                   20
Содержание соединений натрия, мкг/кг                                    15
Удельная электрическая проводимость, мкСм/см                            0,5

В отдельных случаях норма удельной электрической проводимости может быть скорректирована энергообъединением в зависимости от местных условии (качества исходной воды, схемы водоподготовительной установки, типа используемых ионитов).

Качество обессоленной или химически очищенной воды для подпитки барабанных котлов, а также качество внутристанционных составляющих питательной воды прямоточных и барабанных котлов (конденсаты регенеративных, сетевых и других подогревателей, вод дренажных баков, баков нижних точек, баков запаса конденсата и других потоков) должно быть таким, чтобы обеспечивалось соблюдение норм качества питательной воды. При загрязненности внутристанционных составляющих питательной воды, вызывающей нарушение норм, они до возвращения в цикл должны быть подвергнуты очистке или сброшены.

4.8.34. При снижении щелочности исходной воды H-Na-катионированием или добавлением кислоты остаточная общая щелочность химически очищенной воды должна быть в пределах 0,2 — 0,8 мг-экв./кг.

4.8.35. При наличии в исходной воде, используемой в водоподготовительной установке, бактерий, вызывающих образование нитритов, должна проводиться периодическая обработка трубопроводов исходной воды и фильтрующих материалов осветлительных фильтров раствором хлорной извести.

4.8.36. Качество дистиллята испарителей, предназначенных для восполнения потерь пара и конденсата, должно удовлетворять следующим нормам: содержание соединений натрия — не более 100 мкг/кг, свободной угольной кислоты — не более 2 мг/кг.

Дистиллят испарителей, применяемый для питания прямоточных котлов, должен быть дополнительно очищен до приведенных выше норм качества обессоленной воды для подпитки котлов.

4.8.37. Качество питательной воды испарителей, предназначенных для восполнения потерь пара и конденсата, должно удовлетворять следующим нормам:

Общая жесткость, мкг-экв./кг, не более 30

Общая жесткость при солесодержании исходной воды более

2000 мг/кг, мкг-экв./кг, не более                                        75
Содержание кислорода, мкг/кг, не более                                   30
Содержание свободной угольной кислоты                                     0

В отдельных случаях на основе опыта эксплуатации по разрешению энергообъединения нормы качества питательной воды могут быть скорректированы.

При питании испарителей водой с общим солесодержанием более 2000 мг/кг допускается фосфатирование.

Нормы качества концентрата испарителей и режим продувок должны быть установлены на основе инструкций завода — изготовителя котла, типовых инструкций по ведению водно-химического режима или результатов теплохимических испытаний, проводимых электростанцией, службами энергообъединения или специализированными организациями.

4.8.38 Качество конденсата, возвращаемого с производства, должно удовлетворять следующим нормам, не более:

Общая жесткость, мкг-экв./кг                                      50
Содержание соединений железа, мкг/кг                              100
Содержание соединений меди, мкг/кг                                20
Содержание кремниевой кислоты, мкг/кг                             120
рН                                                                8,5 - 9,5
Перманганатная окисляемость, мг O /кг                             5

                             2

Содержание нефтепродуктов, мг/кг 0,5

Возвращаемый конденсат не должен содержать потенциально кислых или щелочных соединений, вызывающих отклонение значения pH котловой воды от установленных норм более чем на 0,5 единицы при неизменном режиме коррекционной обработки фосфатами или фосфатами и едким натром <1>.

---

<1> При наличии в возвращаемом конденсате потенциально кислых или щелочных соединений он не должен приниматься электростанцией.

Если качество возвращаемого на электростанцию конденсата не обеспечивает норм качества питательной воды, должна быть предусмотрена очистка его до достижения этих норм.

4.8.39 Качество воды для подпитки тепловых сетей должно удовлетворять следующим нормам:

Содержание свободной угольной кислоты 0

Значение pH для систем теплоснабжения:

открытых 8,3 — 9,0 <*>

закрытых 8,3 — 9,5 <*>

Содержание растворенного кислорода, мкг/кг, не более          50
Количество взвешенных веществ, мг/кг, не более                5
Содержание нефтепродуктов, мг/кг, не более                    1

---

<*> Верхний предел значения pH допускается только при глубоком умягчении воды, нижний — с разрешения энергообъединения может корректироваться в зависимости от интенсивности коррозионных явлений в оборудовании и трубопроводах систем теплоснабжения.

Карбонатный индекс <1> И должен быть не выше значений, приведенных в к табл. 4.3. --------------------------------

<1> Карбонатный индекс И — предельное значение произведения общей к

щелочности  и  кальциевой  жесткости  воды  (в мг-экв./кг),  выше  которого
протекает   карбонатное    накипеобразование   с    интенсивностью    более

0,1 г/(кв. м х ч).

Таблица 4.3

НОРМАТИВНЫЕ ЗНАЧЕНИЯ И ВОДЫ ДЛЯ ПОДПИТКИ К ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ

Тип оборудования	Температура нагрева сетевой воды, °C	2 И , (мг-экв./кг) , к для системы теплоснабжения
		открытой	закрытой
Водогрейные котлы,	70 — 100	3,2	3,0
установленные на	101 — 120	2,0	1,8
электростанциях и в	121 — 130	1,5	1,2
отопительных котельных <*>	131 — 140 141 — 150	1,2 0,8	1,0 0,5
Сетевые подогреватели	70 — 100 101 — 120 121 — 140 141 — 150 151 — 200	4,0 3,0 2,5 2,0 1,0	3,5 2,5 2,0 2,0 0,5

---

<*> Качество подпиточной и сетевой воды водогрейных котлов, установленных в промышленных котельных, принимается по ОСТ 108.030.47-81.

Качество подпиточной воды открытых систем теплоснабжения (с непосредственным водоразбором) должно удовлетворять также требованиям ГОСТ 2874-82 «Вода питьевая. Гигиенические требования и контроль за качеством». Подпиточная вода для открытых систем теплоснабжения должна быть подвергнута коагулированию для удаления из нее органических примесей, если цветность пробы воды при ее кипячении в течение 20 мин. увеличивается сверх нормы, указанной в ГОСТ 2874-82.

    При   силикатной   обработке   воды   для  подпитки  тепловых  сетей  с
непосредственным  разбором  горячей  воды содержание силиката в подпиточной

воде должно быть не более 50 мг/кг в пересчете на SiO . 2

    При силикатной обработке суммарной  концентрации  не  только  сульфатов
(для   предотвращения  выпадения  CaSO ),  но  и  кремниевой  кислоты  (для

                                  4

предотвращения выпадения CaSiO ) для заданной температуры нагрева сетевой 3 воды с учетом ее превышения в пристенном слое труб котла на 40 °C.

Непосредственная присадка гидразина и других токсичных веществ в подпиточную воду тепловых сетей и сетевую воду запрещается.

4.8.40 Качество сетевой воды должно удовлетворять следующим нормам:

Содержание свободной угольной кислоты 0

Значение pH для систем теплоснабжения:

открытых 8,3 — 9,0 <*>

закрытых 8,3 — 9,5 <*>

Щелочность по фенолфталеину, мг-экв./кг, не более, для систем теплоснабжения:

открытых 0,1

закрытых 0,1 — 0,2 <*>

Содержание соединений железа, мг/кг, не более, для систем теплоснабжения:

открытых 0,3 <**>

 закрытых                                                     0,5
Содержание растворенного кислорода, мкг/кг, не более          20
Количество взвешенных веществ, мг/кг, не более                5

Содержание нефтепродуктов, мг/кг, не более, для систем теплоснабжения:

 открытых                                                     0,3
 закрытых                                                     1

---

<*> Верхний предел допускается только при глубоком умягчении воды.

<**> По согласованию с санитарными органами допускается 0,5 мг/кг.

Карбонатный индекс И должен быть не выше значений, приведенных в табл. к

4.4.

Таблица 4.4

НОРМАТИВНЫЕ ЗНАЧЕНИЯ И СЕТЕВОЙ ВОДЫ К

Оборудование	Температура нагрева сетевой воды, °C	2 И , (мг-экв./кг) к
Водогрейные котлы, установленные на	70 — 100	3,2
электростанциях и в отопительных	101 — 120	2,0
котельных	121 — 130 131 — 140 141 — 150	1,5 1,2 0,8
Сетевые подогреватели	70 — 100 101 — 120 121 — 140 141 — 150 151 — 200	4,0 3,0 2,5 2,0 1,0

При открытых системах теплоснабжения по согласованию с органами санитарно-эпидемиологической службы допускается отступление от ГОСТ 2874-82 по показателям цветности до 70° и содержанию железа до 1,2 мг/кг на срок до 14 дней в период сезонных включений эксплуатируемых систем теплоснабжения, присоединения новых, а также после их ремонта.

По окончании отопительного сезона или при останове водогрейные котлы и теплосети должны быть законсервированы.

4.8.41. На электростанциях, работающих на органическом топливе, внутристанционные потери пара и конденсата (без учета потерь при работе форсунок, продувках и обдувках котлов, водных отмывках, обслуживании установок для очистки конденсата, деаэрации добавочной воды теплосети, разгрузке мазута) при номинальной производительности работающих котлов должны быть не более, % общего расхода питательной воды:

На конденсационных электростанциях                                      1,0
На ТЭЦ с чисто отопительной нагрузкой                                   1,2

На ТЭЦ с производственной или производственной и отопительной нагрузками 1,6

При фактическом расходе питательной воды, меньшем номинального, нормы внутристанционных потерь соответственно увеличиваются, но не более чем в 1,5 раза.

При расчете общих потерь расходы воды и пара на технологические нужды принимаются в соответствии с нормами и с учетом возможного повторного использования воды в цикле электростанции.

Для каждой электростанции общие нормы потерь пара и конденсата должно ежегодно утверждать энергообъединение, руководствуясь приведенными выше значениями и «Методическими указаниями по расчету потерь пара и конденсата».

4.9. ТРУБОПРОВОДЫ И АРМАТУРА

4.9.1. Ответственность за техническое состояние трубопроводов и арматуры специальным распоряжением администрации должна быть возложена на начальников соответствующих цехов и служб энергопредприятия.

4.9.2. На энергопредприятии должен быть утвержденный главным инженером перечень трубопроводов, подконтрольных Госгортехнадзору СССР, с указанием в нем лиц, ответственных за их безопасную эксплуатацию.

На эти трубопроводы и арматуру должны быть надлежаще оформленные технические паспорта и свидетельства.

4.9.3. После капитального и среднего ремонтов, а также ремонтов, связанных с вырезкой и переваркой участков трубопровода, заменой арматуры, наладкой опор и заменой тепловой изоляции, перед включением оборудования в работу должны быть проверены:

исправность неподвижных и скользящих опор и пружинных креплений;

размер затяжки пружин подвесок и опор в холодном состоянии;

исправность индикаторов тепловых перемещений;

возможность свободного перемещения трубопроводов при их прогреве;

состояние дренажей и воздушников, предохранительных устройств;

легкость хода подвижных частей арматуры;

соответствие сигнализации крайних положений запорной арматуры (открыто-закрыто) на щитах управления ее фактическому положению;

исправность тепловой изоляции.

4.9.4 При эксплуатации трубопроводов и арматуры в соответствии с действующими инструкциями должны контролироваться:

размеры тепловых перемещений трубопроводов и их соответствие расчетным значениям по показаниям индикаторов;

наличие защемлений и повышенной вибрации трубопроводов;

плотность предохранительных устройств, арматуры и фланцевых соединений;

температурный режим работы металла при пусках и остановах;

степень затяжки пружин подвесок и опор в рабочем и в холодном состоянии — не реже 1 раза в 2 года;

герметичность сальниковых уплотнений арматуры;

соответствие показаний указателей положения (УП) регулирующей арматуры на щитах управления ее фактическому положению;

наличие смазки подшипников, узлов приводных механизмов, винтовых пар шпиндель-резьбовая втулка, в редукторах электроприводов арматуры.

4.9.5. При заполнении средой неостывших паропроводов должен осуществляться контроль разности температур стенок трубопровода и рабочей среды, которая должна быть выдержана в пределах расчетных значений.

4.9.6. Система дренажей должна обеспечивать полное удаление влаги при прогреве, остывании и опорожнении трубопроводов, для чего последние должны иметь уклон горизонтальных участков не менее 0,004 (по ходу движения среды), сохраняющийся до температуры, соответствующей насыщению при рабочем давлении среды.

При прокладке дренажных линий должно быть учтено направление тепловых перемещений во избежание защемления трубопроводов.

При объединении дренажных линий нескольких трубопроводов на каждом из них должна быть установлена запорная арматура.

4.9.7. При компоновке трубопроводов и арматуры должна быть обеспечена возможность обслуживания и ремонта арматуры. В местах установки арматуры и индикаторов тепловых перемещений паропроводов должны быть установлены площадки обслуживания.

4.9.8. На арматуре должны быть нанесены названия и номера согласно технологическим схемам трубопроводов, а также указатели направления вращения штурвала.

Регулирующие клапаны должны быть снабжены указателями степени открытия регулирующего органа, а запорная арматура — указателями «Открыто» и «Закрыто».

4.9.9. Ремонт трубопроводов, арматуры и элементов дистанционного управления арматурой, установка и снятие заглушек, отделяющих ремонтируемый участок трубопровода, должны выполняться только по наряду-допуску.

4.9.10. Арматура, ремонтировавшаяся в условиях мастерской, должна быть испытана на герметичность затвора, сальниковых, сильфонных и фланцевых уплотнений давлением, равным 1,25 рабочего.

Арматура, ремонтировавшаяся без вырезки из трубопровода, должна быть испытана на плотность рабочим давлением среды при пуске оборудования.

4.9.11. Тепловая изоляция трубопроводов и арматуры должна быть в исправном состоянии. Температура на ее поверхности, при температуре окружающего воздуха 25 °C, должна быть не более 45 °C.

Тепловая изоляция фланцевых соединений, арматуры и участков трубопроводов, подвергающихся периодическому контролю (сварные соединения, бобышки для измерения ползучести и т.п.), должна быть съемной.

Тепловая изоляция трубопроводов, расположенных на открытом воздухе и вблизи масляных баков, маслопроводов, мазутопроводов, должна иметь металлическое или другое покрытие для предохранения ее от пропитывания влагой или горючими нефтепродуктами. Трубопроводы, расположенные вблизи кабельных линий, также должны иметь металлическое покрытие.

Объекты с температурой рабочей среды ниже температуры окружающего воздуха должны быть защищены от коррозии, иметь гидро- и теплоизоляцию.

Для тепловой изоляции должны применяться материалы, не вызывающие коррозии металла трубопроводов.

4.9.12. Изоляция трубопроводов, не имеющих защитного покрытия, должна быть окрашена. При наличии защитного покрытия на его поверхность должны быть нанесены маркировочные кольца.

Окраска и надписи на трубопроводах должны соответствовать правилам Госгортехнадзора СССР.

4.9.13. При обнаружении свищей, трещин в питательных трубопроводах, паропроводах свежего пара и промежуточного перегрева, а также в их арматуре аварийный участок должен быть немедленно отключен.

Если при отключении невозможно резервировать аварийный участок, то оборудование, связанное с этим участком, должно быть остановлено.

4.9.14. Арматура должна использоваться строго в соответствии с ее функциональным назначением.

Использование запорной арматуры в качестве регулирующей запрещается.

4.10. ЗОЛОУЛАВЛИВАНИЕ И ЗОЛОУДАЛЕНИЕ

Золоуловители

4.10.1. При работе котла на твердом топливе должна быть обеспечена бесперебойная работа золоулавливающей установки.

Эксплуатация котла с неработающей золоулавливающей установкой запрещается.

В случае перехода золоулавливающей установки в нерабочее состояние (появление сигнала о достижении верхнего предельного уровня золы в большинстве бункеров одного из полей или в отдельных бункерах более чем половины полей электрофильтра, прекращение орошения одного из каплеуловителей мокрой золоулавливающей установки) необходимо перевести котел на сжигание резервного топлива либо остановить его и принять меры к опорожнению бункеров, выявлению и устранению причин их переполнения золой.

Использовать бункера золоуловителей для накопления уловленной золы запрещается. Она должна удаляться из бункеров непрерывно.

4.10.2. При растопке котла на газе или мазуте высокое напряжение с электродов электрофильтров должно быть снято, механизмы встряхивания включены в работу, обеспечен подогрев бункеров и изоляторных коробок.

На электростанциях с открытой компоновкой золоуловителей в районах с расчетной температурой отопления ниже минус 20 °C перед растопкой котла в зимнее время должен быть обеспечен прогрев золоуловителей горячим воздухом до температуры выше точки росы дымовых газов при работе котла на растопочном топливе.

Орошение мокрых золоуловителей, а также подача воды в золосмывные аппараты электрофильтров и батарейных циклонов, воздуха в аппараты систем пневмозолоудаления и включение систем контроля за состоянием электрофильтров и наличием золы в бункерах должны быть осуществлены до растопки котла.

4.10.3 Режим эксплуатации золоуловителей должен определяться следующими показателями:

для электрофильтров — оптимальными параметрами электропитания и оптимальным режимом встряхивания электродов;

для мокрых золоуловителей — оптимальным расходом орошающей воды и температурой газа после аппаратов не менее чем на 15 °C выше точки росы дымовых газов (по водяным парам).

4.10.4. При улавливании в электрофильтрах золы малосернистых углей (до 1%) должны быть предусмотрены меры для предотвращения возникновения обратной короны (кондиционирование газа, импульсное электропитание, ограничение тока короны и др.).

4.10.5. При эксплуатации мокрых золоуловителей должны быть предусмотрены меры, предотвращающие брызгоунос. При установке за мокрыми золоуловителями электрофильтров наличие следов брызгоуноса не допускается.

4.10.6. Состояние золоуловителей и их систем, золосмывных аппаратов и мигалок должны контролировать: эксплуатационный персонал — не реже 1 раза в смену и специальная комиссия, назначенная главным инженером, — не реже 1 раза в полугодие.

Контроль присосов воздуха в золоуловители котла должен быть организован не реже 1 раза в месяц.

Выявленные неплотности в корпусах золоуловителей, дефекты их внутреннего оборудования и систем (электропитания, встряхивания электродов, водоснабжения и др.), а также золосмывных аппаратов и мигалок должны быть устранены, если нет необходимости останавливать оборудование, в трехдневный срок.

4.10.7. При останове котла на 3 сут. и более золоуловители должны быть осмотрены и очищены от отложений.

4.10.8. Эксплуатационные испытания золоуловителей должны быть выполнены при вводе их в эксплуатацию из монтажа, а также после капитального ремонта или реконструкции.

Для проведения эксплуатационных испытаний золоуловители должны быть оборудованы штуцерами, лючками и другими приспособлениями, а также стационарными площадками для обслуживания используемых при испытаниях приборов.

4.10.9. Золоуловители не реже 1 раза в год должны подвергаться испытаниям по экспресс-методу в целях проверки их эксплуатационной эффективности и при необходимости разработки мероприятий по улучшению работы.

4.10.10. Капитальные и текущие ремонты золоуловителей должны быть выполнены в период капитального, среднего и текущего ремонтов котла.

4.10.11. Проводить реконструкцию котла и другие мероприятия, существенно изменяющие физико-химические характеристики и расход дымовых газов, поступающих в золоуловители, без согласования с организацией — разработчиком золоуловителей запрещается.

4.10.12. Изменение конструкции либо модернизация золоуловителей разрешается только после согласования с организацией — разработчиком золоулавливающей установки.

Системы золошлакоудаления и золоотвалы

4.10.13 При эксплуатации систем золошлакоудаления и золоотвалов должны быть обеспечены:

своевременное, бесперебойное и экономичное удаление и складирование золы и шлака в золоотвалы, на склады сухой золы, а также отгрузка их потребителям;

надежность оборудования, устройств и сооружений внутреннего и внешнего золошлакоудаления;

рациональное использование рабочей емкости золоотвалов;

предотвращение загрязнения золой и сточными водами воздушного и водного бассейнов, а также окружающей территории.

4.10.14 Эксплуатация систем гидро- и пневмозолоудаления должна быть организована в режимах, обеспечивающих:

оптимальные расходы воды и воздуха;

минимальный износ золошлакопроводов;

исключение замораживания внешних пульпопроводов и водоводов, заиления золосмывных аппаратов, каналов и пульпоприемных бункеров, образования отложений золы в бункерах, течках и золопроводах пневмозолоудаления.

Для получения более чистой осветленной воды должны быть предусмотрены необходимые площадь и глубина отстойного пруда.

4.10.15. При эксплуатации систем гидрозолоудаления должны быть обеспечены плотность трактов и оборудования, исправность облицовки и перекрытий каналов, золошлакопроводов, устройств для оперативного переключения оборудования.

В системах пневмозолоудаления должна быть предусмотрена очистка сжатого воздуха от масла, влаги и пыли, а также предотвращено попадание влаги в золопроводы, промежуточные бункера и емкости складов золы.

4.10.16. Эксплуатация оборотных (замкнутых) гидравлических систем золошлакоудаления должна быть организована в бессточном режиме, предусматривающем:

поддержание баланса воды в среднем за календарный год;

исключение постоянных или периодических сбросов осветленной воды в природные водоемы;

преимущественное использование осветленной воды в технических целях (обмывка поверхностей нагрева котлов, золоуловителей, гидроуборка зольных помещений, уплотнение подшипников багерных насосов, орошение сухих участков золоотвалов для пылеподавления, охлаждение газов путем впрыска воды, приготовление бетонных растворов и т.д.) и направление образующихся стоков в систему гидрозолоудаления (ГЗУ).

4.10.17. Сбросы посторонних вод в оборотную систему ГЗУ допускаются при условии, что общее количество добавляемой воды не превысит фактические ее потери из системы в течение календарного года.

В качестве добавочной воды должны быть использованы наиболее загрязненные промышленные стоки с направлением их в устройства, перекачивающие пульпу.

4.10.18. При нехватке осветленной воды подпитка оборотной системы ГЗУ технической водой допускается путем перевода на техническую воду изолированной группы насосов.

Смешение в насосах и трубопроводах технической и осветленной воды запрещается, за исключением систем с реакцией осветленной воды, близкой к нейтральной (pH более 5 и менее 9).

4.10.19. В шлаковых ваннах механизированной системы шлакоудаления должен быть уровень воды, обеспечивающий остывание шлака и исключающий подсос воздуха в топку.

4.10.20. Состояние смывных и побудительных сопл системы гидрозолоудаления должно систематически контролироваться, и при увеличении их внутреннего диаметра более чем на 10% против расчетного сопла должны заменяться.

4.10.21. Контрольно-измерительные приборы, устройства технологических защит, блокировок и сигнализации систем гидро- и пневмозолоудаления должны быть в исправности и периодически проверяться.

4.10.22. Выводимые в резерв или в ремонт тракты гидро- или пневмозолоудаления должны быть опорожнены и при необходимости промыты водой или продуты воздухом.

4.10.23. При отрицательной температуре наружного воздуха выводимые из работы пульпопроводы и трубопроводы осветленной воды системы гидрозолоудаления должны быть своевременно сдренированы для предотвращения их замораживания.

4.10.24. Должен быть организован систематический (по графику) контроль за износом золошлакопроводов и своевременный поворот труб. Очистка трубопроводов от минеральных отложений должна быть проведена при повышении гидравлического сопротивления трубопроводов на 20% (при неизменном расходе воды, пульпы).

4.10.25. При повышенном абразивном износе элементов систем удаления и складирования золошлаков (пульпопроводы, золопроводы, сопла и др.) должны быть приняты меры для защиты этих элементов от износа (применение камнелитых изделий, абразивно-стойких металлов и т.п.).

4.10.26. При необходимости должны быть проверены уклоны пульпопроводов и надземных трубопроводов осветленной воды, произведена рихтовка труб или установка дополнительных дренажей.

4.10.27. Ремонт и замена оборудования должны быть организованы по графику, составленному на основе опыта эксплуатации систем золо- и шлакоудаления. Указанный график должен быть скорректирован при изменении работы систем золошлакоудаления (изменение вида топлива, подключение дополнительных котлов и т.п.).

4.10.28. Заполнение золоотвалов водой и золошлаками, а также выдача золошлаков из золоотвалов должны осуществляться по проекту.

Эксплуатация и контроль за состоянием дамб золоотвалов должны быть организованы в соответствии с требованиями настоящих Правил (гл. 3.1).

4.10.29. Не менее чем за 3 года до окончания заполнения существующего золоотвала электростанцией должно быть обеспечено наличие проекта создания новой емкости.

4.10.30. На границах золоотвалов, бассейнов и каналов осветленной воды, а также на дорогах, в зоне расположения внешней системы золоудаления должны быть установлены предупреждающие и запрещающие знаки.

4.10.31. Для контроля за заполнением золоотвалов 1 раз в год должны проводиться нивелировка поверхности расположенных выше уровня воды шлаковых отложений и промеры глубин отстойного пруда по фиксированным створам.

Предельно допустимый уровень заполнения золоотвалов должен быть отмечен рейками (реперами).

4.10.32 Наращивание ограждающих дамб без проектов запрещается.

При наращивании дамб из золошлакового материала и мягких грунтов (суглинков, супесей) работы должны выполняться в теплое время года.

4.10.33. Устройства (лестницы, мостики, ограждения и др.), обеспечивающие уход за сооружениями и безопасность персонала, должны быть в исправном состоянии.

4.10.34. Сброс осветленной воды из золоотвалов в реки и природные водоемы допускается только по согласованию с органами Госсанинспекции, Минрыбхоза СССР и Минводхоза СССР.

4.10.35. На каждой электростанции должны ежегодно составляться и выполняться планы мероприятий по обеспечению надежной работы системы удаления и складирования золы и шлака. В планы должны быть включены: графики осмотров и ремонтов оборудования, пульпопроводов осветленной воды, график наращивания дамб, очистки трубопроводов от отложений, мероприятия по предотвращению пыления, рекультивации отработанных золоотвалов и др.

4.11. СТАНЦИОННЫЕ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫЕ УСТАНОВКИ

4.11.1. Режим работы теплофикационной установки (давление в подающем и обратном трубопроводах и температура в подающем трубопроводе) должен быть организован в соответствии с заданием диспетчера тепловой сети.

Температура в подающей линии водяной тепловой сети в соответствии с утвержденным для этой сети температурным графиком должна быть задана по усредненной температуре наружного воздуха за промежуток времени, определяемый диспетчером тепловой сети в зависимости от длины сетей, климатических условий и других факторов, в пределах 12 — 24 ч.

Отклонения от заданного режима за головной задвижкой станции должны быть не более:

по температуре воды, поступающей в тепловую сеть, +/- 3%;

по давлению в подающем трубопроводе +/- 5%;

по давлению в обратном трубопроводе +/- 0,2 кгс/кв. см (+/- 20 кПа).

Среднесуточная температура обратной воды из тепловой сети может превышать заданную графиком не более чем на 3%. Снижение температуры обратной воды против графика не лимитируется.

При превышении расчетного расхода сетевой воды диспетчер тепловой сети должен принять меры к восстановлению расчетного расхода.

Отклонения давления и температуры пара на коллекторах электростанции должны быть не более +/- 5% заданных параметров.

4.11.2. Для каждого сетевого подогревателя и группы подогревателей на основе проектных данных и результатов испытаний должны быть установлены:

расчетная тепловая производительность и соответствующие ей параметры греющего пара и сетевой воды;

температурный напор и максимальная температура подогрева сетевой воды;

предельное допустимое давление с водяной и паровой сторон;

расчетный расход сетевой воды и соответствующие ему потери напора.

Кроме того, на основе данных испытаний должны быть установлены потери напора в водогрейных котлах, трубопроводах и вспомогательном оборудовании теплофикационной установки при расчетном расходе сетевой воды.

Испытания должны проводиться на вновь смонтированных теплофикационных установках и периодически (1 раз в 3 — 4 года) в процессе эксплуатации.

4.11.3. Изменение температуры воды на выходе из сетевых подогревателей, на выводах тепловой сети, а также на станциях подмешивания, расположенных в тепловой сети, должно быть равномерным, со скоростью, не превышающей 30 °C в час.

4.11.4 При работе сетевых подогревателей должны быть обеспечены:

контроль за уровнем конденсата и работой устройств автоматического поддержания уровня и сброса конденсата;

отвод неконденсирующихся газов из парового пространства в воздухоотсасывающее устройство или конденсатор турбины.

Трубная система теплообменных аппаратов должна проверяться и при необходимости очищаться. Очистка должна производиться не реже 1 раза в год (перед отопительным сезоном).

4.11.5. Устройства для автоматического включения резерва должны быть в постоянной готовности к действию и периодически проверяться.

4.11.6. Установка для подпитки тепловых сетей должна обеспечивать их подпитку химически очищенной деаэрированной водой в рабочем режиме и аварийную подпитку необработанной водой из систем хозяйственно-питьевого или производственного водопроводов в размерах, установленных «Нормами технологического проектирования электрических станций».

4.11.7. Подпиточно-сбросные устройства должны поддерживать заданное давление на всасывающей стороне сетевых насосов при рабочем режиме тепловых сетей и останове сетевых насосов. Должна быть предусмотрена защита обратных трубопроводов от внезапного повышения давления.

4.11.8. Каждый случай подачи необработанной воды для подпитки тепловой сети должен быть отмечен в оперативном журнале с указанием количества поданной воды и источника водоснабжения. Контроль качества сетевой воды в подающем и обратном трубопроводах каждого теплофикационного вывода должен осуществляться с помощью специальных пробоотборников.

В соединениях трубопроводов подпитывающего устройства с трубопроводами технической, циркуляционной или водопроводной воды должен быть предусмотрен контрольный клапан между двумя закрытыми задвижками. При нормальной работе тепловых сетей контрольный клапан должен быть открыт.

4.11.9. Рабочий объем баков-аккумуляторов подпиточной воды и их расположение у источников тепла и в тепловых сетях должны соответствовать СНиП 2.04.01-85 «Внутренний водопровод и канализация зданий».

Баки-аккумуляторы должны заполняться только деаэрированной водой температурой не выше 95 °C. Скорость заполнения баков должна соответствовать пропускной способности вестовой трубы.

Предельный уровень заполнения баков-аккумуляторов, запроектированных без тепловой изоляции, при наличии изоляции должен быть снижен на высоту, эквивалентную по массе тепловой изоляции.

Если в качестве бака-аккумулятора применен бак для нефтепродуктов, рассчитанный на плотность продукта 0,9 т/куб. м, рабочий объем бака должен быть уменьшен на 10%.

4.11.10. Антикоррозионная защита баков должна быть выполнена в соответствии с «Руководящими указаниями по защите баков-аккумуляторов от коррозии и воды в них от аэрации».

Эксплуатация баков-аккумуляторов без антикоррозионной защиты внутренней поверхности запрещается.

Оценка состояния баков-аккумуляторов и определение их пригодности к дальнейшей эксплуатации должны производиться ежегодно в период отключения установок горячего водоснабжения путем визуального осмотра конструкции и основания баков, компенсирующих устройств трубопроводов, а также вестовых труб с составлением акта.

Инструментальное обследование конструкций бака-аккумулятора с определением толщины стенок должно выполняться не реже 1 раза в 3 года.

При коррозионном износе стен и днища бака на 20% и более их проектной толщины дальнейшая эксплуатация бака независимо от характера износа и размера площади, подверженной коррозии, запрещается.

4.11.11. После окончания монтажа или ремонта должны быть проведены испытания баков-аккумуляторов в соответствии с требованиями СНиП III-18-75 «Металлические конструкции. Правила производства и приемки работ».

На каждый принятый в эксплуатацию бак-аккумулятор должен быть составлен паспорт.

4.11.12 Эксплуатация баков-аккумуляторов запрещается:

при отсутствии блокировок, обеспечивающих полное прекращение подачи воды в бак при достижении ее верхнего предельного уровня, а также отключение насосов разрядки при достижении ее нижнего предельного уровня;

если баки не оборудованы аппаратурой для контроля уровня воды и сигнализации предельного уровня, переливной трубой, установленной на отметке предельно допустимого уровня заполнения, а также вестовой трубой.

Электрическая схема сигнализации должна опробоваться ежесменно.

4.11.13. Эксплуатация станционных теплофикационных трубопроводов должна быть организована в соответствии с требованиями гл. 4.12 «Тепловые сети».

Антикоррозионное покрытие и тепловая изоляция станционных теплофикационных трубопроводов должны быть в удовлетворительном состоянии.

Теплофикационные трубопроводы не реже 1 раза в месяц должны осматриваться работниками электростанции, ответственными за безопасную эксплуатацию трубопроводов, и ежегодно проверяться на гидравлическую плотность.

Местная и дистанционная (из точек, не доступных для затопления) системы управления отключающей и секционирующей арматурой сетевых станционных трубопроводов должны быть в исправном состоянии.

4.11.14. Границей теплофикационного оборудования электростанции должно быть ограждение ее территории.

В случае установки станционных контрольно-измерительных приборов на участке тепловой сети за ограждением территории электростанции измерительные устройства расходомеров (измерительные диафрагмы), датчики этих приборов, первые запорные клапаны, импульсные линии и сами приборы должны быть в ведении электростанции и обслуживаться ее персоналом.

4.11.15. Теплофикационное оборудование должно ремонтироваться в соответствии с графиком, согласованным с предприятием, обслуживающим тепловые сети.

4.12. ТЕПЛОВЫЕ СЕТИ

4.12.1. При эксплуатации тепловых сетей должно быть обеспечено бесперебойное снабжение потребителей теплом, горячей водой или паром установленных параметров при утечках теплоносителя и потерях тепла, не превышающих нормативных.

При исчерпании фактической мощности источников тепла и пропускной способности магистралей тепловой сети присоединение потребителей запрещается.

4.12.2 Границами обслуживания тепловых сетей должны быть:

со стороны источника тепла — границы, устанавливаемые в соответствии с указаниями п. 4.11.14 настоящих Правил;

со стороны потребителя тепла — стена камеры, в которой установлены принадлежащие предприятиям Минэнерго СССР задвижки на ответвлении к абоненту.

4.12.3. Предприятие, эксплуатирующее тепловые сети (Теплосеть), должно осуществлять контроль за техническим состоянием и исправностью трубопроводов и тепловых пунктов, находящихся на балансе потребителей.

4.12.4. Теплосетью должны быть организованы контроль за поддержанием в надлежащем состоянии путей подхода к объектам сети, а также дорожных покрытий и планировка поверхностей над подземными сооружениями.

Планировка поверхности земли на трассе тепловой сети должна исключать попадание поверхностных вод на теплопроводы.

Ввод трубопроводов тепловой сети в эксплуатацию без устройств для спуска и отвода воды из каждого секционируемого участка запрещается.

4.12.5. Теплосетью должна быть обеспечена исправность ограждающих конструкций, препятствующих доступу посторонних лиц к оборудованию и к запорно-регулирующей арматуре.

4.12.6. Раскопка трассы трубопроводов тепловой сети или производство работ вблизи них посторонними организациями допускается только с разрешения Теплосети под наблюдением специально ею назначенного лица.

4.12.7. В Теплосети должны быть составлены: план тепловой сети (масштабный); оперативная и эксплуатационная (расчетная) схемы; профили теплотрасс по каждой магистрали.

Ежегодно перед началом отопительного периода должны корректироваться план, схемы и профили в соответствии с фактическим состоянием тепловой сети.

4.12.8. Оперативная схема тепловых сетей, а также настройка автоматики и устройств технологической защиты должны обеспечивать:

надежное теплоснабжение потребителей и заданный уровень расходов теплоносителя и напоров в контрольных точках;

оптимальное потокораспределение теплоносителя в тепловых сетях;

резервирование работы тепловых сетей;

возможность осуществления совместной работы нескольких источников тепла на объединенную тепловую сеть и перехода при необходимости к раздельной работе источников;

преимущественное использование наиболее экономичных источников.

4.12.9. Всем тепломагистралям, камерам (узлам ответвления), подкачивающим, подпиточным и дренажным насосным, узлам автоматического регулирования, неподвижным опорам, компенсаторам и другим сооружениям тепловой сети должны быть присвоены эксплуатационные номера, которыми они обозначаются на планах, схемах и пьезометрических графиках.

На эксплуатационных (расчетных) схемах подлежат нумерации все присоединенные к сети абонентские системы, а на оперативных схемах, кроме того, — секционирующая и запорная арматура.

Арматура, установленная на подающем трубопроводе (паропроводе), должна быть обозначена нечетным номером, а соответствующая ей арматура на обратном трубопроводе (конденсатопроводе) — следующим за ним большим четным номером.

4.12.10. Каждый район тепловых сетей должен иметь перечень газоопасных камер и проходных каналов. Перед началом работ такие камеры должны быть проверены для обнаружения газа. Газоопасные камеры должны иметь специальные знаки, окраску люков и содержаться под надежным запором.

Все газоопасные камеры и участки трассы должны быть отмечены на оперативной схеме тепловой сети.

Надзор за газоопасными камерами должен осуществляться в соответствии с «Правилами безопасности в газовом хозяйстве».

4.12.11. При технической приемке персоналом теплосети абонентских тепловых сетей, тепловых пунктов и систем теплопотребления после монтажа или ремонта должна выполняться опрессовка абонентом всего оборудования на установленное давление, которое должно быть не выше максимально допустимого пробного давления для данных сетей, арматуры или нагревательных приборов.

4.12.12. Теплосетью должен быть организован постоянный контроль за качеством обратной сетевой воды.

4.12.13. Трубопроводы тепловых сетей до ввода их в эксплуатацию после монтажа или капитального ремонта должны быть подвергнуты очистке:

паропроводы — продувке со сбросом пара в атмосферу;

водяные сети в закрытых системах теплоснабжения и конденсатопроводы — гидропневматической промывке;

водяные сети в открытых системах теплоснабжения — гидропневматической промывке и дезинфекции с последующей повторной промывкой питьевой водой.

Повторная промывка после дезинфекции должна производиться до достижения показателей сбрасываемой воды, соответствующих санитарным нормам на питьевую воду.

4.12.14. Подключение абонентских тепловых сетей, не прошедших гидропневматическую промывку, запрещается.

4.12.15. Все вновь смонтированные трубопроводы тепловых сетей до ввода в эксплуатацию должны быть подвергнуты проверке на гидравлическую плотность.

Новые тепломагистрали от ТЭЦ и котельных в течение первого года эксплуатации должны быть подвергнуты испытаниям на расчетную температуру теплоносителя.

4.12.16. Заполнение сетевых трубопроводов, их промывка, дезинфекция, включение системы циркуляции, продувка и прогрев паропроводов и операции по пуску водяных или паровых тепловых сетей, а также любые испытания сети или отдельных ее элементов и конструкций должны выполняться под руководством ответственного руководителя по специально разработанной технической программе, утвержденной руководством Теплосети и согласованной с руководством предприятия — источника тепла.

4.12.17. Трубопроводы тепловых сетей должны заполняться водой температурой не выше 70 °C при отключенных системах теплопотребления.

4.12.18. Наружная поверхность трубопроводов и металлических конструкций тепловых сетей (балки, опоры, мачты, эстакады и др.) должна быть защищена стойкими антикоррозионными покрытиями.

Ввод в эксплуатацию тепловых сетей после окончания строительства или капитального ремонта без наружного антикоррозионного покрытия труб и металлических конструкций запрещается.

4.12.19. Трубопроводы тепловых сетей, арматура, компенсаторы и фланцевые соединения должны быть покрыты тепловой изоляцией в соответствии с проектом.

Применение в тепловых сетях гидрофильной засыпной изоляции, а также набивной изоляции при прокладке трубопроводов в гильзах (футлярах) запрещается.

4.12.20. Ввод в эксплуатацию тепловых сетей при неработающем понижающем дренаже запрещается.

4.12.21. Проходные каналы, а также крупные узловые камеры, в которых установлено электрооборудование, должны иметь электроосвещение согласно «Правилам устройства электроустановок».

Приточно-вытяжная вентиляция проходных каналов должна быть в исправном состоянии.

4.12.22. Все соединения труб тепловых сетей должны быть сварными, за исключением мест применения фланцевой арматуры.

Использование для компенсаторов и арматуры хлопчатобумажных и пеньковых набивок запрещается.

4.12.23. При надземной прокладке тепловых сетей задвижки с электроприводами должны быть размещены в помещении или заключены в кожухи, защищающие арматуру и электропривод от атмосферных осадков и исключающие доступ посторонних лиц.

4.12.24. Присоединение к тепловым сетям установок горячего водоснабжения с неисправными регуляторами температуры воды, а также теплопотребляющих систем с неисправными приборами учета запрещается.

4.12.25. Для контроля за состоянием оборудования тепловых сетей и режимом их работы регулярно по графику должен проводиться обход теплопроводов и тепловых пунктов.

4.12.26. Для контроля за состоянием строительно-изоляционных конструкций, тепловой изоляции и трубопроводов в подземных прокладках тепловых сетей ежегодно по графику должны проводиться профилактические плановые шурфовки. Число шурфов должно определяться исходя из состояния подземных прокладок и общей протяженности тепловой сети.

Прочностное состояние подземных трубопроводов должно оцениваться на основании ежегодных гидравлических опрессовок и анализа имевших место повреждений.

После вскрытия в местах шурфовок строительные и теплоизоляционные конструкции тепловой сети должны быть восстановлены и защищены от поступления влаги к теплопроводу.

4.12.27. На водяных тепловых сетях и конденсатопроводах должен быть организован систематический контроль за внутренней коррозией трубопроводов путем анализов сетевой воды и конденсата, а также по индикаторам внутренней коррозии, устанавливаемым в наиболее характерных точках (на выводах с ТЭЦ, на концевых участках, в двух-трех промежуточных узлах магистрали).

Неработающая тепловая сеть должна заполняться только деаэрированной водой.

4.12.28. Из паропроводов насыщенного пара конденсат должен непрерывно отводиться через конденсатоотводчики.

Работа конденсатоотводчиков на общий конденсатопровод без установки обратных клапанов запрещается.

4.12.29. Секционирующие задвижки и запорная арматура в нормальном режиме должны быть в полностью открытом или полностью закрытом положении; регулировать ими расход теплоносителя запрещается.

4.12.30. Среднегодовая утечка теплоносителя из водяных тепловых сетей должна быть не более 0,25% среднегодового объема воды в тепловой сети и присоединенных к ней системах теплопотребления в час независимо от схемы их присоединения (за исключением систем горячего водоснабжения, присоединенных через водоподогреватели).

При определении утечки теплоносителя не должен учитываться расход воды на наполнение теплопроводов и систем теплопотребления при их ремонте и подключении новых участков сети и потребителей.

4.12.31. Ежегодно после окончания отопительного сезона в тепловых сетях должны выявляться дефекты, подлежащие устранению при ремонте. График ремонтных работ должен быть составлен исходя из условия одновременного ремонта трубопроводов сети и тепловых пунктов.

После ремонта до начала отопительного периода должна быть проведена гидравлическая опрессовка сетей с проверкой плотности установленной запорной и регулирующей арматуры. Работа должна быть организована в соответствии с «Правилами устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды» Госгортехнадзора СССР.

Каждый участок тепловых сетей должен быть испытан пробным давлением, равным 1,25 рабочего, но не менее 16 кгс/кв. см (1,6 МПа) для подающих и обратных трубопроводов.

При отсутствии на трубопроводе устройств, изменяющих давление воды в нем, рабочее давление должно быть отнесено ко всему трубопроводу независимо от его протяженности.

Подающие и обратные трубопроводы должны быть испытаны раздельно по условию прочности неподвижных опор.

4.12.32. Для гидравлических испытаний на прочность и плотность трубопроводы тепловых сетей должны заполняться водой температурой не выше 45 °C.

На время проведения испытаний тепловой сети пробным давлением тепловые пункты и системы теплопотребления должны быть надежно отключены.

4.12.33. Испытания тепловых сетей на расчетную температуру теплоносителя должны проводиться не реже 1 раза в 2 года. Испытаниям должна подвергаться вся сеть источника теплоснабжения до тепловых пунктов систем теплопотребления.

Одновременное проведение испытаний тепловых сетей на расчетную температуру теплоносителя, прочность и плотность запрещается.

Испытания по определению тепловых и гидравлических потерь в тепловых сетях должны проводиться на магистралях, характерных для данной сети по конструкции прокладки, сроку службы и условиям эксплуатации, с периодичностью 1 раз в 5 лет по графику, утвержденному главным инженером энергообъединения.

4.12.34. Объем и периодичность испытаний тепловых сетей на потенциал блуждающих токов должны соответствовать «Инструкции по защите тепловых сетей от электрохимической коррозии».

4.12.35. Отключение устройств технологической защиты во время работы тепловой сети запрещается.

В период ремонта или устранения аварии устройства технологической защиты тепловых сетей могут быть отключены только с разрешения главного инженера Теплосети или его заместителя. Работоспособность этих устройств должна периодически проверяться в сроки и в объеме, указанных в местной инструкции.

4.12.36. Для двухтрубных водяных тепловых сетей в основу режима отпуска тепла должен быть положен график центрального качественного регулирования.

При наличии нагрузки горячего водоснабжения минимальная температура воды в подающем трубопроводе сети должна быть не ниже 70 °C.

4.12.37. Гидравлические режимы водяных тепловых сетей должны разрабатываться ежегодно для отопительного и летнего периодов; для открытых систем теплоснабжения в отопительный период режимы должны разрабатываться при максимальном водоразборе из подающего и обратного трубопроводов и при отсутствии водоразбора.

Мероприятия по регулированию расхода воды у потребителей должны быть составлены для каждого отопительного сезона.

Очередность сооружения новых магистралей и насосных станций, предусмотренных схемой теплоснабжения, должна определяться с учетом реального роста присоединяемой тепловой нагрузки, для чего в Теплосети должны быть разработаны гидравлические режимы системы теплоснабжения на ближайшие 3 — 5 лет.

В тепловых сетях должны быть предусмотрены мероприятия для обеспечения теплоснабжения потребителей при выходе из строя насосных станций и отдельных участков основных магистралей.

4.12.38. Давление воды в подающей линии водяных тепловых сетей при работе сетевых насосов должно быть в любой точке не ниже 0,5 кгс/кв. см (50 кПа). Давление воды в трубопроводах и оборудовании источника тепла, тепловых сетей и тепловых пунктов и в верхних точках непосредственно присоединенных систем теплопотребления должно обеспечивать с запасом не менее 0,5 кгс/кв. см (50 кПа) невскипание воды при ее максимальной температуре.

Давление воды в обратной линии водяных тепловых сетей при работе сетевых насосов должно быть в любой точке не ниже 0,5 кгс/кв. см (50 кПа). Давление воды в обратной линии должно быть не выше допустимого для трубопроводов и оборудования источника тепла, тепловых сетей и тепловых пунктов и для непосредственно присоединенных систем теплопотребления.

4.12.39. Статическое давление в системах теплоснабжения должно быть таким, чтобы обеспечивать заполнение водой трубопроводов тепловой сети, а также всех непосредственно присоединенных систем теплопотребления. Статическое давление должно быть не выше допустимого для трубопроводов и оборудования источника тепла, тепловых сетей и тепловых пунктов и непосредственно присоединенных систем теплопотребления.

Статическое давление должно быть определено условно для температуры воды от 1 до 100 °C.

Для магистралей дальнего теплоснабжения, работающих при повышенных температурах сетевой воды, статическое давление должно быть определено исходя из расчетной температуры воды в магистралях.

Если статическое давление в отдельных точках сети превышает допустимое для оборудования источника или систем теплопотребления, должно быть обеспечено автоматическое деление сети на гидравлически изолированные зоны, в каждой из которых должно поддерживаться допустимое давление.

4.12.40. При аварийном прекращении электроснабжения сетевых и перекачивающих насосов Теплосеть должна обеспечить давление в тепловых сетях и системах теплопотребления в пределах допустимого уровня. При возможности превышения этого уровня должна быть предусмотрена установка специальных устройств, предохраняющих систему теплоснабжения от гидроударов.

4.12.41. Трубопроводы и оборудование тепловых сетей, насосных станций, пункты рассечки сети на гидравлически изолированные зоны, а также тепловые пункты должны быть оснащены средствами технологического контроля, автоматического управления и защиты в соответствии с требованиями СНиП 2.04.07-86 «Тепловые сети».

4.12.42. Ремонт тепловых сетей должен проводиться по мере необходимости на основе результатов анализа повреждений, периодических осмотров, испытаний и ежегодных опрессовок и шурфовок. Теплосеть должна систематически заменять аварийные трубопроводы путем их перекладки, а также выполнять другие работы, направленные на повышение надежности эксплуатации оборудования и сетей, эффективности использования отпущенного тепла, уменьшение потерь тепла и сетевой воды.

4.13. КОНТРОЛЬ ЗА СОСТОЯНИЕМ МЕТАЛЛА

4.13.1. Для повышения надежности работы теплоэнергетического оборудования и предотвращения повреждений, которые могут быть вызваны дефектами изготовления деталей, а также развитием процессов ползучести, эрозии, коррозии, снижением прочностных и пластических характеристик при эксплуатации, должен быть организован контроль за состоянием основного и наплавленного металла.

4.13.2. Контроль металла должен проводиться по планам, утвержденным главным инженером электростанции, в сроки и в объемах, предусмотренных нормативно-техническими документами. В нормативно-технических документах должны содержаться требования по контролю за металлом в пределах как нормативного, так и сверхнормативного срока службы.

4.13.3. Контроль металла должна осуществлять лаборатория или служба металлов совместно с персоналом цехов, в ведении которых находится соответствующее оборудование. Для выполнения работ могут быть привлечены специализированные организации.

4.13.4. На электростанции должен быть организован сбор и анализ информации о результатах контроля и повреждениях металла для разработки мероприятий, исключающих аварийные остановы и отказы оборудования. При необходимости должен быть организован дополнительный контроль металла сверх предусмотренного нормативно-техническими документами.

4.13.5. Технические документы, в которых регистрируются результаты контроля, должны храниться до списания оборудования.

4.13.6. Входной контроль должен проводиться в целях определения технического уровня поставляемых узлов и деталей, влияющих на надежность и безопасность оборудования, а также получения данных для сравнительной оценки состояния основного и наплавленного металлов до начала работы оборудования и при последующем эксплуатационном контроле, определения уровня их свойств для оценки соответствия требованиям технических условий и правил Госгортехнадзора СССР.

4.13.7. Входному контролю подлежит металл вновь вводимых теплоэнергетических установок, а также вновь устанавливаемых при ремонте эксплуатируемого оборудования узлов и деталей. Методы и объемы входного контроля металла должны быть определены нормативно-техническими документами.

4.13.8. Эксплуатационный контроль должен быть организован для оценки изменения состояния металла элементов оборудования и определения его пригодности к дальнейшей эксплуатации в пределах нормативного срока службы.

4.13.9. При проведении эксплуатационного контроля металла должна быть измерена остаточная деформация, определены свойства и сплошность основного и наплавленного металла, толщина стенки деталей, работающих в коррозионной среде или находящихся под воздействием эрозионных процессов.

4.13.10. Измерения остаточной деформации с последующим расчетом скорости ползучести должны быть организованы на деталях, работающих при температуре выше 450 °C.

4.13.11. Для измерения толщины стенки и оценки сплошности металла должны применяться, как правило, неразрушающие методы контроля (ультразвуковая и магнитопорошковая дефектоскопия, цветная дефектоскопия, гамма-просвечивание и т.п.).

4.13.12. При необходимости или в соответствии с требованиями нормативно-технических документов для уточнения фактических свойств основного или наплавленного металла, микроструктуры и оценки скорости их изменения может быть произведена вырезка для определения кратковременных и (или) длительных характеристик механических свойств металла.

4.13.13. Дополнительный контроль должен быть организован в целях определения возможности дальнейшей эксплуатации элементов оборудования, отработавших нормативный срок службы, после аварий, а также в других случаях, когда результаты контроля металла окажутся неудовлетворительными для ответственных деталей и узлов (например, барабана, коллекторов котла, корпуса турбины, главных паропроводов, ротора турбины и т.п.).

4.13.14. Для оценки возможности дальнейшей эксплуатации узла или детали приказом по энергообъединению должна быть создана экспертно-техническая комиссия (ЭТК).

4.13.15. ЭТК должны быть проанализированы технические документы по контролю за состоянием металла за весь период эксплуатации соответствующего оборудования, включая результаты контроля непосредственно перед истечением нормативного срока службы; документы о заменах узлов и деталей и причинах их замены, ремонтах и их качестве, об условиях эксплуатации, а также другие необходимые документы.

4.13.16. По результатам анализа должно быть составлено «Решение экспертно-технической комиссии» о возможности дальнейшей эксплуатации узла или детали без ремонта либо об их ремонте или обоснована необходимость их демонтажа. Решение о выводе ответственных деталей и узлов оборудования должно быть принято руководством Минэнерго СССР.

4.13.17. При соответствии свойств металла требованиям нормативно-технических документов ЭТК должен быть назначен дополнительный срок эксплуатации не более 50 тыс. ч.

4.13.18. Технические документы и решение ЭТК должны быть направлены в ПО «Союзтехэнерго» для согласования дополнительного срока эксплуатации.

4.13.19. Разрешение на дальнейшую эксплуатацию элементов котлов и паропроводов должно быть выдано инспектором местного органа Госгортехнадзора СССР, о чем им делается запись в паспорте оборудования.

5. ЭЛЕКТРИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И СЕТЕЙ

5.1. ГЕНЕРАТОРЫ И СИНХРОННЫЕ КОМПЕНСАТОРЫ

5.1.1. При эксплуатации генераторов и синхронных компенсаторов должны быть обеспечены их бесперебойная работа в допустимых режимах, надежное действие систем возбуждения, охлаждения, маслоснабжения, устройств контроля, защиты и автоматики.

5.1.2. Автоматические регуляторы возбуждения (АРВ) должны быть постоянно включены в работу. Отключение АРВ или отдельных их элементов допускается только для ремонта или проверки.

Настройка и действие АРВ должны быть увязаны с общестанционными и системными устройствами автоматики.

На электростанциях и в энергообъединениях должны быть данные об основных параметрах настройки АРВ.

На резервных возбудителях должна быть обеспечена форсировка возбуждения кратностью не ниже 1,3 номинального напряжения ротора.

5.1.3. АРВ и устройства форсировки рабочего возбуждения должны быть настроены так, чтобы при заданном понижении напряжения в сети были обеспечены:

предельное установившееся напряжение возбуждения не ниже двукратного в рабочем режиме, если это значение не ограничено для отдельных старых типов машин;

номинальная скорость нарастания напряжения возбуждения;

автоматическое ограничение заданной длительности форсировки.

5.1.4. Генераторы должны быть введены в эксплуатацию на основном возбуждении.

В условиях эксплуатации переводы с основного возбуждения на резервное и обратно должны выполняться без отключения генераторов от сети.

5.1.5. На всех генераторах, оборудованных автоматами гашения поля с разрывом цепи ротора, должна быть установлена и постоянно находиться в работе специальная защита от перенапряжений (разрядник и т.п.).

5.1.6. Резервные источники маслоснабжения уплотнений генераторов с водородным охлаждением должны автоматически включаться в работу при отключении рабочего источника и снижении давления масла ниже установленного предела.

Для резервирования основных источников маслоснабжения уплотнений генераторов мощностью 60 МВт и более должны быть постоянно включены демпферные (буферные) баки.

5.1.7. Вновь устанавливаемые турбогенераторы и синхронные компенсаторы с водородным охлаждением должны вводиться в эксплуатацию при номинальном давлении водорода.

Для турбогенераторов, имеющих непосредственное водородное или водородно-водяное охлаждение активных частей, работа на воздушном охлаждении под нагрузкой запрещается.

Непродолжительная работа таких машин при воздушном охлаждении разрешается только в режиме холостого хода без возбуждения с температурой воздуха не выше указанной в заводской инструкции. Для турбогенераторов серии ТВФ допускается кратковременное возбуждение машины, отключенной от сети.

5.1.8. Устройства для пожаротушения генераторов и синхронных компенсаторов с воздушным охлаждением должны быть в постоянной готовности к действию и обеспечивать возможность быстрой подачи воды в генератор или компенсатор.

5.1.9. При пуске и во время эксплуатации генераторов и синхронных компенсаторов должен быть организован контроль электрических параметров статора, ротора и системы возбуждения, температуры обмотки и стали статора, охлаждающих сред, уплотнений вала, подшипников и подпятников, удельного сопротивления и расхода дистиллята через обмотки и другие активные и конструктивные части, чистоты и давления водорода, давления и температуры масла в уплотнениях, герметичности систем жидкостного охлаждения, уровня масла в масляных ваннах подшипников и подпятников гидрогенераторов, а также вибрации подшипников и контактных колец турбогенераторов, крестовин и подшипников гидрогенераторов.

5.1.10. Периодичность определения показателей работы газомасляной и водяной систем генераторов и синхронных компенсаторов, находящихся в работе или резерве, должна быть следующей:

температуры точки росы (влажности) водорода в корпусе генератора — не реже 1 раза в неделю, а при неисправной системе индивидуальной осушки газа или влажности, превышающей допустимую, — не реже 1 раза в сутки.

Влажность газа внутри корпуса турбогенератора с полным водяным охлаждением должна контролироваться непрерывно автоматически;

газоплотности корпуса машины (суточной утечки водорода) — не реже 1 раза в месяц;

чистоты водорода в корпусе машины, содержания водорода в газовой ловушке, в картерах подшипников, экранированных токопроводах выводов и кожухах нулевых выводов — не реже 1 раза в неделю по контрольным химическим анализам газов и непрерывно по автоматическим газоанализаторам, а при неисправности автоматического газоанализатора, действующего на сигнал, — не реже 1 раза в сутки;

содержания кислорода в водороде внутри корпуса машины, в поплавковом гидрозатворе, бачке продувки и водородоотделительном баке маслоочистительной установки генератора — в соответствии с утвержденным графиком по данным химического контроля;

показателей качества дистиллята в системе водяного охлаждения обмоток и других частей генератора — в соответствии с типовой инструкцией по эксплуатации генераторов.

5.1.11. Чистота водорода должна быть не ниже: в корпусах генераторов с непосредственным водородным охлаждением и синхронных компенсаторов всех типов — 98%, в корпусах генераторов с косвенным водородным охлаждением при избыточном давлении водорода 0,5 кгс/кв. см (50 кПа) и выше — 97%, с косвенным водородным охлаждением, но при избыточном давлении водорода до 0,5 кгс/кв. см (50 кПа) — 95%.

Температура точки росы водорода в корпусе генератора при рабочем давлении должна быть не более 15 °C и всегда ниже температуры воды на входе в газоохладители.

Температура точки росы газа в корпусе генератора с полным водяным охлаждением должна быть не выше значения, устанавливаемого заводской инструкцией по эксплуатации.

5.1.12. Содержание кислорода в водороде в корпусе генератора (синхронного компенсатора) при указанной в п. 5.1.11 чистоте водорода 98, 97 и 95% должно быть не более 0,8; 1,0 и 1,2% соответственно, а в поплавковом гидрозатворе, бачке продувки и водородоотделительном баке маслоочистительной установки генератора — 2%.

5.1.13. Содержание водорода в картерах подшипников, в экранированных токопроводах, кожухах линейных и нулевых выводов турбогенератора должно быть менее 1%.

5.1.14. Колебания давления водорода в корпусе генератора (синхронного компенсатора) при номинальном избыточном давлении водорода до 1 кгс/кв. см (100 кПа) должны быть не более 20%, а при большем избыточном давлении допускаются не более +/- 0,2 кгс/кв. см (+/- 20 кПа).

5.1.15. На всасывающих магистралях маслонасосов синхронных компенсаторов с водородным охлаждением должно быть обеспечено избыточное давление масла не менее 0,2 кгс/кв. см (20 кПа).

5.1.16. Давление масла в уплотнениях при неподвижном и вращающемся роторе генератора должно превышать давление водорода в корпусе машины. Низший и высший пределы перепада давлений должны указываться в инструкции завода-изготовителя.

5.1.17. В системе маслоснабжения уплотнений вала турбогенераторов должны быть постоянно включены в работу регуляторы давления масла (уплотняющего, прижимного, компенсирующего).

Арматура, установленная на маслопроводах системы масляных уплотнений вала генератора, должна быть опломбирована в рабочем положении.

5.1.18. Суточная утечка водорода в генераторе должна быть не более 5%, а суточный расход с учетом продувок — не более 10% общего количества газа при рабочем давлении.

Суточный расход водорода в синхронном компенсаторе должен быть не более 5% общего количества газа в нем.

5.1.19. Генераторы, как правило, должны включаться в сеть способом точной синхронизации.

При использовании точной синхронизации должна быть введена блокировка от несинхронного включения.

Допускается использование при включении в сеть способа самосинхронизации, если это предусмотрено техническими условиями на поставку или специально согласовано с заводом-изготовителем.

При ликвидации аварии турбогенераторы мощностью до 200 МВт и гидрогенераторы мощностью до 500 МВт разрешается включать на параллельную работу способом самосинхронизации.

5.1.20. Генераторы в случае сброса нагрузки, не связанного с повреждением агрегата или неисправной работой системы регулирования турбины, разрешается включать в сеть без осмотра и ревизии.

5.1.21. Скорость повышения напряжения на генераторах и синхронных компенсаторах не ограничивается.

Скорость набора активной нагрузки для всех генераторов должна быть определена условиями работы турбины или котла.

Скорость повышения тока статора и ротора генераторов и синхронных компенсаторов с косвенным охлаждением обмоток, а также гидрогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток не ограничивается; на турбогенераторах с непосредственным охлаждением обмоток эта скорость в нормальных режимах должна быть не выше скорости набора активной нагрузки, а в аварийных условиях — не ограничивается.

5.1.22. Номинальная мощность генераторов при номинальном коэффициенте мощности (для турбогенераторов мощностью 30 МВт и более также длительная максимальная мощность при установленных значениях коэффициента мощности и параметров охлаждения) и номинальная мощность синхронных компенсаторов должны сохраняться при одновременных отклонениях напряжения до +/- 5% и частоты до +/- 2,5% номинальных значений при условии, что при работе с повышенным напряжением и пониженной частотой сумма абсолютных значений отклонений напряжения и частоты не превышает 6%.

Наибольший ток ротора, полученный при отклонении напряжения в пределах +/- 5%, длительно допустим при работе с номинальной мощностью и номинальными параметрами охлаждающих сред. В случае работы с длительной максимальной мощностью наибольший ток ротора при отклонении напряжения до +/- 5% длительно допустим только при соответствующих параметрах охлаждения.

Для всех генераторов и синхронных компенсаторов наибольшее рабочее напряжение должно быть не выше 110% номинального. При напряжении выше 105% допустимая полная мощность генератора и синхронного компенсатора должна быть установлена в соответствии с указаниями инструкций завода-изготовителя или по результатам испытаний.

При напряжении на генераторе или синхронном компенсаторе ниже 95% номинального ток статора должен быть не выше 105% длительно допустимого.

5.1.23. Длительная перегрузка генераторов и синхронных компенсаторов по току сверх значения, допустимого при данных температуре и давлении охлаждающей среды, запрещается.

В аварийных условиях генераторы и синхронные компенсаторы разрешается кратковременно перегружать по токам статора и ротора согласно государственным стандартам и техническим условиям. Если в них соответствующие указания отсутствуют, при авариях в энергосистеме допускаются кратковременные перегрузки генераторов и синхронных компенсаторов по току статора при указанной в табл. 5.1 кратности тока, отнесенной к номинальному значению.

Продолжительность перегрузки, мин., не более	Косвенное охлаждение обмотки статора	Непосредственное охлаждение обмотки статора
		водой	водородом
60	1,1	1,1	-
15	1,15	1,15	-
10	-	-	1,1
6	1,2	1,2	1,15
5	1,25	1,25	-
4	1,3	1,3	1,2
3	1,4	1,35	1,25
2	1,5	1,4	1,3
1	2,0	1,5	1,5

Допустимая перегрузка по току возбуждения генераторов и синхронных компенсаторов с косвенным охлаждением обмоток определяется допустимой перегрузкой статора. Для турбогенераторов с непосредственным водородным охлаждением обмотки ротора допустимая перегрузка по току возбуждения должна быть определена кратностью тока, отнесенной к номинальному значению тока ротора (табл. 5.2).

Продолжительность перегрузки,	Турбогенераторы
мин., не более	ТВФ, кроме ТВФ-120-2	ТГВ, ТВВ (до 500 МВт включительно), ТВФ-120-2
60	1,06	1,06
4	1,2	1,2
1	1,7	1,5
0,5	2	-
0,33	-	2

5.1.24. При появлении однофазного замыкания на землю в цепи генераторного напряжения турбогенераторы мощностью 150 МВт и более, гидрогенераторы и синхронные компенсаторы мощностью 50 МВт и более должны быть автоматически отключены, а при отказе защиты — немедленно разгружены и отключены от сети. Такие же меры должны быть предусмотрены при замыкании на землю в обмотке статора турбогенераторов, гидрогенераторов и синхронных компенсаторов меньших мощностей с током замыкания более 5 А.

Работа турбогенераторов мощностью менее 150 МВт, гидрогенераторов и синхронных компенсаторов мощностью менее 50 МВт при токе замыкания на землю, не превышающем 5 А, допускается не более 2 ч, по истечении которых они должны быть отключены. Если установлено, что место замыкания на землю находится не в обмотке статора, по усмотрению главного инженера электростанции или предприятия электрических сетей допускается работа генератора или синхронного компенсатора с заземлением в сети продолжительностью до 6 ч.

5.1.25. При появлении сигнала о снижении сопротивления изоляции в цепи возбуждения турбогенератора с непосредственным охлаждением обмотки ротора он должен быть не более чем за 1 ч, а при замыкании на землю — немедленно переведен на резервное возбуждение. Если при этом сопротивление изоляции восстановится, генератор может быть оставлен в работе, если оно останется пониженным, турбогенератор при первой возможности, но не позднее чем через 7 сут. должен быть выведен в ремонт.

При отсутствии системы резервного возбуждения или невозможности ее использования, а также при дальнейшем снижении сопротивления изоляции (ниже значения, указанного в инструкции завода-изготовителя или других нормативно-технических документах) при работе на резервном возбуждении турбогенератор должен быть в течение 1 ч разгружен, отключен от сети и выведен в ремонт.

При появлении замыкания на землю в цепи возбуждения турбогенераторов с косвенным охлаждением обмотки ротора они должны быть переведены на резервное возбуждение. Если при этом замыкание на землю исчезнет, допускается оставить генераторы в работе. При обнаружении замыкания на землю в обмотке ротора турбогенераторы должны быть при первой возможности выведены в ремонт. До вывода в ремонт при устойчивом замыкании обмотки ротора на корпус должна быть введена защита от двойного замыкания на землю в обмотке ротора с действием на сигнал. При проявлении сигнала эти турбогенераторы должны быть немедленно разгружены и отключены от сети.

Работа гидрогенераторов и синхронных компенсаторов с замыканием на землю в цепи возбуждения запрещается.

5.1.26. Допускается длительная работа с разностью токов в фазах, не превышающей 12% номинального для турбогенераторов и 20% для синхронных компенсаторов и дизель-генераторов.

Для гидрогенераторов с системой косвенного воздушного охлаждения обмотки статора допускается разность токов в фазах 20% при мощности 125 МВ x А и ниже, 15% при мощности свыше 125 МВ x А.

Для гидрогенераторов с непосредственным водяным охлаждением обмотки статора допускается разность токов в фазах 10%.

Во всех случаях ни в одной из фаз ток не должен быть выше номинального.

5.1.27. Допускается кратковременная работа турбогенераторов в асинхронном режиме без возбуждения при сниженной нагрузке. Для турбогенераторов с косвенным охлаждением обмоток допустима нагрузка в указанном режиме до 60% номинальной, а продолжительность работы при этом не более 30 мин.

Допустимая нагрузка и продолжительность работы в асинхронном режиме без возбуждения турбогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток должны быть установлены на основании указаний заводских инструкций, а при их отсутствии — на основании результатов специальных испытаний или требований нормативно-технических документов.

Допустимость асинхронных режимов турбогенераторов по их воздействию на сеть должна быть установлена расчетами или испытаниями.

Работа гидрогенераторов и турбогенераторов с наборными зубцами ротора в асинхронном режиме без возбуждения запрещается.

Несинхронная работа отдельного возбужденного генератора любого типа относительно других генераторов электростанции запрещается.

5.1.28. Допустимость и продолжительность работы генератора в режиме электродвигателя ограничиваются условиями работы турбины и определяются заводом-изготовителем турбины или нормативно-техническими документами.

5.1.29. Длительная работа генераторов с коэффициентом мощности ниже номинального и в режиме синхронного компенсатора с перевозбуждением (в индуктивном квадранте) разрешается при токе возбуждения не выше длительно допустимого при данных параметрах охлаждающих сред.

Допустимая реактивная нагрузка генераторов в режиме синхронного компенсатора и синхронных компенсаторов с недовозбуждением (в емкостном квадранте) должна быть установлена на основании результатов специальных тепловых испытаний или требований нормативно-технических документов.

5.1.30. Разрешается длительная работа генераторов с косвенным охлаждением обмоток при повышении коэффициента мощности от номинального до единицы с сохранением номинального значения полной мощности.

Допустимые длительные нагрузки генераторов в режиме работы с недовозбуждением, а также при повышении коэффициента мощности от номинального до единицы для генераторов с непосредственным охлаждением должны быть установлены на основании указаний заводских инструкций, а при их отсутствии — на основании нормативно-технических документов с учетом обеспечения устойчивости параллельной работы в сети.

При регулярной работе генератора в режиме недовозбуждения должно быть обеспечено автоматическое ограничение минимального тока возбуждения.

5.1.31. Работа генераторов с непосредственным жидкостным охлаждением обмоток при отсутствии циркуляции дистиллята или масла в обмотках во всех режимах, кроме режима холостого хода, без возбуждения запрещается.

В случае прекращения циркуляции охлаждающей жидкости в обмотках с непосредственным жидкостным охлаждением нагрузка должна быть автоматически снята в течение 2 мин. (если в инструкциях на отдельные типы генераторов не оговорены более жесткие требования), генератор должен быть отключен от сети и возбуждение — снято.

5.1.32. Сопротивление изоляции всей цепи возбуждения генераторов и синхронных компенсаторов с газовым охлаждением обмотки ротора и с воздушным охлаждением элементов системы возбуждения, измеренное мегаомметром на напряжение 500 — 1000 В, должно быть не менее 0,5 МОм.

При водяном охлаждении обмотки ротора или элементов системы возбуждения допустимые значения сопротивления изоляции цепи возбуждения определяются заводскими инструкциями по эксплуатации генераторов и систем возбуждения и «Нормами испытания электрооборудования».

Работа генераторов и синхронных компенсаторов, имеющих сопротивление изоляции цепей возбуждения ниже нормированных значений, допускается только с разрешения главного инженера электростанции или предприятия электрических сетей с учетом требований п. 5.1.25.

5.1.33. Качество дистиллята (изоляционного масла), циркулирующего в системе жидкостного охлаждения обмоток и выпрямительных установок генераторов, должно соответствовать требованиям типовой и заводских инструкций по эксплуатации генераторов и систем возбуждения.

При снижении удельного сопротивления дистиллята до 100 кОм x см должна действовать предупредительная сигнализация, а при его снижении до 50 кОм x см генератор должен быть разгружен, отключен от сети и возбуждение снято.

5.1.34. Сопротивление изоляции подшипников и корпусов уплотнений вала генераторов, синхронных компенсаторов и возбудителей при полностью собранных маслопроводах, измеренное мегаомметром на напряжение 1000 В, должно быть не менее 1 МОм, а для подпятников и подшипников гидрогенераторов — не менее 0,3 МОм, если в инструкциях не оговаривается более жесткая норма.

Исправность изоляции подшипников и уплотнений вала турбогенераторов, подшипников синхронных компенсаторов с воздушным охлаждением и возбудителей, а также подшипников и подпятников гидрогенераторов (если позволяет конструкция последних) должна проверяться не реже 1 раза в месяц.

Исправность изоляции подшипников синхронных компенсаторов с водородным охлаждением должна быть проверена при капитальном ремонте.

5.1.35. Для предотвращения повреждений генератора, работающего в блоке с трансформатором, при неполнофазных отключениях или включениях выключателя генератор должен быть отключен смежными выключателями секции или системы шин, к которой присоединен блок.

5.1.36. Вибрация подшипников турбогенераторов должна соответствовать требованиям п. 4.4.26, а крестовин и подшипников гидрогенераторов — требованиям п. 3.3.14.

У синхронных компенсаторов с номинальной частотой вращения 750 и 1000 об./мин. двойная амплитуда вибрации подшипников должна быть не выше 80 мкм.

Вибрация контактных колец турбогенераторов должна измеряться не реже 1 раза в 3 мес. и быть не выше 300 мкм.

5.1.37. После монтажа и капитального ремонта генераторы и синхронные компенсаторы, как правило, могут быть включены в работу без сушки. Необходимость сушки устанавливается «Нормами испытания электрооборудования».

5.1.38. Заполнение генераторов с непосредственным охлаждением обмоток водородом и освобождение от него в нормальных условиях должны проводиться при неподвижном роторе или вращении его от валоповоротного устройства.

В аварийных условиях освобождение от водорода может быть начато во время выбега машины.

Водород или воздух должен быть вытеснен из генератора (синхронного компенсатора) инертными газами (углекислым газом или азотом) в соответствии с «Инструкцией по эксплуатации газомасляной системы водородного охлаждения генераторов».

5.1.39. На электростанциях, где установлены генераторы с водородным охлаждением, запас водорода должен обеспечивать его 10-дневный эксплуатационный расход и однократное заполнение одного генератора наибольшего газового объема, а запас углекислого газа или азота — шестикратное заполнение генератора с наибольшим газовым объемом.

При наличии на электростанции резервного электролизера допускается уменьшение запаса водорода в ресиверах на 50%.

5.1.40. Запас водорода на подстанциях, где установлены синхронные компенсаторы с водородным охлаждением, должен обеспечивать 20-дневный эксплуатационный расход водорода и однократное заполнение одного компенсатора с наибольшим газовым объемом, а при наличии электролизной установки — 10-дневный расход и однократное заполнение указанного компенсатора. Запас углекислого газа или азота на таких подстанциях должен обеспечивать трехкратное заполнение этого же компенсатора.

5.1.41. Обслуживание и ремонт системы газового охлаждения (газопроводов, арматуры, газоохладителей), элементов системы непосредственного жидкостного охлаждения обмоток внутри корпуса генератора, а также электрооборудования всей водяной и газомасляной систем, перевод турбогенератора с воздушного охлаждения на водородное и наоборот, участие в приемке из ремонта масляных уплотнений, поддержание заданных чистоты и давления водорода в генераторе должен осуществлять электрический цех электростанции.

Надзор за работой и ремонт системы маслоснабжения уплотнений вала (включая регуляторы давления масла), масляных уплотнений вала всех типов, оборудования и распределительной сети охлаждающей воды до газоохладителей, а также оборудования системы подачи и слива охлаждающего дистиллята вне генератора должен осуществлять турбинный или котлотурбинный цех.

На тех электростанциях, где имеется специализированный ремонтный цех, ремонт указанного оборудования должен выполнять этот цех.

5.1.42. Капитальные и текущие ремонты генераторов должны быть совмещены с капитальными и текущими ремонтами турбин.

Капитальные ремонты синхронных компенсаторов должны проводиться 1 раз в 4 — 5 лет.

Первые ремонтные работы с выемкой ротора на турбогенераторах и синхронных компенсаторах, включая усиление крепления лобовых частей, переклиновку пазов статора, проверку крепления шин и кронштейнов, проверку крепления и плотности запрессовки сердечника статора, должны быть проведены не позднее чем через 8000 ч работы после ввода в эксплуатацию. Первые ремонтные работы на гидрогенераторах должны быть проведены не позднее чем через 6000 ч.

Выемка роторов генераторов и синхронных компенсаторов при последующих ремонтах должна осуществляться по мере необходимости или в соответствии с требованиями нормативно-технических документов.

5.1.43. Профилактические испытания и измерения на генераторах и синхронных компенсаторах должны проводиться в соответствии с «Нормами испытания электрооборудования».

5.2. ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛИ

5.2.1. При эксплуатации электродвигателей, их пускорегулирующих устройств и защит должна быть обеспечена их надежная работа при пуске и в рабочих режимах.

5.2.2. На шинах собственных нужд электростанции напряжение должно поддерживаться в пределах 100 — 105% номинального. При необходимости допускается работа электродвигателей при напряжении 90 — 110% номинального.

5.2.3. На электродвигатели и приводимые ими механизмы должны быть нанесены стрелки, указывающие направление вращения. На электродвигателях и их пусковых устройствах должны быть надписи с наименованием агрегата, к которому они относятся.

5.2.4. Продуваемые электродвигатели, устанавливаемые в пыльных помещениях и помещениях с повышенной влажностью, должны быть оборудованы устройствами подвода чистого охлаждающего воздуха, температура которого должна соответствовать требованиям заводской инструкции.

Плотность тракта охлаждения (корпуса электродвигателя, воздуховодов, заслонок) должна проверяться не реже 1 раза в год.

Индивидуальные электродвигатели внешних вентиляторов охлаждения должны автоматически включаться и отключаться при включении и отключении основных электродвигателей.

5.2.5. Электродвигатели с водяным охлаждением статора или ротора должны быть оборудованы устройствами, сигнализирующими о появлении воды в корпусе. Эксплуатация оборудования и аппаратуры систем водяного охлаждения, качество конденсата должны соответствовать требованиям заводских инструкций.

5.2.6. При перерыве в электропитании собственных нужд должен быть обеспечен самозапуск электродвигателей ответственных механизмов при повторной подаче напряжения.

Время перерыва питания, определяемое выдержками времени технологических и резервных электрических защит, должно быть не более 2,5 с. В порядке исключения допускается большее время перерыва питания, если обеспечивается самозапуск электродвигателей, который должен быть подтвержден расчетно-экспериментальным путем. Перечень ответственных механизмов должен быть утвержден главным инженером электростанции.

5.2.7. Электродвигатели с короткозамкнутыми роторами разрешается пускать из холодного состояния 2 раза подряд, из горячего — 1 раз.

Повторные включения электродвигателей в случае отключения их основными защитами разрешаются после обследования и проведения контрольных измерений сопротивления изоляции.

Для двигателей ответственных механизмов, не имеющих резерва, повторное включение разрешается после внешнего осмотра двигателя.

Повторное включение двигателей в случаях действия резервных защит до выяснения причины отключения запрещается.

5.2.8. Электродвигатели, длительно находящиеся в резерве, должны осматриваться и опробоваться вместе с механизмами по утвержденному главным инженером графику. При этом у электродвигателей наружной установки, не имеющих обогрева, должны проверяться сопротивление изоляции обмотки статора и коэффициент абсорбции.

5.2.9. Вертикальная (удвоенная амплитуда колебаний) и поперечная составляющие вибрации, измеренные на подшипниках электродвигателей, сочлененных с углеразмольными механизмами, дымососами и другими механизмами, вращающиеся рабочие части которых быстро изнашиваются, должны быть не выше следующих значений:

Синхронная частота вращения, об./мин. 3000 1500 1000 750 и менее

Допустимая вибрация подшипников, мкм 50 100 130 160

Для электродвигателей остальных механизмов нормы вибрации должны быть не выше следующих значений:

Синхронная частота вращения, об./мин. 3000 1500 1000 750 и менее

Допустимая вибрация подшипников, мкм 30 60 80 95

Периодичность измерений вибрации ответственных механизмов должна быть установлена по графику, утвержденному главным инженером электростанции.

5.2.10. Надзор за нагрузкой электродвигателей, вибрацией, температурой подшипников и охлаждающего воздуха, уход за подшипниками (поддержание требуемого уровня масла) и устройствами подвода воздуха и воды для охлаждения обмоток, а также операции по пуску и останову электродвигателя должен осуществлять дежурный персонал цеха, обслуживающего механизм.

В случаях, когда через камеры охладителей проходят токоведущие части, надзор и обслуживание схемы охлаждения электродвигателей должен осуществлять персонал электроцеха.

5.2.11. Для электродвигателей механизмов, подверженных технологическим перегрузкам, должен быть организован контроль тока статора.

5.2.12. Профилактические испытания и ремонт электродвигателей, их съем и установку при ремонте должен проводить персонал электроцеха, за исключением электродвигателей задвижек, обслуживаемых цехом тепловой автоматики и измерений.

5.2.13. Центровку и балансировку агрегата; снятие, ремонт и установку соединительных муфт (полумуфт электродвигателя и механизма) и выносных подшипников; ремонт вкладышей подшипников скольжения электродвигателей, фундаментов и рамы, масляной системы (при принудительной смазке подшипников), устройств подвода воздуха и воды для охлаждения обмоток, охладителей, не встроенных в статор электродвигателей, должен проводить персонал цеха, обслуживающего приводимый механизм, или персонал подрядной организации, производящей ремонт оборудования на данной электростанции.

5.2.14. Профилактические испытания и измерения на электродвигателях должны быть организованы в соответствии с «Нормами испытания электрооборудования».

5.3. СИЛОВЫЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ И МАСЛЯНЫЕ РЕАКТОРЫ

5.3.1. При эксплуатации трансформаторов (автотрансформаторов) и масляных реакторов (далее — реакторов) должна быть обеспечена их длительная и надежная работа путем:

соблюдения нагрузок, напряжений и температур в пределах установленных норм;

поддержания характеристик масла и изоляции в нормированных пределах;

содержания в исправном состоянии устройств охлаждения, регулирования напряжения, защиты масла и др.

5.3.2. Трансформаторы (реакторы), оборудованные устройствами газовой защиты, должны быть установлены так, чтобы крышка имела подъем по направлению к газовому реле не менее 1%, а маслопровод — к расширителю не менее 2%. Полость выхлопной трубы должна быть соединена с полостью расширителя. При необходимости мембрана (диафрагма) на выхлопной трубе должна быть заменена аналогичной, поставленной заводом-изготовителем.

5.3.3. Высокорасположенные (3 м и выше) части работающих трансформаторов и реакторов должны осматриваться со стационарных лестниц с соблюдением требований ПТБ.

5.3.4. Стационарные средства пожаротушения, маслоприемники, маслоотводы и маслосборники должны быть в исправном состоянии.

5.3.5. На баках трансформаторов и реакторов наружной установки должны быть указаны станционные (подстанционные) номера. Такие же номера должны быть на дверях и внутри трансформаторных пунктов и камер.

На баки однофазных трансформаторов и реакторов должна быть нанесена расцветка фазы.

Трансформаторы и реакторы наружной установки должны быть окрашены в светлые тона краской, стойкой к атмосферным воздействиям и воздействию масла.

5.3.6. Питание электродвигателей устройств охлаждения трансформаторов (реакторов) должно быть осуществлено, как правило, от двух источников, а для трансформаторов (реакторов) с принудительной циркуляцией масла — с применением АВР.

5.3.7. Устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) трансформаторов должны быть в работе и, как правило, с автоматическим управлением. Их работа должна контролироваться по показаниям счетчиков числа операций.

Переключение устройства РПН трансформатора, находящегося под напряжением, вручную (рукояткой) запрещается.

5.3.8. Вентиляция трансформаторных подстанций и камер должна обеспечивать работу трансформаторов во всех нормированных режимах.

5.3.9. На трансформаторах и реакторах с принудительной циркуляцией воздуха и масла (охлаждение вида ДЦ) и на трансформаторах с принудительной циркуляцией воды и масла (охлаждение вида Ц) устройства охлаждения должны автоматически включаться (отключаться) одновременно с включением (отключением) трансформатора или реактора. Принудительная циркуляция масла должна быть непрерывной независимо от нагрузки. Порядок включения (отключения) систем охлаждения должен быть определен заводской инструкцией.

Эксплуатация трансформаторов и реакторов с искусственным охлаждением без включенных в работу устройств сигнализации о прекращении циркуляции масла, охлаждающей воды или об останове вентиляторов запрещается.

5.3.10. На трансформаторах с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла (система охлаждения Д) электродвигатели вентиляторов должны автоматически включаться при достижении температуры масла 55 °C или номинальной нагрузки независимо от температуры масла и отключаться при снижении температуры масла до 50 °C, если при этом ток нагрузки менее номинального.

Условия работы трансформаторов с отключенным дутьем должны быть определены заводской инструкцией.

5.3.11. При масловодяном охлаждении трансформаторов давление масла в маслоохладителях должно превышать давление циркулирующей в них воды не менее чем на 0,1 кгс/кв. см (10 кПа).

Система циркуляции воды должна быть включена после включения масляного насоса при температуре верхних слоев масла не ниже 15 °C и отключена при снижении температуры масла до 10 °C.

Должны быть предусмотрены меры для предотвращения замораживания маслоохладителей, насосов и водяных магистралей.

5.3.12. Масло в расширителе неработающего трансформатора (реактора) должно быть на уровне отметки, соответствующей температуре масла в трансформаторе (реакторе).

5.3.13. При номинальной нагрузке температура верхних слоев масла должна быть (если заводами-изготовителями не оговорены иные температуры) у трансформатора и реактора с охлаждением ДЦ не выше 75 °C, с естественным масляным охлаждением М и охлаждением Д не выше 95 °C; у трансформаторов с охлаждением Ц температура масла на входе в маслоохладитель должна быть не выше 70 °C.

5.3.14. Допускается продолжительная работа трансформаторов (при мощности не более номинальной) при напряжении на любом ответвлении обмотки на 10% выше номинального для данного ответвления. При этом напряжение на любой обмотке должно быть не выше наибольшего рабочего.

Для автотрансформаторов с ответвлениями в нейтрали для регулирования напряжения или предназначенных для работы с последовательными регулировочными трансформаторами допускаемое повышение напряжения должно быть определено заводом-изготовителем.

5.3.15. Для масляных трансформаторов допускается длительная перегрузка по току любой обмотки на 5% номинального тока ответвления, если напряжение на ответвлении не превышает номинального.

Кроме того, для трансформаторов в зависимости от режима работы допускаются систематические перегрузки, значение и длительность которых регламентируются типовой инструкцией по эксплуатации трансформаторов и инструкциями заводов-изготовителей.

В автотрансформаторах, к обмоткам низкого напряжения которых подключены генератор, синхронный компенсатор или нагрузка, должен быть организован контроль тока общей части обмотки высшего напряжения.

5.3.16. В аварийных режимах допускается кратковременная перегрузка трансформаторов сверх номинального тока при всех системах охлаждения, независимо от длительности и значения предшествующей нагрузки и температуры охлаждающей среды, в следующих пределах:

Масляные трансформаторы

 Перегрузка по току, %                          30    45    60    75    100
 Длительность перегрузки, мин.                  120   80    45    20    10

Сухие трансформаторы

 Перегрузка по току, %                          20    30    40    50    60
 Длительность перегрузки, мин.                  60    45    32    18    5

Допускается перегрузка масляных трансформаторов сверх номинального тока до 40% общей продолжительностью не более 6 ч в сутки в течение 5 сут. подряд при полном использовании всех устройств охлаждения трансформатора, если подобная перегрузка не обусловлена требованиями, указанными в инструкции по эксплуатации трансформаторов или нормативно-технических документах.

5.3.17. При аварийном отключении устройств охлаждения условия работы трансформаторов определяются требованиями заводской документации.

5.3.18 Включение трансформаторов на номинальную нагрузку допускается:

с системами охлаждения М и Д при любой отрицательной температуре воздуха;

с системами охлаждения ДЦ и Ц при температурах окружающего воздуха не ниже минус 25 °C. При более низких температурах трансформатор должен быть предварительно прогрет включением на нагрузку 0,5 номинальной без запуска системы циркуляции масла до достижения температуры верхних слоев масла минус 25 °C, после чего должна быть включена система циркуляции масла. В аварийных условиях допускается включение трансформатора на полную нагрузку независимо от температуры окружающего воздуха;

при системе охлаждения с направленным потоком масла в обмотках трансформаторов НДЦ, НЦ — в соответствии с заводскими инструкциями.

5.3.19. Переключающие устройства РПН трансформаторов разрешается включать в работу при температуре верхних слоев масла минус 20 °C и выше (для погружных резисторных устройств РПН) и минус 45 °C и выше (для устройств РПН с токоограничивающими реакторами, а также для переключающих устройств с контактором, расположенным на опорном изоляторе вне бака трансформатора и оборудованным устройством искусственного подогрева).

Эксплуатация устройств РПН должна быть организована в соответствии с требованиями инструкций заводов-изготовителей.

5.3.20. Для каждой электроустановки в зависимости от графика нагрузки с учетом надежности питания потребителей должно быть определено количество одновременно работающих трансформаторов.

В распределительных электросетях напряжением до 20 кВ включительно должны быть организованы измерения нагрузок и напряжений трансформаторов не реже 2 раз в год; в первый год эксплуатации — в период максимальных и номинальных нагрузок, в дальнейшем — по необходимости.

5.3.21. Нейтрали обмоток 110 кВ и выше автотрансформаторов и реакторов, а также трансформаторов 330 кВ и выше должны работать в режиме глухого заземления.

Допускается заземление нейтрали трансформаторов и автотрансформаторов через специальные реакторы.

Трансформаторы 110 и 220 кВ с испытательным напряжением нейтрали соответственно 100 и 200 кВ могут работать с разземленной нейтралью при условии ее защиты разрядником. При обосновании расчетами допускается работа с разземленной нейтралью трансформаторов 110 кВ с испытательным напряжением нейтрали 85 кВ, защищенной разрядником.

5.3.22. При срабатывании газового реле на сигнал должен быть произведен наружный осмотр трансформатора (реактора), отобран газ из реле для анализа и проверки на горючесть. В случае, если газ горючий или в нем обнаружены продукты разложения изоляции, трансформатор (реактор) должен быть немедленно отключен.

Трансформаторы и реакторы напряжением 330 кВ и выше при срабатывании газового реле даже в случае выделения негорючего газа и отсутствия в нем продуктов разложения изоляции должны быть разгружены и отключены для устранения причин появления газа. Если отключение трансформатора (реактора) вызовет недоотпуск электроэнергии, он может быть оставлен в работе на срок, устанавливаемый главным инженером энергопредприятия.

5.3.23. В случае автоматического отключения трансформатора (реактора) действием защит от внутренних повреждений трансформатор (реактор) можно включать в работу только после осмотра, испытаний, анализа газа, масла и устранения выявленных нарушений.

В случае отключения трансформатора (реактора) от защит, действие которых не связано с его повреждением, он может быть включен вновь без проверок.

5.3.24. Трансформаторы мощностью 1 МВ x А и более и реакторы должны эксплуатироваться с системой непрерывной регенерации масла в термосифонных или адсорбционных фильтрах.

Масло в расширителе трансформаторов (реакторов) должно быть защищено от непосредственного соприкосновения с окружающим воздухом.

У трансформаторов и реакторов, оборудованных специальными устройствами, предотвращающими увлажнение масла, эти устройства должны быть постоянно включены независимо от режима работы трансформатора (реактора). Эксплуатация указанных устройств должна быть организована в соответствии с инструкциями завода-изготовителя.

Масло маслонаполненных вводов должно быть защищено от окисления и увлажнения.

5.3.25. Включение в сеть трансформатора (реактора) должно осуществляться толчком на полное напряжение.

Трансформаторы, работающие в блоке с генератором, могут включаться вместе с генератором подъемом напряжения с нуля.

5.3.26 Осмотр трансформаторов (реакторов) без их отключения должен производиться в следующие сроки:

а) в установках с постоянным дежурством персонала:

главных трансформаторов электростанций и подстанций, основных и резервных трансформаторов собственных нужд и реакторов — 1 раз в сутки;

остальных трансформаторов — 1 раз в неделю;

б) в установках без постоянного дежурства персонала — не реже 1 раза в месяц, в трансформаторных пунктах — не реже 1 раза в 6 мес.

В зависимости от местных условий и состояния трансформаторов (реакторов) указанные сроки могут быть изменены главным инженером энергопредприятия.

5.3.27. Текущие ремонты трансформаторов (реакторов) должны проводиться в зависимости от их состояния и по мере необходимости. Периодичность текущих ремонтов должна быть установлена главным инженером энергопредприятия.

5.3.28 Капитальные ремонты должны проводиться:

трансформаторов напряжением 110 — 150 кВ мощностью 125 МВ x А и более, трансформаторов напряжением 220 кВ и выше, реакторов, основных трансформаторов собственных нужд электростанций — не позднее чем через 12 лет после ввода в эксплуатацию, с учетом результатов профилактических испытаний, а в дальнейшем — по мере необходимости, в зависимости от результатов испытаний и состояния;

остальных трансформаторов — в зависимости от результатов испытаний и их состояния.

5.3.29. Профилактические испытания трансформаторов (реакторов) должны быть организованы в соответствии с «Нормами испытания электрооборудования» и заводскими инструкциями.

5.4. РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА

5.4.1. Электрооборудование распределительных устройств (РУ) всех видов и напряжений по номинальным данным должно удовлетворять условиям работы как при номинальных режимах, так и при коротких замыканиях, перенапряжениях и перегрузках.

Персонал, обслуживающий РУ, должен располагать схемами и указаниями по допустимым режимам работы электрооборудования в нормальных и аварийных условиях.

Распределительные устройства напряжением 330 кВ и выше должны быть оснащены средствами биологической защиты в виде стационарных, переносных или инвентарных экранов, а также средствами индивидуальной защиты.

5.4.2. Класс изоляции электрооборудования должен соответствовать номинальному напряжению сети, а устройства защиты от перенапряжений — уровню изоляции электрооборудования.

При расположении электрооборудования в местностях с загрязненной атмосферой на стадии проектирования и эксплуатации должны быть осуществлены меры, обеспечивающие надежную работу изоляции: в открытых распределительных устройствах (ОРУ) — усиление, обмывка, очистка, покрытие гидрофобными пастами; в закрытых распределительных устройствах (ЗРУ) — защита от проникновения пыли и вредных газов; в комплектных распределительных устройствах наружной установки (КРУН) — герметизация шкафов и обработка изоляции гидрофобными пастами.

5.4.3. Температура воздуха внутри помещений ЗРУ в летнее время должна быть не более 40 °C. В случае ее превышения должны быть приняты меры к понижению температуры оборудования или охлаждению воздуха.

5.4.4. Должны быть приняты меры, исключающие попадание животных и птиц в помещение ЗРУ, камеры КРУ и КРУН.

Покрытие полов должно быть таким, чтобы не происходило образования цементной пыли.

5.4.5. Между деревьями и токоведущими частями РУ должны быть расстояния, при которых исключена возможность перекрытия.

5.4.6. Кабельные каналы и наземные лотки ОРУ и ЗРУ должны быть закрыты несгораемыми плитами, а места выхода кабелей из кабельных каналов, туннелей, этажей и переходы между кабельными отсеками должны быть уплотнены несгораемым материалом.

Туннели, подвалы, каналы должны содержаться в чистоте, а дренажные устройства обеспечивать беспрепятственный отвод воды.

5.4.7. Маслоприемники, гравийные подсыпки, дренажи и маслоотводы должны поддерживаться в исправном состоянии.

5.4.8. Уровень масла в масляных выключателях, измерительных трансформаторах и вводах должен оставаться в пределах шкалы маслоуказателя при максимальной и минимальной температуре окружающего воздуха.

Масло негерметичных вводов должно быть защищено от увлажнения.

5.4.9. За температурой разъемных соединений шин в РУ должен быть организован контроль по утвержденному графику.

5.4.10. Распределительные устройства напряжением 3 кВ и выше должны быть оборудованы блокировкой, предотвращающей возможность ошибочных операций разъединителями, отделителями, короткозамыкателями, выкатными тележками комплектных РУ (КРУ) и заземляющими ножами. Блокировочные устройства, кроме механических, должны быть постоянно опломбированы.

5.4.11. На столбовых, трансформаторных подстанциях, переключательных пунктах и других устройствах, не имеющих ограждений, приводы разъединителей и шкафы щитков низкого напряжения должны быть заперты на замок.

Стационарные лестницы у площадки обслуживания должны быть сблокированы с разъединителями и также заперты на замок.

5.4.12. Для наложения заземлений в РУ напряжением 3 кВ и выше должны, как правило, применяться стационарные заземляющие ножи.

Рукоятки приводов заземляющих ножей должны быть окрашены в красный цвет, а заземляющие ножи, как правило, — в черный.

5.4.13. На дверях и внутренних стенках камер ЗРУ, оборудовании ОРУ, лицевых и внутренних частях КРУ наружной и внутренней установки, сборках, а также на лицевой и оборотной стороне панелей щитов должны быть выполнены надписи, указывающие назначение присоединений и их диспетчерское наименование.

На дверях РУ должны быть предупреждающие знаки в соответствии с требованиями «Правил применения и испытания средств защиты, используемых в электроустановках».

На предохранительных щитках и (или) у предохранителей присоединений должны быть надписи, указывающие номинальный ток плавкой вставки.

5.4.14. В РУ должны находиться переносные заземления, средства по оказанию первой помощи пострадавшим от несчастных случаев, защитные и противопожарные средства.

Для РУ, обслуживаемых оперативно-выездными бригадами (ОВБ), переносные заземления, средства по оказанию первой помощи и защитные средства могут находиться у ОВБ.

5.4.15 Осмотр оборудования РУ без отключения от сети должен быть организован:

на объектах с постоянным дежурством персонала: не реже 1 раза в 3 сут.; в темное время суток для выявления разрядов, коронирования — не реже 1 раза в месяц;

на объектах без постоянного дежурства персонала — не реже 1 раза в месяц, а в трансформаторных и распределительных пунктах — не реже 1 раза в 6 мес.

При неблагоприятной погоде (сильный туман, мокрый снег, гололед и т.п.) или усиленном загрязнении на ОРУ должны быть организованы дополнительные осмотры.

О всех замеченных неисправностях должны быть произведены записи, а на предприятиях электросетей, кроме того, должно быть сообщено вышестоящему инженерно-техническому персоналу.

Неисправности должны быть устранены в кратчайший срок.

5.4.16. Шкафы с аппаратурой устройств релейной защиты и автоматики, связи и телемеханики, шкафы управления и распределительные шкафы воздушных выключателей, а также шкафы приводов масляных выключателей, отделителей, короткозамыкателей и двигательных приводов разъединителей, установленные в РУ, в которых температура окружающего воздуха может быть ниже допустимого значения, должны иметь устройства электроподогрева.

5.4.17. Время между остановом и последующим запуском рабочих компрессоров (нерабочая пауза) должно быть не менее 60 мин. для компрессоров с рабочим давлением 40 — 45 кгс/кв. см (4,0 — 4,5 МПа) и не менее 90 мин. для компрессоров с рабочим давлением 230 кгс/кв. см (23 МПа).

5.4.18. Автоматическое управление, защита и сигнализация воздухоприготовительной установки, а также предохранительные клапаны должны систематически проверяться и регулироваться согласно действующим нормативно-техническим документам.

5.4.19. Осушка сжатого воздуха для коммутационных аппаратов должна осуществляться термодинамическим способом.

Требуемая степень осушки сжатого воздуха обеспечивается при кратности перепада между номинальным компрессорным и номинальным рабочим давлением коммутационных аппаратов не менее двух — для аппаратов с номинальным рабочим давлением 20 кгс/кв. см (2 МПа) и не менее четырех — для аппаратов с номинальным рабочим давлением 26 — 40 кгс/кв. см (2,6 — 4 МПа).

Допускаются также и другие способы осушки сжатого воздуха, например адсорбционные.

5.4.20. Влага из всех воздухосборников компрессорного давления 40 — 45 кгс/кв. см (4 — 4,5 МПа) должна удаляться не реже 1 раза в 3 сут., а на объектах без постоянного дежурства персонала — по утвержденному графику.

Днища воздухосборников и предохранительный клапан должны быть утеплены и оборудованы устройством электроподогрева, включаемым на время, необходимое для таяния льда при отрицательных температурах наружного воздуха.

Удаление влаги из конденсатосборников групп баллонов давлением 230 кгс/кв. см (23 МПа) должно осуществляться автоматически при каждом запуске компрессоров. Во избежание замерзания влаги нижние части баллонов и конденсатосборники должны быть установлены в теплоизоляционной камере с электроподогревом <1>.

---

<1> За исключением баллонов, установленных после блоков очистки сжатого воздуха.

5.4.21. Резервуары воздушных выключателей и других аппаратов, а также воздухосборники и баллоны должны удовлетворять требованиям «Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением» Госгортехнадзора СССР.

Резервуары воздушных выключателей и других аппаратов высокого напряжения регистрации в органах Госгортехнадзора СССР не подлежат.

Внутренний осмотр воздухосборников и баллонов компрессорного давления, а также резервуаров воздушных выключателей и других аппаратов должен проводиться не реже 1 раза в 4 года, а гидравлические испытания их (кроме резервуаров воздушных выключателей и других аппаратов) — не реже 1 раза в 8 лет.

Гидравлические испытания резервуаров воздушных выключателей должны проводиться в тех случаях, когда при осмотре обнаруживаются дефекты, вызывающие сомнение в достаточной прочности резервуаров.

Внутренние поверхности резервуаров должны иметь антикоррозионное покрытие.

5.4.22. Сжатый воздух, используемый в воздушных выключателях и приводах других коммутационных аппаратов, должен быть очищен от механических примесей с помощью фильтров, установленных в распределительных шкафах каждого воздушного выключателя или на питающем привод каждого аппарата воздухопроводе. После окончания монтажа воздухоприготовительной сети перед первичным наполнением резервуаров воздушных выключателей и приводов других аппаратов должны быть продуты все воздухопроводы.

Для предупреждения загрязнения сжатого воздуха в процессе эксплуатации должны проводиться продувки:

магистральных воздухопроводов при плюсовой температуре окружающего воздуха — не реже 1 раза в 2 мес.;

воздухопроводов отпаек от сети до распределительного шкафа и от шкафов до резервуаров каждого полюса выключателей и приводов других аппаратов с их отсоединением от аппарата — после каждого среднего ремонта аппарата;

резервуаров воздушных выключателей — после текущих и средних ремонтов, а также при нарушении режимов работы компрессорных станций.

5.4.23. У воздушных выключателей должна периодически проверяться бесперебойность вентиляции внутренних полостей изоляторов (для выключателей, имеющих указатели).

Периодичность проверок должна быть установлена на основании рекомендаций заводов-изготовителей.

5.4.24. Выключатели и их приводы должны быть оборудованы указателями отключенного и включенного положений.

На выключателях со встроенным приводом или с приводом, расположенным в непосредственной близости от выключателя и не отделенным от него сплошным непрозрачным ограждением (стенкой), допускается установка одного указателя — на выключателе или на приводе. На выключателях, наружные контакты которых ясно указывают включенное положение, наличие указателя на выключателе и встроенном или не отгороженном стенкой приводе необязательно.

Приводы разъединителей, заземляющих кожей, отделителей, короткозамыкателей и других аппаратов, отделенных от аппаратов стенкой, должны иметь указатели отключенного и включенного положений.

5.4.25 Ремонт (средний) оборудования РУ должен производиться:

масляных выключателей — 1 раз в 6 — 8 лет при контроле характеристик выключателя с приводом в межремонтный период;

выключателей нагрузки, разъединителей и заземляющих ножей — 1 раз в 4 — 8 лет (в зависимости от конструктивных особенностей);

воздушных выключателей — 1 раз в 4 — 6 лет;

отделителей и короткозамыкателей с открытым ножом и их приводов — 1 раз в 2 — 3 года;

компрессоров — 1 раз в 2 — 3 года;

всех аппаратов и компрессоров — после исчерпания ресурса независимо от продолжительности эксплуатации.

Первый ремонт установленного оборудования должен быть проведен в сроки, указанные в технической документации завода-изготовителя.

Ремонт разъединителей внутренней установки, при котором требуется снятие напряжения с шин или перевод присоединений с одной системы шин на другую, может производиться по мере необходимости.

Периодичность ремонтов может быть изменена исходя из опыта эксплуатации. Изменение периодичности ремонтов по присоединениям, находящимся в ведении диспетчера энергосистемы, осуществляется решением главного инженера энергообъединения, а по остальным присоединениям — решением главного инженера энергопредприятия.

Текущие ремонты оборудования РУ, а также проверка его действия (опробование) должны проводиться по мере необходимости в сроки, установленные главным инженером энергопредприятия.

5.4.26. Испытания электрооборудования РУ должны быть организованы в соответствии с «Нормами испытания электрооборудования».

5.5. АККУМУЛЯТОРНЫЕ УСТАНОВКИ

5.5.1. При эксплуатации аккумуляторных установок должны быть обеспечены их длительная надежная работа и необходимый уровень напряжения на шинах постоянного тока в нормальных и аварийных режимах.

5.5.2. При приемке вновь смонтированной или вышедшей из капитального ремонта аккумуляторной батареи должны быть проверены: емкость батареи током 10-часового разряда, качество заливаемого электролита, напряжение элементов в конце заряда и разряда и сопротивление изоляции батареи относительно земли. Батареи должны вводиться в эксплуатацию после достижения ими 100% номинальной емкости.

5.5.3. Аккумуляторные батареи должны эксплуатироваться в режиме постоянного подзаряда. Для батарей типов С и СК напряжение подзаряда должно составлять 2,2 +/- 0,05 В на элемент.

Подзарядная установка должна обеспечивать стабилизацию напряжения на шинах батареи с отклонениями, не превышающими 2% номинального напряжения.

Дополнительные элементы батарей, постоянно не используемые в работе, должны иметь отдельное устройство подзаряда.

5.5.4. Кислотные батареи должны эксплуатироваться без тренировочных разрядов и периодических уравнительных перезарядов. Один раз в год должен быть проведен дозаряд батареи напряжением 2,3 — 2,35 В на элемент до достижения установившегося значения плотности электролита во всех элементах 1,2 — 1,21 г/куб. см. Продолжительность дозаряда зависит от состояния батареи и должна быть не менее 6 ч.

Кроме того, на подстанциях не менее 1 раза в год должна проверяться работоспособность батареи по падению напряжения при толчковых токах.

Уравнительный заряд всей батареи или отдельных элементов должен осуществляться по мере необходимости.

5.5.5. На электростанциях 1 раз в 1 — 2 года должен выполняться контрольный разряд батареи для определения ее фактической емкости (в пределах номинальной емкости).

На подстанциях контрольные разряды батарей должны проводиться по мере необходимости. В тех случаях, когда число элементов недостаточно, чтобы обеспечить напряжение на шинах в конце разряда в заданных пределах, допускается снижать на 50 — 70% номинальную емкость или осуществлять разряд части основных элементов.

Значение тока разряда каждый раз должно быть одно и тоже. Результаты измерений при контрольных разрядах должны сравниваться с результатами измерений предыдущих разрядов. Заряжать и разряжать батарею допускается током, значение которого не выше максимального для данной батареи.

Температура электролита в конце заряда должна быть не выше 40 °C.

5.5.6. Приточно-вытяжная вентиляция помещения аккумуляторной батареи на электростанциях должна быть включена перед началом заряда батареи и отключена после полного удаления газов, но не раньше чем через 1,5 ч после окончания заряда.

Порядок эксплуатации системы вентиляции в помещениях аккумуляторных батарей на подстанциях с учетом конкретных условий должен быть определен местной инструкцией.

При режиме постоянного подзаряда и дозаряда напряжением до 2,3 В на элемент помещение аккумуляторной батареи должно вентилироваться в соответствии с местной инструкцией.

5.5.7. После аварийного разряда батареи на электростанции последующий ее заряд до емкости, равной 90% номинальной, должен быть осуществлен не более чем за 8 ч. При этом напряжение на аккумуляторах может достигать 2,5 — 2,7 В на элемент.

5.5.8. При применении выпрямительных устройств для подзаряда и заряда аккумуляторных батарей цепи переменного и постоянного тока должны быть связаны через разделительный трансформатор. Выпрямительные устройства должны быть оборудованы устройствами сигнализации об отключении.

5.5.9. Напряжение на шинах постоянного тока, питающих цепи управления, устройства релейной защиты, сигнализации, автоматики и телемеханики, в нормальных эксплуатационных условиях допускается поддерживать на 5% выше номинального напряжения электроприемников.

Все сборки и кольцевые магистрали постоянного тока должны быть обеспечены резервным питанием.

5.5.10 Сопротивление изоляции аккумуляторной батареи в зависимости от номинального напряжения должно быть следующим:

Напряжение аккумуляторной батареи, В       220     110     60     48     24
Сопротивление изоляции, кОм, не менее      100     50      30     25     15

Устройство для контроля изоляции на шинах постоянного оперативного тока должно действовать на сигнал при снижении сопротивления изоляции одного из полюсов до уставки 20 кОм в сети 220 В, 10 кОм в сети 110 В, 6 кОм в сети 60 В, 5 кОм в сети 48 В, 3 кОм в сети 24 В.

В условиях эксплуатации сопротивление изоляции сети постоянного оперативного тока должно быть не ниже двукратного значения уставки устройства контроля изоляции.

5.5.11. При срабатывании устройства сигнализации в случае снижения уровня изоляции относительно земли в цепи оперативного тока должны быть немедленно приняты меры к устранению неисправностей. При этом производство работ без снятия напряжения в этой сети, за исключением поисков места повреждения изоляции, запрещается.

5.5.12. Анализ электролита кислотной аккумуляторной батареи должен проводиться ежегодно по пробам, взятым из контрольных элементов. Количество контрольных элементов должно быть установлено главным инженером энергопредприятия в зависимости от состояния батареи, но не менее 10%. Контрольные элементы должны ежегодно меняться. При контрольном разряде пробы электролита должны отбираться в конце разряда.

Для доливки должна применяться дистиллированная вода, проверенная на отсутствие хлора и железа.

Допускается использование парового конденсата, удовлетворяющего требованиям государственного стандарта на дистиллированную воду.

Для уменьшения испарения баки аккумуляторных батарей типов С и СК должны накрываться пластинами из стекла или другого изоляционного материала, не вступающего в реакцию с электролитом. Использование масла для этой цели запрещается.

5.5.13. Температура в помещении аккумуляторной батареи должна поддерживаться не ниже 10 °C; на подстанциях без постоянного дежурства персонала допускается понижение температуры до 5 °C.

5.6.14. На дверях помещения аккумуляторной батареи должны быть надписи: «Аккумуляторная», «Огнеопасно», «С огнем не входить», «Курение запрещается».

5.5.15. Осмотр аккумуляторных батарей должен проводиться по графику, утвержденному главным инженером энергопредприятия.

Измерения напряжения, плотности и температуры электролита каждого элемента должны выполняться не реже 1 раза в месяц.

5.5.16. Обслуживание аккумуляторных установок на электростанциях и подстанциях должно быть возложено на аккумуляторщика или специально обученного электромонтера (с совмещением профессии). На каждой аккумуляторной установке должен быть журнал для записи данных осмотров и объемов проведенных работ.

5.5.17 Персонал, обслуживающий аккумуляторную установку, должен быть обеспечен:

приборами для контроля напряжения отдельных элементов батареи, плотности и температуры электролита;

специальной одеждой и специальным инвентарем согласно типовой инструкции.

5.5.18. Ремонт аккумуляторной установки должен быть организован по мере необходимости.

Капитальный ремонт батареи должен быть проведен, как правило, не ранее чем через 15 лет эксплуатации.

5.5.19. Батарея с кислотными аккумуляторами закрытого типа должна эксплуатироваться в соответствии с требованиями инструкции завода-изготовителя.

5.6 КОНДЕНСАТОРНЫЕ УСТАНОВКИ <1>

---

<1> Установки напряжением 6 кВ и выше и частотой 50 Гц, предназначенные для выработки реактивной мощности и регулирования напряжения.

5.6.1. Конденсаторная установка должна быть в состоянии, обеспечивающем ее длительную и надежную работу.

5.6.2. Управление режимом работы конденсаторной установки должно быть, как правило, автоматическим. Конденсаторная установка (конденсаторная батарея или ее секция) должна включаться при снижении напряжения ниже номинального и отключаться при напряжении 105 — 110% номинального.

5.6.3. Допускается работа конденсаторной установки при напряжении 110% номинального и с перегрузкой по току до 130% за счет повышения напряжения и содержания в составе тока высших гармонических составляющих.

5.6.4. Если напряжение на выводах единичного конденсатора превышает 110% его номинального напряжения, эксплуатация конденсаторной установки запрещается.

5.6.5. Температура окружающего воздуха в месте установки конденсаторов должна быть не выше верхнего значения, указанного в инструкции по эксплуатации конденсаторов. При превышении этой температуры должны быть приняты меры, усиливающие эффективность вентиляции. Если в течение 1 ч не произошло снижения температуры, конденсаторная установка должна быть отключена.

5.6.6 Не допускается включение конденсаторной установки при температуре конденсаторов ниже:

минус 40 °C — для конденсаторов климатического исполнения У и Т;

минус 60 °C — для климатического исполнения ХЛ.

Включение конденсаторной установки разрешается лишь после повышения температуры конденсаторов (окружающего воздуха) до указанных значений и выдержки их при этой температуре в течение времени, указанного в инструкции по их эксплуатации.

6.6.7. Если токи в фазах различаются более чем на 10%, работа конденсаторной установки запрещается.

5.6.8. При отключении конденсаторной установки повторное ее включение допускается не ранее чем через 1 мин. после отключения.

5.6.9. Включение конденсаторной установки, отключившейся от действия защит, разрешается после выяснения и устранения причины, вызвавшей ее отключение.

5.6.10. Конденсаторы с пропиткой трихлордифенилом должны иметь на корпусе около таблички с техническими данными отличительный знак в виде равностороннего треугольника желтого цвета со стороной 40 мм.

При обслуживании конденсаторов должны быть приняты меры, предотвращающие попадание трихлордифенила в окружающую среду. Вышедшие из строя конденсаторы с трихлордифенилом подлежат уничтожению (захоронению) по согласованию с санитарно-эпидемиологическими станциями.

5.6.11 Осмотр конденсаторной установки без отключения проводится в следующие сроки:

на объектах с постоянным дежурством персонала — не реже 1 раза в сутки;

на объектах без постоянного дежурства персонала — не реже 1 раза в месяц.

5.6.12. Капитальные ремонты конденсаторных установок должны проводиться не реже 1 раза в 6 лет.

Периодичность капитальных ремонтов может быть изменена с учетом опыта эксплуатации.

Текущие ремонты конденсаторных установок должны проводиться по мере необходимости.

5.6.13. Испытания электрооборудования и устройств конденсаторных установок должны быть организованы в соответствии с «Нормами испытания электрооборудования».

5.7. ВОЗДУШНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

5.7.1. При эксплуатации воздушных линий электропередачи (ВЛ) должны проводиться техническое обслуживание и ремонт, направленные на обеспечение их надежной работы.

5.7.2. При согласовании технической документации на вновь проектируемые ВЛ энергообъединения и предприятия электрических сетей должны предоставлять проектным организациям имеющиеся данные о фактических условиях в зоне проектируемой ВЛ (климатические условия, загрязнения и другие данные, характеризующие местные условия) и требовать учета этих условий в проектах.

5.7.3. При сооружении ВЛ, подлежащей сдаче в эксплуатацию предприятию электрических сетей, последним должны быть организованы технический надзор за производством работ, проверка соответствия выполненных работ утвержденной технической документации.

5.7.4. Приемка в эксплуатацию ВЛ предприятием электрических сетей (энергообъединением) должна производиться в соответствии со СНиП 3.01.04-87 «Приемка в эксплуатацию законченных строительством объектов» и действующими правилами приемки в эксплуатацию законченных строительством линий электропередачи.

5.7.5. При техническом обслуживании должны проводиться работы по предохранению элементов ВЛ от преждевременного износа путем выполнения профилактических проверок и измерений, устранения повреждений и неисправностей.

При капитальном ремонте ВЛ должен быть выполнен комплекс мероприятий, направленных на поддержание или восстановление первоначальных эксплуатационных характеристик ВЛ в целом или отдельных ее элементов путем ремонта деталей и элементов или замены их новыми, повышающими их надежность и улучшающими эксплуатационные характеристики линии.

Перечень работ, относящихся к техническому обслуживанию и капитальному ремонту, должен быть установлен типовыми инструкциями по эксплуатации ВЛ.

5.7.6. Техническое обслуживание и ремонтные работы должны быть организованы, как правило, комплексно путем проведения всех необходимых работ одновременно с максимально возможным сокращением продолжительности отключения ВЛ. Они могут проводиться с отключением линии, одной фазы (пофазный ремонт) и без снятия напряжения.

5.7.7. Техническое обслуживание и ремонт ВЛ должны выполняться с использованием специальных машин, механизмов, транспортных средств, такелажа, оснастки, инструмента и приспособлений.

Средства механизации должны быть укомплектованы в соответствии с нормами и размещены на ремонтно-производственных базах (РПБ) предприятий и их подразделений.

Бригады, выполняющие работы на ВЛ, должны быть оснащены средствами связи с РПБ и диспетчерскими пунктами.

5.7.8. При эксплуатации ВЛ должны строго соблюдаться правила охраны электрических сетей и контролироваться их выполнение.

Предприятие электрических сетей должно информировать предприятия и организации, находящиеся в районе прохождения ВЛ, о требованиях указанных правил.

Предприятие электрических сетей должно принимать меры к приостановлению работ в охранной зоне ВЛ, выполняемых другими организациями (предприятиями, колхозами, совхозами) с нарушением правил охраны электрических сетей, и привлекать к ответственности в установленном порядке нарушителей этих правил.

5.7.9. Антикоррозионное покрытие неоцинкованных металлических опор и металлических деталей железобетонных и деревянных опор, а также стальных тросов и оттяжек опор должно восстанавливаться по мере необходимости по распоряжению главного инженера энергопредприятия.

5.7.10. Трасса ВЛ должна периодически расчищаться от кустарников и деревьев и содержаться в безопасном в пожарном отношении состоянии; должна поддерживаться установленная ширина просек и проводиться обрезка деревьев. Деревья, создающие угрозу падения на провода и опоры, должны быть вырублены с последующим уведомлением об этом организации, в ведении которой находятся насаждения.

5.7.11. Для предотвращения нарушений работы ВЛ отдельные деревья, растущие вне просеки и угрожающие падением на провода или опоры ВЛ, должны быть вырублены с последующим уведомлением об этом организации, в ведении которой находятся насаждения, и оформлением лесорубочных билетов (ордеров).

5.7.12. На участках ВЛ, подверженных интенсивному загрязнению, должна применяться специальная или усиленная изоляция и при необходимости выполняться чистка (обмывка) изоляции, замена загрязненных изоляторов.

В зонах интенсивных загрязнений изоляции птицами и местах их массовых гнездований должны применяться специальные устройства, исключающие посадку птиц над гирляндами или отпугивающие птиц.

5.7.13. При эксплуатации ВЛ в пролетах пересечения действующей линии с другими ВЛ и линиями связи на каждом проводе или тросе пересекающей ВЛ допускается не более двух соединителей; количество соединений проводов и тросов на пересекаемой ВЛ не регламентируется.

5.7.14 Предприятия электрических сетей должны содержать в исправном состоянии:

сигнальные знаки на берегах в местах пересечения ВЛ с судоходной или сплавной рекой, озером, водохранилищем, каналом, установленные согласно «Уставу внутреннего водного транспорта Союза ССР» по согласованию с бассейновым управлением водного пути (управлением каналов);

устройства светоограждения, установленные на опорах ВЛ в соответствии с требованиями «Правил маркировки и светоограждения высотных препятствий»;

постоянные знаки, установленные на опорах в соответствии с проектом ВЛ и требованиями нормативно-технических документов.

5.7.15. Предприятие электрических сетей должно следить за исправностью габаритных знаков, устанавливаемых на пересечениях ВЛ с шоссейными дорогами; габаритных ворот, устанавливаемых в местах пересечения ВЛ с железнодорожными путями, по которым возможно передвижение негабаритных грузов и кранов. Установка и обслуживание габаритных ворот и знаков на пересечениях производятся организациями, в ведении которых находятся железнодорожные пути и шоссейные дороги.

5.7.16. При эксплуатации ВЛ должны быть организованы их периодические и внеочередные осмотры. График периодических осмотров должен быть утвержден главным инженером предприятия электрических сетей.

Периодичность осмотров каждой ВЛ по всей длине должна быть не реже 1 раза в год <1>. Кроме того, не реже 1 раза в год инженерно-техническим персоналом должны проводиться выборочные осмотры отдельных участков линий, включая все линии (участки), подлежащие капитальному ремонту.

---

<1> В данном и последующих пунктах настоящей главы слова «не реже» означают, что конкретные сроки выполнения данного мероприятия в пределах, установленных настоящими Правилами, должны быть определены главным инженером энергопредприятия.

Верховые осмотры с выборочной проверкой проводов и тросов в зажимах и в дистанционных распорках на ВЛ напряжением 35 кВ и выше или их участках, имеющих срок службы 20 лет и более, или проходящих в зонах интенсивного загрязнения, а также по открытой местности должны производиться не реже 1 раза в 5 лет; на остальных ВЛ 35 кВ и выше (участках) не реже 1 раза в 10 лет.

На ВЛ 0,38 — 20 кВ верховые осмотры должны проводиться при необходимости.

5.7.17 Внеочередные осмотры ВЛ или их участков должны проводиться:

при образовании на проводах и тросах гололеда, при пляске проводов, во время ледохода и разлива рек, при лесных и степных пожарах, а также после других стихийных бедствий;

после автоматического отключения ВЛ релейной защитой.

5.7.18 На ВЛ должны выполняться следующие профилактические проверки и измерения:

проверка состояния трассы ВЛ при проведении осмотров и измерения габаритов от поросли до проводов при необходимости;

контроль загнивания деталей деревянных опор в соответствии с действующими нормами, а также перед подъемом на опору или сменой деталей;

проверка состояния изоляторов и линейной арматуры и визуально при проведении осмотров ВЛ, а также проверка электрической прочности подвесных тарельчатых фарфоровых изоляторов в соответствии с действующими нормами;

проверка состояния опор, проводов, тросов при проведении осмотров;

проверка состояния болтовых соединений проводов ВЛ напряжением 35 кВ и выше путем электрических измерений не реже 1 раза в 5 лет; болтовые соединения, оказавшиеся в неудовлетворительном состоянии, должны быть подвергнуты ревизии. Электрические измерения соединений проводов, выполненных сваркой, скруткой, опрессованием, не требуются.

Во время приемки ВЛ в эксплуатацию все соединения проводов и тросов должны быть проверены визуально и на соответствие геометрических размеров;

сопротивления заземления опор и тросов, а также повторных заземлений нулевого провода — в соответствии с п. 5.10.7;

сопротивления петли фаза-нуль на ВЛ напряжением до 1000 В при приемке в эксплуатацию, в дальнейшем — при подключении новых потребителей и выполнении работ, вызывающих изменение этого сопротивления.

По мере необходимости должны проверяться: состояние антикоррозионного покрытия металлических опор и траверс, металлических подножников и анкеров оттяжек и их креплений с выборочным вскрытием грунта; состояние металлических и железобетонных опор, фундаментов и приставок; расстояния от проводов до поверхности земли и различных объектов в местах сближения и пересечения, на ВЛ с совместной подвеской проводов и между проводами разных линий — в пролете; стрелы провеса проводов и тросов; тяжение в оттяжках опор; наклоны опор; состояние бандажей и болтовых соединений опор.

5.7.19. Неисправности, обнаруженные при осмотре ВЛ и производстве профилактических проверок и измерений, должны быть отмечены в эксплуатационной документации и в зависимости от их характера устранены в кратчайший срок или при проведении технического обслуживания или капитального ремонта ВЛ.

5.7.20. Капитальный ремонт ВЛ на железобетонных и металлических опорах должен выполняться не реже 1 раза в 10 лет, ВЛ на опорах с деревянными деталями — не реже 1 раза в 5 лет.

5.7.21. Конструктивные изменения опор и других элементов ВЛ, а также способа закрепления опор в грунте должны выполняться только при наличии технической документации и с разрешения главного инженера предприятия электрических сетей.

5.7.22. Плановый ремонт и реконструкция ВЛ, проходящих по сельскохозяйственным угодьям, должны проводиться по согласованию с землепользователями.

Работы по предотвращению нарушений в работе ВЛ и ликвидации последствий таких нарушений могут производиться в любое время года без согласования с землепользователями, но с уведомлением их о проводимых работах. После выполнения указанных работ предприятие электрических сетей должно привести земельные угодья в состояние, пригодное для их использования по целевому назначению, а также возместить землепользователям убытки, причиненные при производстве работ.

5.7.23. Организации, эксплуатирующие ВЛ с совместной подвеской проводов, должны проводить плановые ремонты в согласованные сроки. В аварийных случаях ремонтные работы должны проводиться с предварительным уведомлением другой стороны (владельца линии или проводов).

5.7.24. На ВЛ напряжением выше 1000 В, подверженных интенсивному гололедообразованию, должна осуществляться плавка гололеда электрическим током.

Предприятие электрических сетей должно контролировать процесс гололедообразования на ВЛ и обеспечивать своевременное включение схем плавки гололеда; ВЛ, на которых производится плавка гололеда, должны быть, как правило, оснащены устройствами автоматического контроля и сигнализации гололедообразования и процесса плавки, а также закорачивающими коммутационными аппаратами.

5.7.25. Для дистанционного определения мест повреждения ВЛ напряжением 110 кВ и выше, а также мест междуфазовых замыканий на ВЛ 6 — 35 кВ должны быть установлены специальные приборы. На ВЛ напряжением 6 — 35 кВ с отпайками должны быть установлены указатели поврежденного участка.

Предприятия электрических сетей должны быть оснащены переносными приборами для определения мест замыкания на землю ВЛ 6 — 35 кВ.

5.7.26. В целях своевременной ликвидации аварийных повреждений на ВЛ на предприятиях электрических сетей (в энергообъединениях) должен храниться аварийный запас материалов и деталей согласно установленным нормам.

5.8. СИЛОВЫЕ КАБЕЛЬНЫЕ ЛИНИИ

5.8.1. При эксплуатации силовых кабельных линий должны проводиться техническое обслуживание и ремонтные мероприятия, направленные на обеспечение их надежной работы.

5.8.2. Для каждой кабельной линии при вводе в эксплуатацию должны быть установлены наибольшие допустимые токовые нагрузки. Нагрузки должны быть определены по участку трассы с наихудшими тепловыми условиями, если длина участка не менее 10 м. Повышение этих нагрузок допускается на основе тепловых испытаний при условии, что нагрев жил не будет превышать допустимый государственными стандартами и техническими условиями. При этом нагрев кабелей должен проверяться на участках трасс с наихудшими условиями охлаждения.

5.8.3. В кабельных сооружениях должен быть организован систематический контроль за тепловым режимом работы кабелей, температурой воздуха и работой вентиляционных устройств.

Температура воздуха внутри кабельных туннелей, каналов и шахт в летнее время должна быть выше температуры наружного воздуха не более чем на 10 °C.

5.8.4. На период послеаварийного режима допускается перегрузка по току для кабелей с пропитанной бумажной изоляцией на напряжение до 10 кВ и кабелей с изоляцией из полиэтилена и поливинилхлоридного пластика — на 15%, для кабелей с изоляцией из резины и вулканизированного полиэтилена — на 18% длительно допустимой нагрузки продолжительностью не более 6 ч в сутки в течение 5 сут., но не более 100 ч в год, если нагрузка в остальные периоды не превышает длительно допустимой.

Для кабелей, находящихся в эксплуатации более 15 лет, кратность перегрузки должна быть снижена до 1,1.

Перегрузка кабелей с пропитанной бумажной изоляцией на напряжение 10 и 35 кВ запрещается.

Перегрузка кабельных линий на напряжение 110 кВ и выше должна регламентироваться нормативно-техническими документами.

5.8.5. Для каждой маслонаполненной линии или ее секции напряжением 110 кВ и выше в зависимости от профиля линии должны быть установлены пределы допустимых изменений давления масла. При отклонениях от них кабельная линия должна быть отключена, и ее включение разрешается только после выявления и устранения причин нарушений.

5.8.6. Пробы масла из маслонаполненных кабельных линий и пробы жидкости из муфт кабелей с пластмассовой изоляцией на напряжение 110 кВ и выше должны отбираться перед включением новой линии в работу, через 1 год после включения, затем через 3 года и в последующем 1 раз в 6 лет.

5.8.7. При сдаче в эксплуатацию кабельных линий на напряжение свыше 1000 В кроме документации, предусмотренной СНиП и отраслевыми правилами приемки, должны быть оформлены и переданы энергопредприятию:

исполнительный чертеж трассы с указанием мест установки соединительных муфт, выполненный в масштабе 1:200 и 1:500 в зависимости от развития коммуникаций в данном районе трассы;

скорректированный проект кабельной линии, который для кабельных линий на напряжение 110 кВ и выше должен быть согласован с заводом — изготовителем кабелей и эксплуатирующей организацией;

чертеж профиля кабельной линии в местах пересечения с дорогами и другими коммуникациями для кабельных линий на напряжение 35 кВ и для особо сложных трасс кабельных линий на напряжение 6 — 10 кВ;

акты состояния кабелей на барабанах и в случае необходимости протоколы разборки и осмотра образцов (для импортных кабелей разборка обязательна);

кабельный журнал;

инвентарная опись всех элементов кабельной линии;

акты строительных и скрытых работ с указанием пересечений и сближений кабелей со всеми подземными коммуникациями;

акты на монтаж кабельных муфт;

акты приемки траншей, блоков, труб, каналов под монтаж;

акты на монтаж устройств по защите кабельных линий от электрохимической коррозии, а также результаты коррозионных испытаний в соответствии с проектом:

протокол испытания изоляции кабельной линии повышенным напряжением после прокладки;

результаты измерения сопротивления изоляции;

акты осмотра кабелей, проложенных в траншеях и каналах перед закрытием;

протокол прогрева кабелей на барабанах перед прокладкой при низких температурах;

акт проверки и испытания автоматических стационарных установок систем пожаротушения и пожарной сигнализации.

Кроме перечисленной документации при приемке в эксплуатацию кабельной линии напряжением 110 кВ и выше монтажной организацией должны быть дополнительно переданы энергопредприятию:

исполнительные высотные отметки кабеля и подпитывающей аппаратуры (для линий 110 — 220 кВ низкого давления);

результаты испытаний масла во всех элементах линий;

результаты пропиточных испытаний;

результаты опробования и испытаний подпитывающих агрегатов на линиях высокого давления;

результаты проверки систем сигнализации давления;

акты об усилиях тяжения при прокладке;

акты об испытаниях защитных покровов повышенным напряжением после прокладки;

протоколы заводских испытаний кабелей, муфт и подпитывающей аппаратуры;

результаты испытаний устройств автоматического подогрева муфт;

результаты измерения тока по токопроводящим жилам и оболочкам (экранам) каждой фазы;

результаты измерения рабочей емкости жил кабелей;

результаты измерения активного сопротивления изоляции;

результаты измерения сопротивления заземления колодцев и концевых муфт.

При сдаче в эксплуатацию кабельных линий на напряжение до 1000 В должны быть оформлены и переданы заказчику: кабельный журнал, скорректированный проект линий, акты, протоколы испытаний и измерений.

5.8.8. Прокладка и монтаж кабельных линий всех напряжений, сооружаемых организациями других ведомств и передаваемых в эксплуатацию, должны быть выполнены под техническим надзором эксплуатирующей организации.

5.8.9. Каждая кабельная линия должна иметь паспорт, включающий документацию, указанную в п. 5.8.7, диспетчерский номер или наименование.

Для предприятий, имеющих автоматизированную систему учета, паспортные данные могут быть введены в память ЭВМ.

Открыто проложенные кабели, а также все кабельные муфты должны быть снабжены бирками с обозначениями: на бирках кабелей в конце и начале линии должны быть указаны марки, напряжения, сечения, номера или наименования линии; на бирках соединительных муфт — номер муфты, дата монтажа.

Бирки должны быть стойкими к воздействию окружающей среды.

Бирки должны быть расположены по длине линии через 50 м на открыто проложенных кабелях, а также на поворотах трассы и в местах прохода кабелей через огнестойкие перегородки и перекрытия (с обеих сторон).

5.8.10. Металлическая неоцинкованная броня кабелей, проложенных в кабельных сооружениях, и металлические конструкции с неметаллизированным покрытием, по которым проложены кабели, а также кабельные короба из обычной стали должны периодически покрываться негорючими антикоррозионными лаками и красками.

5.8.11. Нагрузки кабельных линий должны измеряться периодически в сроки, установленные главным инженером энергопредприятия.

На основании данных этих измерений должны уточняться режимы и схемы работы кабельных сетей.

Требования этого пункта распространяются и на кабельные линии потребителей, отходящие от шин распределительных устройств, электростанций и подстанций.

5.8.12 Осмотры кабельных линий должны проводиться 1 раз в следующие сроки, мес.:

Напряжение кабеля, кВ

                                                 До 35        110 - 500

Трассы кабелей, проложенных в земле                3              1

Трассы кабелей, проложенных под усовершенствованным покрытием на территории городов 12 -

Трассы кабелей, проложенных в коллекторах, туннелях, шахтах и по железнодорожным мостам 6 3

Подпитывающие пункты при наличии сигнализации давления масла (при отсутствии

сигнализации - по местным инструкциям)             -              1
Кабельные колодцы                                  24             3

Осмотр кабельных муфт напряжением выше 1000 В должен производиться при каждом осмотре электрооборудования.

Осмотр подводных кабелей должен проводиться в сроки, установленные главным инженером энергопредприятия.

Периодически должны проводиться выборочные контрольные осмотры кабельных линий инженерно-техническим персоналом.

В период паводков и после ливней, а также при отключении кабельной линии релейной защитой проводятся внеочередные осмотры.

О выявленных при осмотрах нарушениях на кабельных линиях должны быть сделаны записи в журнале дефектов и неполадок. Нарушения должны устраняться в кратчайший срок.

5.8.13. Туннели, шахты, кабельные этажи и каналы на электростанциях и подстанциях с постоянным оперативным обслуживанием должны осматриваться не реже 1 раза в месяц, а на электростанциях и подстанциях без постоянного оперативного обслуживания — в сроки, установленные главным инженером энергопредприятия.

5.8.14. Технический надзор и эксплуатация устройств пожарной сигнализации и автоматического пожаротушения, установленных в кабельных сооружениях, должны производиться в соответствии с «Типовой инструкцией по эксплуатации автоматических установок водяного пожаротушения», «Типовой инструкцией по эксплуатации автоматических установок пожарной сигнализации на энергетических предприятиях Минэнерго СССР» и «Инструкцией по эксплуатации установок пожаротушения с применением воздушно-механической пены».

5.8.15. Устройство в кабельных помещениях каких-либо временных и вспомогательных сооружений (мастерских, инструментальных, кладовых и т.д.), а также хранение в них каких-либо материалов и оборудования запрещается.

5.8.16. В районах с электрифицированным рельсовым транспортом или с агрессивными грунтами кабельная линия может быть принята в эксплуатацию только после осуществления ее антикоррозионной защиты.

В этих районах на кабельных линиях должны проводиться измерения блуждающих токов, составляться и систематически корректироваться потенциальные диаграммы кабельной сети (или ее отдельных участков) и карты почвенных коррозионных зон. В городах, где организована совместная антикоррозионная защита для всех подземных коммуникаций, снятие потенциальных диаграмм не требуется.

Потенциалы кабелей должны измеряться в зонах блуждающих токов, местах сближения силовых кабелей с трубопроводами и кабелями связи, имеющими катодную защиту, и на участках кабелей, оборудованных установками по защите от коррозии. На кабелях с шланговыми защитными покровами должно контролироваться состояние антикоррозионного покрытия в соответствии с «Инструкцией по эксплуатации силовых кабельных линий» и «Нормами испытания электрооборудования».

5.8.17. Энергопредприятия должны контролировать выполнение управлениями и службами городского трамвая, метрополитена и электрифицированных железных дорог мероприятий по уменьшению значений блуждающих токов в земле в соответствии с требованиями «Правил защиты подземных металлических сооружений от коррозии».

При обнаружении на кабельных линиях опасности разрушения металлических оболочек вследствие электрокоррозии, почвенной или химической коррозии должны быть приняты меры к ее предотвращению.

За установленными защитными устройствами должно быть установлено регулярное наблюдение.

5.8.18. Раскопки кабельных трасс или земляные работы вблизи них должны проводиться с письменного разрешения энергопредприятия.

5.8.19. Производство раскопок землеройными машинами на расстоянии ближе 1 м от кабеля, а также применение отбойных молотков, ломов и кирок для рыхления грунта над кабелями на глубину более 0,3 м при нормальной глубине прокладки кабелей запрещается.

Применение ударных и вибропогружных механизмов разрешается на расстоянии не менее 5 м от кабелей. Перед началом работ должно быть проведено под надзором персонала энергопредприятия контрольное вскрытие трассы.

Для производства взрывных работ должны быть выданы дополнительные технические условия.

5.8.20. Предприятия электросетей должны периодически оповещать организации и население района, где проходят кабельные трассы, о порядке производства земляных работ вблизи этих трасс.

5.8.21. Кабельные линии должны периодически подвергаться профилактическим испытаниям повышенным напряжением постоянного тока в соответствии с «Нормами испытания электрооборудования».

Необходимость внеочередных испытаний на кабельных линиях после ремонтных работ или раскопок, связанных с вскрытием трасс, определяется руководством энергопредприятия, района, предприятия электросетей.

5.8.22. Для предупреждения электрических пробоев на вертикальных участках кабелей напряжением 20 — 35 кВ вследствие осушения изоляции необходимо их периодически заменять или устанавливать на них стопорные муфты.

На кабельных линиях напряжением 20 — 35 кВ с кабелями с нестекающей пропиточной массой и пластмассовой изоляцией или с газонаполненными кабелями дополнительного наблюдения за состоянием изоляции вертикальных участков и их периодической замены не требуется.

5.8.23. При надзоре за прокладкой и при эксплуатации небронированных кабелей со шланговым покрытием должно обращаться особое внимание на состояние шланга. Кабели со шлангами, имеющими сквозные порывы, задиры и трещины, должны быть отремонтированы или заменены.

5.8.24. Предприятия кабельных сетей должны иметь лаборатории, оснащенные аппаратами для определения мест повреждения, измерительными приборами и передвижными измерительными и испытательными установками.

5.8.25. Образцы поврежденных кабелей и поврежденные кабельные муфты должны подвергаться лабораторным исследованиям для установления причин повреждения и разработки мероприятий по их предотвращению.

5.9. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И ЭЛЕКТРОАВТОМАТИКА

5.9.1. Силовое электрооборудование электростанций, подстанций и электрических сетей должно быть защищено от коротких замыканий и нарушений нормальных режимов устройствами релейной защиты, автоматическими выключателями или предохранителями и оснащено устройствами электроавтоматики, в том числе автоматического регулирования.

Устройства релейной защиты и электроавтоматики (РЗА), в том числе противоаварийной автоматики, должны быть постоянно включены, кроме устройств, которые должны выводиться из работы в соответствии с назначением и принципом действия, режимом работы энергосистемы и условиями селективности.

Устройства аварийной и предупредительной сигнализации должны быть всегда готовы к действию.

5.9.2. В эксплуатации должна быть обеспечена нормальная работа аппаратуры релейной защиты, электроавтоматики и вторичных цепей (допустимые температура, влажность, вибрация, отклонения рабочих параметров от номинальных и др.).

5.9.3. Все случаи срабатывания и отказа срабатывания устройств РЗА, а также выявляемые в процессе их эксплуатации дефекты должны тщательно анализироваться и учитываться в установленном порядке службами РЗА. Выявленные дефекты должны быть устранены.

О каждом случае неправильного срабатывания или отказа срабатывания устройств РЗА, а также о выявленных дефектах схем и аппаратуры вышестоящая организация, в управлении или ведении которой находится устройство, должна быть проинформирована.

5.9.4. На панелях РЗА и шкафах двустороннего обслуживания, а также на панелях и пультах управления на лицевой и оборотной стороне должны быть надписи, указывающие их назначение в соответствии с диспетчерскими наименованиями; на установленной на панелях, пультах и в шкафах с поворотными панелями аппаратуре с обеих сторон должны быть надписи или маркировка согласно схемам.

На устройствах, которыми управляет оперативный персонал (переключающие устройства, сигнальные реле и лампы, испытательные блоки и др.), должны быть соответствующие надписи.

На панели с аппаратурой, относящейся к разным присоединениям или разным устройствам РЗА одного присоединения, которые могут проверяться раздельно, должны быть нанесены четкие разграничительные линии и должна быть обеспечена возможность установки ограждения при проверке отдельных устройств РЗА.

5.9.5. Силовое электрооборудование и линии электропередачи могут находиться под напряжением только с включенной релейной защитой от всех видов повреждений. При выводе из работы или неисправности отдельных видов защит оставшиеся в работе устройства релейной защиты должны обеспечить полноценную защиту электрооборудования и линий электропередачи от всех видов повреждений. Если это условие не выполняется, должна быть осуществлена временная защита или присоединение должно быть отключено.

5.9.6. При наличии быстродействующих релейных защит и устройств резервирования в случае отказа выключателей (УРОВ) все операции по включению линий, шин и оборудования после ремонтов или нахождения без напряжения, а также операции по переключению разъединителями и воздушными выключателями должны осуществляться при введенных в действие этих защитах; если их невозможно ввести в действие, необходимо ввести ускорение на резервных защитах либо выполнить временную защиту, хотя бы неселективную.

5.9.7. Сопротивление изоляции электрически связанных вторичных цепей относительно земли, а также между цепями различного назначения, электрически не связанными (измерительные цепи, цепи оперативного тока, сигнализации), должно поддерживаться в пределах каждого присоединения не ниже 1 МОм.

Сопротивление изоляции вторичных цепей, рассчитанных на рабочее напряжение 60 В и ниже, питающихся от отдельного источника или через разделительный трансформатор, должно поддерживаться не ниже 0,5 МОм.

Сопротивление изоляции измеряется мегаомметром в первом случае на напряжение 1000 — 2500, а во втором случае — 500 В.

При проверке изоляции вторичных цепей должны быть приняты предусмотренные соответствующими инструкциями меры для предотвращения повреждения этих устройств.

5.9.8. При включении после монтажа и первом профилактическом испытании изоляция относительно земли электрически связанных цепей РЗА и всех других вторичных цепей каждого присоединения, а также между электрически не связанными цепями, находящимися в пределах одной панели, за исключением цепей элементов, рассчитанных на рабочее напряжение 60 В и ниже, должна быть испытана напряжением 1000 В переменного тока в течение 1 мин.

Кроме того, напряжением 1000 В в течение 1 мин. должна быть испытана изоляция между жилами контрольного кабеля тех цепей, где имеется повышенная вероятность замыкания между жилами с серьезными последствиями (цепи газовой защиты, цепи конденсаторов, используемых как источник оперативного тока, вторичные цепи трансформаторов тока с номинальным значением тока 1 А и т.п.).

В последующей эксплуатации изоляция цепей РЗА (за исключением цепей напряжением 60 В и ниже) должна испытываться при профилактических восстановлениях напряжением 1000 В переменного тока в течение 1 мин. или выпрямленным напряжением 2500 В с использованием мегаомметра или специальной установки.

Испытание изоляции цепей РЗА напряжением 60 В и ниже производится в процессе ее измерения по п. 5.9.7.

5.9.9. Вновь смонтированные устройства РЗА и вторичные цепи перед вводом в работу должны быть подвергнуты наладке и приемочным испытаниям.

Разрешение на ввод новых устройств и их включение в работу выдается в установленном порядке с записью в журнале релейной защиты и электроавтоматики.

5.9.10 В службе РЗА на устройства РЗА, находящиеся в эксплуатации, должна быть следующая техническая документация:

паспорта-протоколы;

инструкции или методические указания по наладке и проверке;

технические данные об устройствах в виде карт уставок и характеристик;

принципиальные, монтажные или принципиально-монтажные схемы.

Результаты технического обслуживания должны быть занесены в паспорт-протокол (подробные записи по сложным устройствам РЗА при необходимости должны быть сделаны в рабочем журнале).

В службах РЗА энергосистем, службах РЗА ОДУ (ЦДУ ЕЭС СССР) должны быть технические данные об устройствах, находящихся в управлении и ведении этой службы, в виде карт (таблиц) или журналов (характеристик), принципиальных или структурных схем (технологических алгоритмов функционирования).

5.9.11. Вывод из работы устройств РЗА должен быть оформлен в соответствии с п. 6.4.2, 6.4.5, 6.4.6 и 6.4.10.

При угрозе неправильного срабатывания устройство РЗА должно быть выведено из работы с учетом требования п. 5.9.5 без разрешения вышестоящего оперативного персонала, но с последующим сообщением ему (в соответствии с местной инструкцией) и последующим оформлением заявки в соответствии с п. 6.4.6.

5.9.12. Реле, аппараты и вспомогательные устройства РЗА, за исключением тех, уставки которых изменяет оперативный персонал, разрешается вскрывать только работникам служб РЗА, электротехнической лаборатории электроцехов электростанций (ЭТЛ), эксплуатирующим эти устройства, или по их указанию оперативному персоналу.

Работы в устройствах РЗА должен выполнять персонал, обученный и допущенный к самостоятельной проверке соответствующих устройств.

5.9.13. На сборках (рядах) зажимов пультов управления, шкафов и панелей не должны находиться в непосредственной близости зажимы, случайное соединение которых может вызвать включение или отключение присоединения, короткое замыкание в цепях оперативного тока или в цепях возбуждения генератора (синхронного компенсатора).

5.9.14. При работе на панелях и в цепях управления, релейной защиты и электроавтоматики должны быть приняты меры предосторожности против ошибочного отключения оборудования. Работы должны выполняться только изолированным инструментом.

Выполнение этих работ без исполнительных схем, нарядов-допусков с заданными объемами и последовательностью работ запрещается.

По окончании работ должны быть проверены исправность и правильность присоединения цепей тока, напряжения и оперативных цепей. Оперативные цепи РЗА и цепи управления должны быть проверены, как правило, путем опробования в действии.

5.9.15. Работы в устройствах РЗА, которые могут вызвать неправильное отключение защищаемого или других присоединений, а также иные не предусмотренные воздействия, должны производиться по разрешенной заявке, учитывающей эти возможности.

5.9.16. Контроль правильности положения переключающих устройств на панелях и шкафах РЗА, крышек испытательных блоков; контроль исправности предохранителей или автоматических выключателей в цепях управления и защит; контроль работы устройств РЗА по показаниям имеющихся на аппаратах и панелях (шкафах) устройств внешней сигнализации и приборов; опробование выключателей и прочих аппаратов; обмен сигналами высокочастотных защит; измерения контролируемых параметров устройств высокочастотного телеотключения, низкочастотной аппаратуры каналов автоматики, высокочастотной аппаратуры противоаварийной автоматики; измерение тока небаланса в защите шин и устройства контроля изоляции вводов; измерение напряжения небаланса в разомкнутом треугольнике трансформатора напряжения; опробование устройств автоматического повторного включения, автоматического включения резерва и фиксирующих приборов; завод часов автоматических осциллографов и т.п. должен осуществлять оперативный персонал.

Периодичность контроля, порядок действий персонала при выявлении отклонений от норм должны быть установлены местными инструкциями.

5.9.17. Персонал служб РЗА предприятий электросетей и электротехнических лабораторий электростанций должен периодически осматривать все панели и пульты управления, панели релейной защиты, электроавтоматики, сигнализации, обращая особое внимание на правильность положения переключающих устройств (рубильников, ключей управления, накладок и пр.) и крышек испытательных блоков и соответствие их положения схемам и режимам работы электрооборудования.

Периодичность осмотров должна быть установлена руководством предприятия.

Независимо от периодических осмотров персоналом службы РЗА оперативный персонал должен нести ответственность за правильное положение тех элементов РЗА, с которыми ему разрешено выполнять операции.

5.9.18. Устройства РЗА и вторичные цепи должны быть проверены и опробованы в объеме и в сроки, указанные в действующих правилах и инструкциях.

После неправильного срабатывания или отказа срабатывания этих устройств должны быть проведены дополнительные (послеаварийные) проверки.

5.9.19. Провода, присоединенные к сборкам (рядам) зажимов, должны иметь маркировку, соответствующую схемам. Контрольные кабели должны иметь маркировку на концах, в местах разветвления и пересечения потоков кабелей, при проходе их через стены, потолки и пр. Концы свободных жил контрольных кабелей должны быть изолированы.

5.9.20. При устранении повреждений контрольных кабелей с металлической оболочкой или их наращивании соединение жил должно осуществляться с установкой герметичных муфт или с помощью предназначенных для этого коробок. Указанные муфты и коробки должны быть зарегистрированы.

Кабели с поливинилхлоридной и резиновой оболочкой должны соединяться, как правило, с помощью эпоксидных соединительных муфт или на переходных рядах зажимов.

На каждые 50 м одного кабеля в среднем должно быть не более одного из указанных выше соединений.

5.9.21. При применении контрольных кабелей с изоляцией, подверженной разрушению под воздействием воздуха, света и масла, на участках жил от зажимов до концевых разделок должно быть дополнительное покрытие, препятствующее этому разрушению.

5.9.22. Вторичные обмотки трансформаторов тока должны быть всегда замкнуты на реле и приборы или закорочены. Вторичные цепи трансформаторов тока, напряжения и вторичные обмотки фильтров присоединения ВЧ каналов должны быть заземлены.

5.9.23. Установленные на электростанциях и подстанциях самопишущие приборы с автоматическим ускорением записи в аварийных режимах, автоматические осциллографы, в том числе их устройства пуска, фиксирующие приборы (амперметры, вольтметры и омметры) и другие устройства, используемые для анализа работы устройства РЗА и определения места повреждения на линиях электропередачи, должны быть всегда готовы к действию. Ввод и вывод из работы указанных устройств должны осуществляться по заявке.

5.9.24. В цепях оперативного тока должна быть обеспечена селективность действия аппаратов защиты (предохранителей и автоматических выключателей).

Автоматические выключатели, колодки предохранителей должны иметь маркировку с указанием назначения и тока.

5.9.25. Для выполнения оперативным персоналом на панелях в шкафах устройств РЗА переключений с помощью ключей, накладок, испытательных блоков и других приспособлений должны применяться таблицы положения указанных переключающих устройств для используемых режимов.

Об операциях по этим переключениям должна быть сделана запись в оперативный журнал.

5.9.26. На щитах управления электростанций и подстанций, а также на панелях переключающие устройства в цепях РЗА и противоаварийной автоматики должны быть расположены наглядно, а однотипные операции с ними должны производиться одинаково.

5.10. ЗАЗЕМЛЯЮЩИЕ УСТРОЙСТВА

5.10.1. Заземляющие устройства должны удовлетворять требованиям обеспечения электробезопасности людей и защиты электроустановок, а также эксплуатационных режимов работы.

Все металлические части электрооборудования и электроустановок, которые могут оказаться под напряжением вследствие нарушения изоляции, должны быть заземлены или занулены.

5.10.2. При сдаче в эксплуатацию заземляющих устройств электроустановок монтажной организацией кроме документации, указанной в п. 1.2.9, должны быть представлены протоколы приемо-сдаточных испытаний этих устройств.

5.10.3. Каждый элемент установки, подлежащий заземлению, должен быть присоединен к заземлителю или к заземляющей магистрали посредством заземляющего проводника.

Последовательное соединение с заземляющим проводником нескольких частей установки запрещается.

5.10.4. Присоединение заземляющих проводников к заземлителям, заземляющему контуру и к заземляемым конструкциям должно быть выполнено сваркой, а к корпусам аппаратов, машин и опорам воздушных линий электропередачи — сваркой или болтовым соединением.

5.10.5 Заземляющие проводники должны быть предохранены от коррозии.

Открыто проложенные заземляющие проводники должны иметь черную окраску.

5.10.6 Для контроля заземляющего устройства должны проводиться:

измерение сопротивления заземляющего устройства (см. п. 5.10.7) и не реже 1 раза в 12 лет выборочная проверка со вскрытием грунта для осмотра элементов заземлителя, находящихся в земле;

проверка наличия и состояния цепей между заземлителями и заземляемыми элементами, соединений естественных заземлителей с заземляющим устройством;

в установках до 1000 В проверка пробивных предохранителей и полного сопротивления петли фаза-нуль;

измерение напряжения прикосновения у заземляющих устройств, выполненных по нормам на напряжение прикосновения.

5.10.7 Измерение сопротивления заземляющих устройств должно проводиться:

после монтажа, переустройства и капитального ремонта этих устройств на электростанциях, подстанциях и линиях электропередачи;

при обнаружении на тросовых опорах ВЛ напряжением 110 кВ и выше следов перекрытий или разрушений изоляторов электрической дугой;

на подстанциях воздушных распределительных сетей напряжением 35 кВ и ниже — не реже 1 раза в 12 лет.

В сетях напряжением 35 кВ и ниже у опор с разъединителями, защитными промежутками, трубчатыми и вентильными разрядниками и у опор с повторными заземлителями нулевых проводов — не реже 1 раза в 6 лет; выборочно на 2% железобетонных и металлических опор в населенной местности, на участках ВЛ с наиболее агрессивными, оползневыми, выдуваемыми или плохо проводящими грунтами — не реже 1 раза в 12 лет. Измерения должны выполняться в периоды наибольшего высыхания грунта.

5.10.8. Измерения напряжений прикосновения по п. 5.10.6 должны проводиться после монтажа, переустройства и капитального ремонта заземляющего устройства, но не реже 1 раза в 6 лет. Измерения должны выполняться при присоединенных естественных заземлителях и тросах ВЛ.

5.10.9. Выборочная проверка на ВЛ со вскрытием грунта по п. 5.10.6 должна проводиться на 2% опор с заземлителями. Для заземляющих устройств и заземлителей опор ВЛ, подверженных интенсивной коррозии, должна быть установлена более частая периодичность выборочных вскрытий грунта по решению главного инженера энергопредприятия.

5.11. ЗАЩИТА ОТ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ

5.11.1. На электростанциях, подстанциях и предприятиях электросетей должны быть схемы защиты от перенапряжений каждого распределительного устройства; кроме того, должны иметься сведения о наиболее поражаемых молнией участках воздушных линий электропередачи, участках с плохо проводящими грунтами, о загрязняемой изоляции, о пересечениях линий электропередачи между собой, с линиями связи, радиотрансляции и автоблокировочными линиями железных дорог.

На каждое ОРУ должны быть составлены очертания защитных зон молниеотводов, прожекторных мачт, металлических и железобетонных конструкций, возвышающихся сооружений и зданий, в зоны которых попадают токоведущие части.

5.11.2. Подвеска проводов ВЛ напряжением до 1000 В любого назначения (осветительных, телефонных, высокочастотных и т.п.) на конструкциях ОРУ, отдельно стоящих стержневых молниеотводах, прожекторных мачтах, дымовых трубах и градирнях, а также подводка этих линий к взрывоопасным помещениям запрещается.

На указанных линиях должны применяться кабели с металлическими оболочками или провода в металлических трубах в земле.

5.11.3. Ежегодно перед грозовым сезоном должна проводиться проверка состояния защиты от перенапряжений распределительных устройств и линий электропередачи и обеспечиваться готовность защиты от грозовых и внутренних перенапряжений.

5.11.4. Ограничители перенапряжений и вентильные разрядники всех напряжений должны быть постоянно включены.

В ОРУ допускается отключение на зимний период (или отдельные его месяцы) вентильных разрядников, предназначенных только для защиты от грозовых перенапряжений в районах с ураганным ветром, гололедом, резким изменением температуры и интенсивным загрязнением.

5.11.5. Профилактические испытания вентильных и трубчатых разрядников, а также ограничителей перенапряжений должны проводиться в соответствии с действующими «Нормами испытания электрооборудования».

5.11.6. Трубчатые разрядники и защитные промежутки должны осматриваться при обходах линий электропередачи. Срабатывание разрядников должно быть отмечено в обходных листах. Проверка трубчатых разрядников со снятием с опор должна проводиться 1 раз в 3 года.

Верховой осмотр без снятия с опор, а также дополнительные осмотры и проверки трубчатых разрядников, установленных в зонах интенсивного загрязнения, должны выполняться по местным инструкциям.

Ремонт трубчатых разрядников должен проводиться по мере необходимости в зависимости от результатов проверок и осмотров.

5.11.7. В сетях с изолированной нейтралью или с компенсацией емкостных токов допускается работа воздушных и кабельных линий электропередачи с замыканием на землю. К отысканию места повреждения персонал должен приступать немедленно и устранять повреждение в кратчайший срок.

В сетях генераторного напряжения, а также в сетях, к которым подключены двигатели высокого напряжения, работа с замыканием на землю допускается в соответствии с п. 5.1.24.

5.11.8. Компенсация емкостного тока замыкания на землю дугогасящими аппаратами должна применяться при емкостных токах, превышающих следующие значения:

Номинальное напряжение сети, кВ 6 10 15 — 20 35 и выше

Емкостный ток замыкания на землю, А 30 20 15 10

В сетях 6 — 35 кВ с ВЛ на железобетонных и металлических опорах должны использоваться дугогасящие аппараты при емкостном токе замыкания на землю более 10 А.

Для компенсации емкостных токов замыкания на землю в сетях должны применяться заземляющие дугогасящие аппараты с ручным или автоматическим регулированием.

Измерения емкостных токов, токов дугогасящих реакторов, токов замыкания на землю и напряжений смещения нейтрали должны проводиться при вводе в эксплуатацию дугогасящих аппаратов и значительных изменениях режимов сети, но не реже 1 раза в 6 лет.

5.11.9. Мощность дугогасящих аппаратов должна быть выбрана по емкостному току сети с учетом ее перспективного развития.

Заземляющие дугогасящие аппараты должны быть установлены на подстанциях, связанных с компенсируемой сетью не менее чем двумя линиями электропередачи.

Установка дугогасящих аппаратов на тупиковых подстанциях запрещается.

Дугогасящие аппараты должны быть подключены к нейтралям трансформаторов, генераторов или синхронных компенсаторов через разъединители.

Для подключения дугогасящих аппаратов, как правило, должны использоваться трансформаторы со схемой соединения обмоток звезда-треугольник.

Подключение дугогасящих аппаратов к трансформаторам, защищенным плавкими предохранителями, запрещается.

Ввод дугогасящего аппарата, предназначенный для заземления, должен быть соединен с общим заземляющим контуром через трансформатор тока.

5.11.10 Дугогасящие аппараты должны иметь резонансную настройку.

Допускается настройка с перекомпенсацией, при которой реактивная составляющая тока замыкания на землю должна быть не более 5 А, а степень расстройки — не более 5%. Если установленные в сетях 6 — 20 кВ дугогасящие аппараты имеют большую разность токов смежных ответвлений, допускается настройка с реактивной составляющей тока замыкания на землю не более 10 А. В сетях 35 кВ при емкостном токе замыкания на землю менее 15 А допускается степень расстройки не более 10%.

Разрешается применение настройки с недокомпенсацией в кабельных и воздушных сетях при условии, что аварийно возникающие несимметрии емкостей фаз сети (например, при обрыве проводов или перегорании плавких предохранителей) не приводят к появлению напряжения смещения нейтрали, превышающего 70% фазного напряжения.

5.11.11. В сетях, работающих с компенсацией емкостного тока, напряжение несимметрии должно быть не выше 0,75% фазного напряжения.

При отсутствии в сети замыкания на землю напряжение смещения нейтрали допускается не выше 15% фазного напряжения длительно и не выше 30% в течение 1 ч.

Снижение напряжения несимметрии и смещения нейтрали до указанных значений должно быть осуществлено выравниванием емкостей фаз сети относительно земли (изменением взаимного положения фазных проводов, а также распределением конденсаторов высокочастотной связи между фазами линий).

При подключении к сети конденсаторов высокочастотной связи и конденсаторов молниезащиты вращающихся машин должна быть проверена допустимость несимметрии емкостей фаз относительно земли.

Пофазные включения и отключения воздушных и кабельных линий, которые могут приводить к напряжению смещения нейтрали, превышающему указанные значения, запрещаются.

5.11.12. При применении дугогасящих аппаратов с ручным регулированием тока показатели настройки должны определяться по измерителю расстройки компенсации. Если такой прибор отсутствует, показатели настройки должны выбираться на основании результатов измерений тока замыкания на землю, емкостных токов, тока компенсации с учетом напряжения смещения нейтрали.

5.11.13. На подстанциях 110 — 220 кВ для предотвращения возникновения перенапряжений от самопроизвольных смещений нейтрали или опасных феррорезонансных процессов оперативные действия должны начинаться с заземления нейтрали трансформатора, включаемого на ненагруженную систему шин с трансформаторами напряжения НКФ-110 и НКФ-220.

Перед отделением от сети ненагруженной системы шин с трансформаторами НКФ-110 и НКФ-220 нейтраль питающего трансформатора должна быть заземлена.

Распределительные устройства 150 — 500 кВ с электромагнитными трансформаторами напряжения и выключателями, контакты которых шунтированы конденсаторами, должны быть проверены на возможность возникновения феррорезонансных перенапряжений при отключениях систем шин. При необходимости должны быть приняты меры к предотвращению феррорезонанса при оперативных и автоматических отключениях.

В сетях и на присоединениях 6 — 35 кВ в случае необходимости должны быть приняты меры к предотвращению феррорезонансных процессов, в том числе самопроизвольных смещений нейтрали.

5.11.14. Неиспользуемые обмотки низшего (среднего) напряжения трансформаторов и автотрансформаторов должны быть соединены в звезду или треугольник и защищены от перенапряжений.

Защита неиспользуемых обмоток низшего напряжения, расположенных между обмотками более высокого напряжения, должна быть осуществлена вентильными разрядниками, присоединенными к вводу каждой фазы. Защита не требуется, если к обмотке низшего напряжения постоянно подключена кабельная линия длиной не менее 30 м.

Защита неиспользуемых обмоток низшего и среднего напряжения в других случаях должна быть осуществлена заземлением одной фазы или нейтрали либо вентильными разрядниками, присоединенными к вводу каждой фазы.

5.11.15. В сетях напряжением 110 кВ и выше разземление нейтрали обмоток 110 — 220 кВ трансформаторов, а также выбор действия релейной защиты и системной автоматики должны быть осуществлены таким образом, чтобы при различных оперативных и автоматических отключениях не выделялись участки сети без трансформаторов с заземленными нейтралями.

Защита от перенапряжений нейтрали трансформатора с уровнем изоляции ниже, чем у линейных вводов, должна быть осуществлена вентильными разрядниками или ограничителем перенапряжений.

5.11.16. В сетях 110 — 750 кВ при оперативных переключениях и в аварийных режимах повышение напряжения промышленной частоты (50 Гц) на оборудовании должно быть не выше значений, указанных в табл. 5.3. Указанные значения распространяются также на амплитуду напряжения, образованного наложением на синусоиду 50 Гц составляющих другой частоты.

Оборудование	Номинальное напряжение, кВ	Допустимое повышение напряжения при длительности воздействия, с
		1200	20	1	0,1
Силовые трансформаторы и автотрансформаторы <*>	110 — 500	1,10 ---- 1,10	1,25 ---- 1,25	1,90 ---- 1,50	2,00 ---- 1,58
Шунтирующие реакторы и электромагнитные трансформаторы	110 — 330	1,15 ----	1,35 ----	2,00 ----	2,10 ----
напряжения		1,15	1,35	1,50	1,58
	500	1,15	1,35	2,00	2,08
		1,15	1,35	1,50	1,58
Коммутационные аппараты <**>, емкостные трансформаторы	110 — 500	1,15 ----	1,60 ----	2,20 ----	2,40 ----
напряжения, трансформаторы тока, конденсаторы связи и шинные опоры		1,15	1,60	1,70	1,80
Вентильные разрядники всех типов	110 — 220	1,15	1,35	1,38	-
Вентильные разрядники типа РВМГ	330 — 500	1,15	1,35	1,38	-
Вентильные разрядники типа РВМК	330 — 500	1,15	1,35	1,45	-
Вентильные разрядники типа	330 — 500	1,15	1,35	1,70	-
РВМК-II
Силовые трансформаторы и автотрансформаторы <*>	750	1,10	1,25	1,67	1,76
Шунтирующие реакторы, коммутационные аппараты <**>, трансформаторы напряжения и тока, конденсаторы связи и шинные опоры	750	1,10	1,30	1,88	1,98
Вентильные разрядники	750	1,15	1,35	1,40	-

---

<*> Независимо от значений, указанных в таблице, по условию нагрева магнитопровода повышение напряжения в долях номинального напряжения установленного ответвления обмотки должно быть ограничено при 1200 с до 1,15, при 20 с — до 1,3.

<**> Независимо от значений, указанных в таблице, собственное восстанавливающееся напряжение на контактах выключателя должно быть ограничено: по условию отключения неповрежденной фазы линии при несимметричном КЗ — до 2,4 или 2,8 (в зависимости от исполнения выключателя, указанного в технических условиях) для оборудования 110 — 220 кВ и до 3,0 — для оборудования 330 — 750 кВ, по условию отключения ненагруженной линии — до 2,8 для оборудования 330 — 750 кВ.

В числителях таблицы указаны значения для изоляции фаза-земля в долях амплитуды наибольшего рабочего фазного напряжения, в знаменателях — для изоляции фаза-фаза в долях амплитуды наибольшего рабочего междуфазного напряжения.

Значения для изоляции фаза-фаза относятся только к трехфазным силовым трансформаторам, шунтирующим реакторам и электромагнитным трансформаторам напряжения, а также к аппаратам в трехполюсном исполнении при расположении трех полюсов в одном баке или на одной раме. При этом для аппаратов значения 1,6; 1,7 и 1,8 относятся только к внешней междуфазной изоляции аппаратов 110, 150 и 220 кВ.

При длительности t повышения напряжения, промежуточной между двумя значениями, приведенными в табл. 5.3, допустимое повышение напряжения равно

указанному   для    большего    из    этих   двух   значений  длительности.
При  0,1  <  t  <  0,5   с   допускается   повышение   напряжения,   равное
U   + 0,3 (U     - U  ), где U   и U     - допустимые повышения  напряжения
 1с         0,1с    1с        1с    0,1с

при длительности соответственно 1 и 0,1 с.

При одновременном воздействии повышения напряжения на несколько видов оборудования допустимым для электроустановки в целом является значение, наинизшее из нормированных для этих видов оборудования.

Количество повышений напряжения продолжительностью 1200 с должно быть не более 50 в течение 1 года. Количество повышений напряжения продолжительностью 20 с должно быть не более 100 за срок службы электрооборудования, указанный в государственном стандарте, или за 25 лет, если срок службы не указан. При этом количество повышений напряжения длительностью 20 с должно быть не более 15 в течение 1 года и не более 2 в течение 1 сут.

Промежуток времени между двумя повышениями напряжения длительностью 1200 и 20 с должен быть не менее 1 ч. Если повышение напряжения длительностью 1200 с имело место 2 раза (с часовым интервалом), то в течение ближайших 24 ч повышение напряжения в третий раз допускается лишь в случае, если это требуется ввиду аварийной ситуации, но не ранее чем через 4 ч.

Количество повышений напряжения длительностью 0,1 и 1 с не регламентировано. Не регламентировано также количество повышений напряжения для вентильных разрядников.

Для предотвращения повышения напряжения сверх допустимых значений в местных инструкциях должен быть указан порядок операций по включению и отключению каждой линии электропередачи 330 — 750 кВ и линий 110 — 220 кВ большой длины. Для линий 330 — 750 кВ и тех линий 110 — 220 кВ, где возможно повышение напряжения более 1,1 наибольшего рабочего, должна быть предусмотрена релейная защита от повышения напряжения.

В схемах, в том числе пусковых, в которых при плановых включениях линии возможно повышение напряжения более 1,1, а при автоматических отключениях более 1,4 наибольшего рабочего, рекомендуется предусматривать автоматику, ограничивающую до допустимых значение и продолжительность повышения напряжения.

5.12. ОСВЕЩЕНИЕ

5.12.1. Рабочее и аварийное освещение во всех помещениях, на рабочих местах и на открытой территории должно обеспечивать освещенность согласно ведомственным нормам и «Санитарным нормам проектирования промышленных предприятий».

Светильники аварийного освещения должны отличаться от светильников рабочего освещения отличительными знаками или окраской. Светоограждение дымовых труб и других высоких сооружений должно соответствовать «Правилам маркировки и светоограждения высотных препятствий».

5.12.2. В помещениях главного, центрального и блочного щитов управления электростанций и подстанций, а также на диспетчерских пунктах светильники аварийного освещения должны обеспечивать на фасадах панелей основного щита освещенность не менее 30 лк; одна-две лампы должны быть присоединены к шинам постоянного тока через предохранители или автоматы и включены круглосуточно.

5.12.3. Аварийное и рабочее освещение в нормальном режиме должно питаться от общего источника. При отключении общего источника питания на электростанциях и подстанциях с постоянным дежурством персонала и на диспетчерских пунктах аварийное освещение должно автоматически переключаться на аккумуляторную батарею или другой независимый источник питания.

Присоединение к сети аварийного освещения переносных трансформаторов и других видов нагрузок, не относящихся к этому освещению, запрещается.

Питание сети освещения по схемам, отличным от проектных, запрещается.

Сеть аварийного освещения должна быть без штепсельных розеток.

5.12.4. Переносные ручные светильники ремонтного освещения должны питаться от сети напряжением не выше 42 В, а при повышенной опасности поражения электрическим током — не выше 12 В.

Вилки 12 — 42 В не должны подходить к розеткам 127 и 220 В. Розетки должны иметь надписи с указанием напряжения.

5.12.5. Установка ламп мощностью больше допустимой для данного типа светильников запрещается. Снятие рассеивателей светильников, экранирующих и защитных решеток запрещается.

5.12.6. Сети внутреннего, наружного, а также охранного освещения электростанций и подстанций должны иметь питание по отдельным линиям.

Управление сетью наружного рабочего освещения, кроме сети освещения склада топлива и удаленных объектов электростанций, а также управление сетью охранного освещения должно осуществляться из помещения главного или центрального щита управления.

5.12.7. Сеть освещения электростанций должна получать питание через стабилизаторы или от отдельных трансформаторов, обеспечивающих возможность поддержания напряжения освещения в необходимых пределах.

Напряжение на лампах должно быть не выше номинального. Понижение напряжения у наиболее удаленных ламп сети внутреннего рабочего освещения, а также прожекторных установок должно быть не более 5% номинального напряжения; у наиболее удаленных ламп сети наружного и аварийного освещения и в сети 12 — 42 В — не более 10%.

5.12.8. В коридорах распределительных устройств, имеющих два выхода, и в проходных туннелях освещение должно быть выполнено с двусторонним управлением.

5.12.9. На щитах и сборках осветительной сети на всех выключателях (рубильниках, автоматах) должны быть надписи с наименованием присоединения, а на предохранителях — с указанием значения тока плавкой вставки.

5.12.10. У дежурного персонала должны быть схемы сети освещения и запас плавких калиброванных вставок и ламп всех напряжений осветительной сети. Дежурный и оперативно-ремонтный персонал даже при наличии аварийного освещения должен быть снабжен переносными электрическими фонарями.

5.12.11. Очистку светильников должен выполнять по графику специально обученный персонал. Периодичность очистки должна быть установлена с учетом местных условий.

Смену ламп и плавких вставок, ремонт и осмотр осветительной сети на электростанциях должен проводить персонал электроцеха или специально обученный персонал других цехов. В помещениях с мостовыми кранами допускается их использование для обслуживания светильников с соблюдением мер безопасности.

5.12.12 Осмотр и проверка осветительной сети должны проводиться в следующие сроки:

проверка действия автомата аварийного освещения — не реже 1 раза в месяц в дневное время;

проверка исправности аварийного освещения при отключении рабочего освещения — 2 раза в год;

измерение освещенности рабочих мест — при вводе в эксплуатацию и в дальнейшем по мере необходимости;

испытание изоляции стационарных трансформаторов 12 — 42 В — 1 раз в год, переносных трансформаторов и светильников 12 — 42 В — 2 раза в год.

Обнаруженные при проверке и осмотре дефекты должны быть устранены в кратчайший срок.

5.12.13. Проверка состояния стационарного оборудования и электропроводки аварийного и рабочего освещения, испытание и измерение сопротивления изоляции должны проводиться при пуске в эксплуатацию, а в дальнейшем — по графику, утвержденному главным инженером энергопредприятия.

5.13. ЭЛЕКТРОЛИЗНЫЕ УСТАНОВКИ

5.13.1. Устройство и эксплуатация электролизных установок должны соответствовать требованиям Госгортехнадзора СССР.

5.13.2. При эксплуатации электролизных установок должны контролироваться: напряжение и ток на электролизерах, давление водорода и кислорода, уровни жидкости в аппаратах, разность давлений между системами водорода и кислорода, температура электролита в циркуляционном контуре и температура газов в установках осушки, чистота водорода и кислорода в аппаратах и содержание водорода в помещениях установки.

Нормальные и предельные значения контролируемых параметров должны быть установлены на основе инструкции завода-изготовителя и проведенных испытаний и строго соблюдаться при эксплуатации.

5.13.3. Технологические защиты электролизных установок должны действовать на отключение преобразовательных агрегатов (двигателей-генераторов) при следующих отклонениях от установленного режима:

разности давлений в регуляторах давления водорода и кислорода более 200 кгс/кв. м (2 кПа);

содержании водорода в кислороде 2%;

содержании кислорода в водороде 1%;

давлении в системах выше номинального;

межполюсных коротких замыканиях;

однополюсных коротких замыканиях на землю (для электролизеров с центральным отводом газов);

исчезновении напряжения на преобразовательных агрегатах (двигателях-генераторах) со стороны переменного тока.

При автоматическом отключении электролизной установки, а также повышении температуры электролита в циркуляционном контуре до 70 °C, при увеличении содержания водорода в воздухе помещений электролизеров и датчиков газоанализаторов до 1% на щит управления должен подаваться сигнал.

После получения сигнала оперативный персонал должен прибыть на установку не позднее чем через 15 мин.

Повторный пуск установки после отключения ее технологической защитой должен осуществляться оперативным персоналом только после выявления и устранения причины отключения.

5.13.4. Электролизная установка, работающая без постоянного дежурства персонала, должна осматриваться не реже 1 раза в смену. Обнаруженные дефекты и неполадки должны регистрироваться в журнале (картотеке) и устраняться в кратчайшие сроки.

При осмотре установки оперативный персонал должен проверять:

соответствие показателей дифференциального манометра-уровнемера уровням воды в регуляторах давления работающего электролизера;

положение уровней воды в регуляторах давления отключенного электролизера;

открытие клапанов выпуска газов в атмосферу из регуляторов давления отключенного электролизера;

наличие воды в гидрозатворах;

расход газов в датчиках газоанализаторов (по ротаметрам);

нагрузку и напряжение на электролизере;

температуру газов на выходе из электролизера;

давление водорода и кислорода в системе и ресиверах;

давление инертного газа в ресиверах.

5.13.5. Для проверки исправности автоматических газоанализаторов 1 раз в сутки должен проводиться химический анализ содержания кислорода в водороде и водорода в кислороде. При неисправности одного из автоматических газоанализаторов соответствующий химический анализ должен проводиться каждые 2 ч.

5.13.6. На регуляторах давления водорода и кислорода и на ресиверах предохранительные клапаны должны быть отрегулированы на давление, равное 1,15 номинального. Предохранительные клапаны на регуляторах давления должны проверяться не реже 1 раза в 6 мес., а предохранительные клапаны на ресиверах — не реже 1 раза в 2 года. Предохранительные клапаны должны испытываться на стенде азотом или чистым воздухом.

5.13.7. На трубопроводах подачи водорода и кислорода в ресиверы, а также на трубопроводе подачи обессоленной воды (конденсата) в питательные баки должны быть установлены газоплотные обратные клапаны.

5.13.8. Для электролиза должна применяться вода с содержанием железа не более 30 мкг/кг, хлоридов не более 20 мкг/кг и карбонатов не более 70 мкг-экв./кг.

Для приготовления электролита должен применяться гидрат окиси калия технический высшего сорта, поставляемый в виде чешуек в полиэтиленовых вкладышах или мешках.

5.13.9. Чистота водорода, вырабатываемого электролизными установками, должна быть не ниже 99, а кислорода — не ниже 98%.

Подъем давления газов в аппаратах до номинального значения разрешается только после достижения указанной чистоты водорода и кислорода.

5.13.10. Температура электролита в электролизере должна быть не выше 80, а разность температур наиболее горячих и холодных ячеек электролизера не выше 20 °C.

5.13.11. При использовании кислорода для нужд электростанции его давление в ресиверах должно автоматически поддерживаться ниже давления водорода в них.

5.13.12. Перед включением электролизера в работу все аппараты и трубопроводы должны быть продуты азотом. Чистота азота для продувки должна быть не ниже 97,5%. Продувка считается законченной, если содержание азота в выдуваемом газе достигает 97%.

Продувка аппаратуры электролизеров углекислым газом запрещается.

5.13.13. Подключение электролизера к ресиверам, находящимся под давлением водорода, должно осуществляться при превышении давления в системе электролизера по отношению к давлению в ресиверах не менее чем на 0,5 кгс/кв. см (50 кПа).

5.13.14. Для вытеснения воздуха или водорода из ресиверов должен применяться углекислый газ или азот. Воздух должен вытесняться углекислым газом до тех пор, пока содержание углекислого газа в верхней части ресиверов не достигнет 85%, а при вытеснении водорода — 95%.

Вытеснение воздуха или водорода азотом должно проводиться, пока содержание азота в выдуваемом газе не достигнет 97%.

При необходимости внутреннего осмотра ресиверов они должны предварительно продуваться воздухом до тех пор, пока содержание кислорода в выдуваемом газе не достигнет 20%.

Азот или углекислый газ должен вытесняться водородом из ресиверов, пока в их нижней части содержание водорода не достигнет 99%.

5.13.15 В процессе эксплуатации электролизной установки должны проверяться:

плотность электролита — не реже 1 раза в месяц;

напряжение на ячейках электролизеров — не реже 1 раза в 6 мес.;

действие технологических защит, предупредительной и аварийной сигнализации и состояние обратных клапанов — не реже 1 раза в 3 мес.

5.13.16. При работе установки сорбционной осушки водорода или кислорода переключение адсорберов-осушителей должно выполняться по графику.

При осушке водорода методом охлаждения температура водорода на выходе из испарителя должна быть не выше минус 5 °C.

Для оттаивания испаритель должен периодически по графику отключаться.

5.13.17. При отключении электролизной установки на срок до 1 ч разрешается оставлять аппаратуру под номинальным давлением газа, при этом сигнализация повышения разности давлений в регуляторах давления кислорода должна быть включена.

При отключении электролизной установки на срок до 4 ч давление газов в аппаратах должно быть снижено до 0,1 — 0,2 кгс/кв. см (10 — 20 кПа), а при отключении на срок более 4 ч аппараты и трубопроводы должны быть продуты азотом. Продувка должна выполняться также во всех случаях вывода электролизера из работы при обнаружении неисправности.

5.13.18. При работе на электролизной установке одного электролизера и нахождении второго в резерве клапаны выпуска водорода и кислорода в атмосферу на резервном электролизере должны быть открыты.

5.13.19. Промывка электролизеров, проверка усилия затяжки их ячеек и ревизия арматуры должны проводиться 1 раз в 6 мес.

Текущий ремонт, включающий вышеупомянутые работы, а также разборку электролизеров с заменой прокладок, промывку и очистку диафрагм и электродов и замену дефектных деталей, должен осуществляться 1 раз в 3 года.

Капитальный ремонт с заменой асбестовой ткани на диафрагменных рамах должен проводиться 1 раз в 6 лет.

При отсутствии утечек электролита из электролизеров и сохранении нормальных параметров технологического режима допускается удлинение срока работы электролизной установки между текущими и капитальными ремонтами по решению главного инженера энергопредприятия.

5.13.20. Трубопроводы электролизной установки должны окрашиваться в соответствии с ГОСТ 14202-69 «Трубопроводы промышленных предприятий. Опознавательная окраска, предупреждающие знаки и маркировочные щитки»; окраска аппаратов должна выполняться по цвету окраски трубопроводов соответствующего газа; окраска ресиверов — светлой краской с кольцами по цвету окраски трубопроводов соответствующего газа.

5.14. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ МАСЛА

5.14.1. При эксплуатации энергетических масел должны быть обеспечены: надежная работа масляных систем агрегатов и электрического маслонаполненного оборудования; повышение эксплуатационных свойств масел; сбор отработанного масла, регенерация и повторное его использование.

5.14.2. Контроль качества изоляционного масла должен быть организован в соответствии с «Нормами испытания электрооборудования».

5.14.3. Электрооборудование после капитального ремонта должно быть залито изоляционным маслом, удовлетворяющим нормам на свежее сухое масло.

В силовые трансформаторы напряжением до 220 кВ включительно допускается заливка эксплуатационного масла с кислотным числом не более 0,05 мг KOH на 1 г, удовлетворяющего нормам на эксплуатационное масло по реакции водной вытяжки, содержанию растворенного шлама, механических примесей и имеющего пробивное напряжение на 10 кВ выше эксплуатационной нормы и tg\delta при 90 °C не более 6%. В масляных выключателях допускается повторно использовать масло, слитое из этого оборудования и очищенное от механических примесей, угля и воды до норм на свежее сухое масло.

5.14.4. Марка свежего трансформаторного масла должна выбираться в зависимости от типа и класса напряжения оборудования. При необходимости допускается смешивание свежих масел, имеющих одинаковые или близкие области применения. Смесь масел, предназначенных для оборудования различных классов напряжения, должна заливаться только в оборудование низшего класса напряжения.

5.14.5. Сорбенты в термосифонных и адсорбционных фильтрах трансформаторов мощностью свыше 630 кВ x А должны заменяться при кислотном числе масла более 0,1 мг KOH на 1 г или при содержании водорастворимых кислот более 0,014 мг KOH на 1 г. Замена сорбента в трансформаторах мощностью до 630 кВ x А включительно должна производиться при неудовлетворительных характеристиках твердой изоляции.

Содержание влаги в сорбенте перед загрузкой в фильтры должно быть не более 0,5%.

5.14.6. На поступающее свежее трансформаторное масло должен быть паспорт.

Трансформаторное масло должно подвергаться следующим лабораторным испытаниям:

до слива из железнодорожных цистерн — сокращенному анализу (без определения пробивного напряжения). Масло, предназначенное для заливки в трансформаторы и вводы 220 кВ и выше, должно быть дополнительно проверено на стабильность и tg\delta . Испытание на стабильность и tg\delta пробы масла, отобранной из железнодорожной цистерны, в связи с его продолжительностью разрешается проводить после приема масла;

слитое в баки масляного хозяйства — сокращенному анализу;

находящееся в резерве — сокращенному анализу (не реже 1 раза в 3 года) и проверке на пробивное напряжение (1 раз в год).

В объем сокращенного анализа трансформаторного масла входит определение пробивного напряжения, температуры вспышки, кислотного числа, реакции водной вытяжки (или количественное определение водорастворимых кислот и щелочей), визуальное определение механических примесей и нерастворенной воды.

5.14.7. Баки для сухого масла должны быть оборудованы воздухоосушительными фильтрами.

5.14.8. На электростанциях должен постоянно храниться запас трансформаторного масла в количестве равном (или более) вместимости одного самого вместительного масляного выключателя, и запас на доливки не менее 1% всего масла, залитого в оборудование. На электростанциях, имеющих только воздушные или малообъемные масляные выключатели, — не менее 10% объема масла, залитого в трансформатор наибольшей емкости.

На предприятиях электросетей (в районах) должен постоянно храниться запас трансформаторного масла не менее 2% залитого в оборудование.

5.14.9. На поступающие на энергопредприятия свежие турбинные нефтяные и огнестойкие масла должны быть паспорта.

До слива из цистерн масло должно быть подвергнуто лабораторному испытанию:

нефтяное — на кислотное число, температуру вспышки, вязкость в целях определения соответствия масла государственному стандарту или техническим условиям; визуально должно определяться наличие механических примесей и воды;

огнестойкое — на кислотное число, содержание водорастворимых кислот и щелочей, температуру вспышки, вязкость, плотность, цвет на соответствие государственному стандарту или техническим условиям; содержание механических примесей должно определяться экспресс-методом.

Нефтяное турбинное масло, слитое в резервуар из цистерны, должно быть проверено на время деэмульсации, стабильность против окисления, антикоррозионные свойства. В случае несоответствия качества масла по этим показателям требованиям государственного стандарта должен быть выполнен анализ пробы, отобранной из цистерны.

Слитое из цистерн масло должно быть приведено в состояние, пригодное для заливки в оборудование.

5.14.10. Эксплуатационное турбинное масло в паровых турбинах, питательных электро- и турбонасосах должно удовлетворять следующим нормам:

а) нефтяное:

кислотное число — не более 0,3 мг KOH на 1 г;

вода, шлам, механические примеси должны отсутствовать (определяются визуально);

растворенный шлам должен отсутствовать (определяется при кислотном числе масла 0,1 мг KOH на 1 г и выше);

термоокислительная стабильность — по ГОСТ 981-75 для масел Тп-22, Тп-22С и их смесей (кислотное число — не более 0,8 мг KOH на 1 г; массовая доля осадка — не более 0,15%).

Условия проведения окисления масла: температура испытания — 120 +/- 0,5 °C, время — 14 ч; скорость подачи кислорода — 200 куб. см/мин.

Стабильность качества масла определяется 1 раз в год перед наступлением осенне-зимнего максимума для масел или их смесей с кислотным числом 0,1 мг КОН на 1 г и более. Для масла из маслосистем питательных электро- и турбонасосов этот показатель не определяется;

б) огнестойкое (синтетическое):

кислотное число — не более 1 мг KOH на 1 г;

содержание водорастворимых кислот — не более 0,4 мг KOH на 1 г;

массовая доля механических примесей — не более 0,01%;

изменение вязкости — не более 10% исходного значения для товарного масла;

содержание растворенного шлама (по методике ВТИ) — изменение оптической плотности не менее 25% (определяется при кислотном числе масла 0,7 мг KOH на 1 г и выше).

5.14.11. Огнестойкие турбинные масла, достигшие предельной эксплуатационной нормы по кислотному числу, должны быть отправлены на завод-изготовитель для восстановления качества. Эксплуатация огнестойких турбинных масел должна осуществляться по специальной инструкции.

5.14.12 Эксплуатационное масло Тп-30 в гидротурбинах должно удовлетворять следующим нормам:

кислотное число — не выше 0,6 мг KOH на 1 г;

вода, шлам, механические примеси должны отсутствовать (определяются визуально);

массовая доля растворенного шлама — не более 0,01% (определяется после снижения кислотного числа масла до 0,1 мг KOH на 1 г и при последующем его возрастании).

5.14.13. В процессе хранения и эксплуатации турбинное масло должно периодически подвергаться визуальному контролю и сокращенному анализу.

В объем сокращенного анализа нефтяного масла входит определение кислотного числа, наличия механических примесей, шлама и воды; огнестойкого масла — определение кислотного числа, содержания водорастворимых кислот, наличия воды, количественное определение содержания механических примесей экспресс-методом.

Визуальный контроль масла заключается в проверке его по внешнему виду на содержание воды, шлама и механических примесей для решения о необходимости его очистки.

5.14.14 Периодичность проведения сокращенного анализа турбинного масла следующая:

масла Тп-22 (ГОСТ 9972-74) и Тп-22С (ТУ 38.101.821-83) — не позднее чем через 1 мес. после заливки в масляные системы и далее в процессе эксплуатации не реже 1 раза в 3 мес. при кислотном числе до 0,1 мг KOH на 1 г включительно и не реже 1 раза в 2 мес. при кислотном числе более 0,1 мг KOH на 1 г;

огнестойкого масла — не позднее чем через 1 неделю после начала эксплуатации и далее не реже 1 раза в 2 мес. при кислотном числе не выше 0,5 мг KOH на 1 г и не реже 1 раза в 3 недели при кислотном числе выше 0,5 мг KOH на 1 г;

турбинного масла, залитого в систему смазки синхронных компенсаторов, — не реже 1 раза в 6 мес.;

масла Тп-30, применяемого в гидротурбинах, — не позднее чем через 1 мес. после заливки в масляную систему и далее не реже 1 раза в год при полной прозрачности масла и массовой доле растворенного шлама не более 0,005%; при массовой доле растворенного шлама более 0,005% — не реже 1 раза в 6 мес. При помутнении масла должен быть выполнен внеочередной сокращенный анализ.

При обнаружении в масле шлама или механических примесей во время визуального контроля должен быть проведен внеочередной сокращенный анализ.

Находящееся в резерве нефтяное турбинное масло должно подвергаться сокращенному анализу не реже 1 раза в 3 года и перед заливкой в оборудование, а огнестойкое масло — не реже 1 раза в год и перед заливкой в оборудование.

5.14.15. Визуальный контроль масла, применяемого в паровых турбинах и турбонасосах, должен проводиться 1 раз в сутки.

Визуальный контроль масла, применяемого в гидротурбинах, на электростанциях с постоянным дежурством персонала, должен проводиться 1 раз в неделю, а на автоматизированных электростанциях — при каждом очередном осмотре оборудования, но не реже 1 раза в месяц.

5.14.16. На электростанциях должен храниться постоянный запас нефтяного турбинного масла в количестве, равном (или более) вместимости масляной системы самого крупного агрегата и запас на доливки не менее 45-дневной потребности; на предприятиях электросетей постоянный запас масла должен быть равен (или более) вместимости масляной системы одного синхронного компенсатора и запас на доливки не менее 45-дневной потребности.

Постоянный запас огнестойкого турбинного масла должен быть не менее годовой потребности его на доливки для одного турбоагрегата, но не более 15% вместимости масляной системы агрегата.

5.14.17. Получаемые индустриальные масла и пластичные смазки должны быть подвергнуты визуальному контролю в целях обнаружения механических примесей и воды. Индустриальное масло, кроме того, должно быть дополнительно испытано на вязкость для контроля соответствия этого показателя государственному стандарту или техническим условиям.

5.14.18. Для вспомогательного оборудования и механизмов на электростанциях и предприятиях электрических сетей должны быть установлены нормы расхода, периодичность контроля качества и смены смазочных материалов.

В системах смазки вспомогательного оборудования с принудительной циркуляцией масло должно подвергаться визуальному контролю на содержание механических примесей, шлама и воды не реже 1 раза в месяц. При обнаружении загрязнения масло должно быть очищено или заменено.

На каждой электростанции и на каждом предприятии электрических сетей должен храниться постоянный запас смазочных материалов для вспомогательного оборудования не менее 45-дневной потребности.

5.14.19. Контроль качества свежих и эксплуатационных энергетических масел на энергопредприятиях и выдачу рекомендаций по применению масел, в том числе составление графиков их контроля, а также техническое руководство технологией обработки, должен осуществлять химический цех (химическая лаборатория или соответствующее подразделение). Масляное хозяйство электростанций, предприятий электрических сетей должно находиться в подчинении соответственно электроцеха электростанции или службы изоляции и молниезащиты предприятия электрических сетей (или соответствующего подразделения); масляное хозяйство огнестойкого масла электростанций — в подчинении котлотурбинного цеха.

5.14.20. В химической лаборатории на турбинные, трансформаторные и индустриальные масла, залитые в оборудование должен быть журнал, в который вносятся: номер государственного стандарта или технических условий, название завода-изготовителя, результаты испытания масла, тип и станционный номер оборудования, сведения о вводе присадок, количестве долитого масла.

5.14.21. Необходимость и периодичность дополнительных анализов эксплуатационного масла должны быть определены инструкциями по его эксплуатации в конкретном оборудовании.

5.14.22. Подача трансформаторного и турбинного масел к оборудованию и слив из него должны осуществляться по раздельным маслопроводам, а при отсутствии маслопроводов — с применением цистерн или металлических бочек.

Для трансформаторных масел могут быть использованы разборные маслопроводы, предварительно очищенные прокачкой горячего масла.

Стационарные маслопроводы в нерабочем состоянии должны быть целиком заполнены маслом.

6. ОПЕРАТИВНО-ДИСПЕТЧЕРСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ

6.1. ЗАДАЧИ И ОРГАНИЗАЦИЯ УПРАВЛЕНИЯ

6.1.1. В каждом энергообъединении должно быть организовано круглосуточное диспетчерское управление согласованной работой электростанций, электрических и тепловых сетей, задачами которого являются:

разработка и ведение режимов работы электростанций, сетей и энергосистем, обусловливающих бесперебойность энергоснабжения потребителей;

обеспечение устойчивости энергосистем;

выполнение требований к качеству электрической энергии и тепла;

обеспечение экономичности работы энергосистем и рационального использования энергоресурсов при соблюдении режимов потребления;

предотвращение и ликвидация аварий и других технологических нарушений при производстве, преобразовании, передаче и распределении электрической энергии и тепла.

6.1.2. На каждом энергопредприятии должно быть организовано круглосуточное управление оборудованием, задачами которого являются:

ведение требуемого режима работы;

производство переключений, пусков и остановов;

локализация аварийных нарушений и восстановление режима работы;

подготовка к производству ремонтных работ.

6.1.3. Диспетчерское управление должно быть организовано по иерархической структуре, предусматривающей распределение функций оперативного контроля и управления между отдельными уровнями, а также подчиненность нижестоящих уровней управления вышестоящим.

6.1.4 Функции диспетчерского управления должны выполнять:

в единой энергосистеме — центральное диспетчерское управление (ЦДУ ЕЭС СССР);

в объединенной энергосистеме — объединенное диспетчерское управление (ОДУ);

в энергосистеме — центральная диспетчерская служба энергообъединения (ЦДС);

в сетевом предприятии — диспетчерская служба этого предприятия (ПДС), оперативно-диспетчерские группы районов электрических сетей (ОДГ).

6.1.5. Для каждого диспетчерского уровня должны быть установлены две категории управления оборудованием и сооружениями — оперативное управление и оперативное ведение.

6.1.6. В оперативном управлении дежурного диспетчера должны находиться оборудование, теплопроводы, линии электропередачи, устройства релейной защиты, аппаратура систем противоаварийной и режимной автоматики, средства диспетчерского и технологического управления, операции с которыми требуют координации действий подчиненного оперативного персонала и согласованных изменений на нескольких объектах.

Операции с указанным оборудованием и устройствами должны производиться под руководством дежурного диспетчера.

6.1.7. В оперативном ведении дежурного диспетчера должны находиться оборудование, теплопроводы, линии электропередачи, устройства релейной защиты, аппаратура систем противоаварийной и режимной автоматики, средства диспетчерского и технологического управления, оперативно-информационные комплексы, состояние и режим которых влияют на располагаемую мощность и резерв электростанций и энергосистемы в целом, режим и надежность сетей, а также настройку противоаварийной автоматики.

Операции с указанным оборудованием и устройствами должны производиться с разрешения дежурного диспетчера.

6.1.8. Все линии электропередачи, теплопроводы, оборудование и устройства электростанций и сетей должны быть распределены по уровням диспетчерского управления.

Перечни линий электропередачи, теплопроводов, оборудования и устройств, находящихся в оперативном управлении или оперативном ведении дежурного диспетчера организации или предприятия, должны быть составлены с учетом решений вышестоящего органа оперативно-диспетчерского управления и утверждены техническим руководителем этой организации или предприятия.

6.1.9. Взаимоотношения персонала различных уровней диспетчерского управления должны быть регламентированы соответствующими типовыми положениями и местными инструкциями, согласованными и утвержденными в установленном порядке.

6.1.10. Оперативно-диспетчерское управление должно осуществляться с диспетчерских пунктов и щитов управления, оборудованных средствами диспетчерского и технологического управления и системами контроля, а также укомплектованных оперативными схемами.

6.1.11. В каждой энергосистеме должны быть разработаны инструкции по диспетчерскому управлению, ведению оперативных переговоров и записей, производству переключений и ликвидации аварийных режимов с учетом специфики и структурных особенностей энергосистемы.

Все оперативно-диспетчерские переговоры, оперативно-диспетчерская документация на всех уровнях диспетчерского управления должны вестись с применением единой общепринятой терминологии, типовых распоряжений, сообщений и записей.

6.2. ПЛАНИРОВАНИЕ РЕЖИМА РАБОТЫ

6.2.1 При планировании режима должны быть обеспечены:

сбалансированность графиков потребления и нагрузки электростанций, теплоисточников, энергосистем, ОЭС, ЕЭС СССР с учетом энергоресурсов, состояния оборудования, пропускной способности электрических связей;

эффективность принципов управления режимом и функционирования систем противоаварийной и режимной автоматики;

надежность и экономичность производства и передачи электрической энергии и тепла;

выполнение годовых графиков ремонтов основного оборудования энергопредприятий.

6.2.2 Планирование режима должно осуществляться на основе:

данных суточных ведомостей и статистических данных энергосистем, ОЭС, ЕЭС СССР за предыдущие дни и периоды;

прогноза нагрузки энергосистем, ОЭС и ЕЭС СССР на планируемый период;

результатов контрольных измерений потокораспределения, нагрузок и уровней напряжения в электрических сетях энергосистем, ОЭС и ЕЭС СССР, которые должны проводиться 2 раза в год в рабочие дни июня и декабря;

данных о вводе новых генерирующих мощностей, теплоисточников и сетевых объектов;

данных об изменении нагрузок с учетом заявок потребителей;

данных о предельно допустимых нагрузках оборудования и линий электропередачи;

данных гидравлического расчета тепловых сетей.

6.2.3. Долгосрочное планирование режима ЕЭС СССР, ОЭС, энергосистемы и энергопредприятия должно осуществляться для характерных периодов года (годовой максимум нагрузок, летнее время, период паводка, отопительный период и т.п.).

Долгосрочное планирование должно предусматривать:

составление годовых, квартальных, месячных балансов энергии и баланса мощности на часы максимума нагрузок;

составление сезонных балансов располагаемой мощности теплоисточников и присоединений тепловой нагрузки;

определение и выдачу значений максимума электрической нагрузки и потребления электрической энергии и тепла, располагаемой мощности электростанций и теплоисточников с учетом заданного коэффициента эффективности использования установленной мощности и наличия энергоресурсов по месяцам года;

разработку планов использования гидроресурсов гидроэлектростанций;

составление годовых и месячных планов ремонта основного оборудования электростанций, тепловых сетей и котельных, подстанций и линий электропередачи, устройств релейной защиты и автоматики;

разработку схем соединений электростанций, электрических и тепловых сетей для нормального и ремонтных режимов;

расчеты нормальных, ремонтных и послеаварийных режимов с учетом ввода новых генерирующих мощностей и сетевых объектов энергосистемы и выбора параметров настройки средств противоаварийной и режимной автоматики;

расчеты и определение максимально и аварийно допустимых значений перетоков мощности с учетом нормативных запасов устойчивости по линиям электропередачи (сечениям) для нормальных и ремонтных схем сети;

расчеты токов короткого замыкания, проверку соответствия схем и режимов электродинамической и термической устойчивости оборудования и отключающей способности выключателей, а также выбор параметров противоаварийной и режимной автоматики;

расчеты технико-экономических характеристик электростанций, теплоисточников, электрических и тепловых сетей для оптимального ведения режима;

уточнение инструкций для оперативного персонала по ведению режима и использованию средств противоаварийной и режимной автоматики;

определение потребности в новых устройствах автоматики.

6.2.4. Краткосрочное планирование режима ЕЭС СССР, ОЭС, энергосистем, электростанций, котельных, тепловых и электрических сетей должно производиться с упреждением от суток до недели.

Краткосрочное планирование должно предусматривать:

прогноз суточной электрической нагрузки ЕЭС СССР, ОЭС и энергосистемы;

прогноз суточной тепловой нагрузки электростанций и котельных, а также расхода теплоносителя в тепловых сетях;

оптимальное распределение нагрузки между ОЭС, энергосистемами, электростанциями и отдельными энергоустановками, задание суточных графиков межсистемных перетоков и суточных графиков нагрузки каждой ОЭС, энергосистемы, электростанции;

решения по заявкам на вывод в ремонт или включение в работу оборудования с учетом мероприятий по ведению режима, изменению параметров настройки противоаварийной и режимной автоматики.

6.2.5. Суточные графики активной нагрузки и резерва мощности ЕЭС СССР, ОЭС, энергосистем и электростанций, а также графики межсистемных перетоков должны быть выданы соответствующему диспетчеру после утверждения главным диспетчером ЦДУ ЕЭС СССР, ОДУ, начальником ЦДС.

Графики работы отдельных энергоустановок должны быть утверждены главным инженером (старшим начальником смены) электростанции.

Графики нагрузки гидроэлектростанций должны учитывать потребности смежных отраслей народного хозяйства (судоходства, орошения, рыбного хозяйства, водоснабжения и т.п.) в соответствии с действующими межведомственными документами.

График тепловой нагрузки для каждой ТЭЦ и других теплоисточников должен быть составлен диспетчерской службой теплосети и утвержден главным диспетчером (начальником диспетчерской службы) Теплосети.

6.2.6. Графики капитальных, средних и текущих ремонтов основного оборудования и сооружений (дымовых труб, градирен и др.) электростанций на предстоящий год должны быть составлены на основании нормативов и заданных значений ремонтной мощности по месяцам года, согласованы с ОДУ или ЦДУ ЕЭС СССР и утверждены в установленном порядке.

Изменение годовых графиков капитальных и средних ремонтов допускается в исключительных случаях по согласованию с ЦДУ ЕЭС СССР, ОДУ с утверждением изменений в установленном порядке.

6.2.7. Годовые графики ремонта линий электропередачи и оборудования подстанций, устройств системной автоматики и связи, оборудования тепловых сетей и теплоисточников должны быть утверждены главным диспетчером ЦДУ ЕЭС СССР, ОДУ, главным инженером энергообъединения или энергопредприятия в зависимости от уровня оперативного подчинения.

Графики ремонта тепловых сетей, отключение которых приводит к ограничению горячего водоснабжения в межотопительный период, должны быть согласованы с местными органами управления.

6.2.8. ЦДУ ЕЭС СССР должно ежегодно задавать ОДУ, а ОДУ — энергосистемам объем и диапазоны уставок устройств автоматической частотной разгрузки (АЧР) и частотного АПВ (ЧАПВ).

Диспетчерские службы энергообъединений с учетом указаний ОДУ, а изолированно работающих — самостоятельно должны определять:

объем, уставки и размещение устройств АЧР с учетом местных балансов мощности, а также объем и уставки устройств ЧАПВ;

уставки автоматического пуска агрегатов гидравлических и гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС) и газотурбинных установок при снижении частоты; автоматического перевода гидроагрегатов, работающих в режиме синхронного компенсатора, в генераторный режим, а также перевода агрегатов ГАЭС из насосного режима в турбинный.

Перечень потребителей, подключенных к устройствам АЧР, должен быть утвержден главным инженером энергообъединения.

6.2.9. Объем нагрузок, подключаемых к специальной автоматике отключения нагрузки (САОН), и ее использование по условиям аварийных режимов ЕЭС СССР, ОЭС, энергосистемы должны определяться ЦДУ ЕЭС СССР, ОДУ, энергообъединением.

Условия подключения потребителей к САОН должны быть установлены органами Энергонадзора энергосистемы.

Решения о вводе САОН в работу должны приниматься ЦДУ ЕЭС СССР, ОДУ, энергообъединением по согласованию с соответствующими органами Государственной инспекции по эксплуатации электростанций и сетей.

6.2.10. Значение нагрузки, фактически подключенной к отдельным очередям устройств АЧР и к САОН, должно измеряться 2 раза в год (в июне и декабре) каждый час одних рабочих суток.

6.2.11. В каждой энергосистеме на основе заданий ЦДУ ЕЭС СССР, ОДУ должны ежегодно разрабатываться и утверждаться графики ограничения потребителей и отключения нагрузки при недостатке электроэнергии и мощности.

6.3. УПРАВЛЕНИЕ РЕЖИМОМ РАБОТЫ

6.3.1. Управление режимом работы энергоустановок должно быть организовано на основании суточных графиков.

Электростанции и теплоисточники обязаны в нормальных условиях выполнять заданный график нагрузки и включенного резерва.

О вынужденных отклонениях от графика оперативный персонал электростанции и теплоисточника должен немедленно сообщать дежурному диспетчеру энергосистемы и диспетчеру теплосети.

Диспетчер энергосистемы имеет право по условиям ее режима изменить график нагрузки электростанции, а также кратковременно (не более чем на 3 ч) график теплосети. При этом должен быть выполнен суммарный график нагрузки энергосистемы и межсистемных перетоков мощности, заданный ОДУ (ЦДУ ЕЭС СССР); отклонения от него могут быть допущены только по распоряжению диспетчера ОДУ (ЦДУ ЕЭС СССР).

Изменение графика перетока мощности между объединенными энергосистемами и состава оборудования, приводящего к этому изменению, должно производиться по распоряжению диспетчера ЦДУ ЕЭС СССР.

Электростанции обязаны по распоряжению диспетчера энергосистемы немедленно повышать нагрузку до полной рабочей мощности или снижать ее до технического минимума со скоростью, определяемой соответствующими инструкциями.

При необходимости дежурный диспетчер энергосистемы, ОДУ, ЦДУ ЕЭС СССР должен дать распоряжение о включении агрегатов из резерва или выводе их в резерв.

Ограничение рабочей мощности электростанций или отклонение минимально допустимых нагрузок агрегатов от установленных норм должно быть оформлено оперативной заявкой.

6.3.2 Регулированием частоты и мощности в энергосистемах должны быть обеспечены:

поддержание частоты электрического тока в соответствии с требованиями ГОСТ 13109-87 «Требования к качеству электрической энергии в электрических сетях общего назначения»;

ограничение перетоков мощности по условиям устойчивости работы энергосистемы, нагрева проводов линий электропередачи, перегрузки оборудования.

6.3.3. Регулирование частоты и мощности в ЕЭС СССР или в отдельно работающих ОЭС (энергосистемах) должно осуществляться электростанциями, подключенными к системе автоматического регулирования частоты и мощности (АРЧМ).

6.3.4. При невозможности автоматического регулирования частоты и перетоков мощности (отсутствие или неисправность системы АРЧМ, ограничения по режиму) регулирование должно осуществляться энергосистемами или электростанциями по распоряжению диспетчера ЦДУ ЕЭС СССР (для раздельно работающих ОЭС или энергосистем — по распоряжению диспетчера ОДУ или энергосистемы).

6.3.5. При изменениях частоты в энергосистеме все гидроагрегаты должны принимать участие в автоматическом регулировании нагрузки, а энергоблоки и турбоагрегаты тепловых электростанций обеспечивать ее изменение в пределах разрешенного диапазона.

Использование систем автоматического управления и режимов работы, препятствующих изменению нагрузки при изменениях частоты (ограничители мощности и регуляторы давления «до себя» на турбинах, режим скользящего давления при полностью открытых клапанах турбин, регуляторы мощности без частотной коррекции, отключение устройств автоматического регулирования производительности котельных установок и т.п.), допускается только временно при неисправности основного оборудования с разрешения главного инженера энергообъединения.

После изменения нагрузки, вызванного изменением частоты, персонал электростанций вправе воздействовать на нагрузку только в следующих случаях:

после восстановления частоты 50 Гц;

с разрешения диспетчера энергосистемы;

в случае выхода нагрузки за допустимые при данном состоянии оборудования пределы.

6.3.6. При снижении частоты ниже установленных пределов диспетчер ЕЭС СССР или изолированно работающей ОЭС (энергосистемы) должен ввести в действие имеющиеся резервы мощности.

В случае, если частота продолжает снижаться, а все имеющиеся резервы мощности использованы, диспетчер должен обеспечить восстановление нормальной частоты путем ограничения или отключения потребителей согласно инструкции.

6.3.7. При значениях перетоков мощности по межсистемным связям выше аварийно допустимых диспетчер ОЭС (энергосистемы), принимающей мощность, после мобилизации резервов мощности должен разгружать связи путем отключения потребителей.

6.3.8. При аварийных отклонениях частоты персонал электростанций должен самостоятельно принимать меры к ее восстановлению, действуя по местной инструкции, составленной в соответствии с указаниями персонала вышестоящего уровня оперативного управления.

6.3.9. Ответственность за поддержание частоты в ЕЭС СССР несет диспетчер ЦДУ ЕЭС СССР, а в изолированно работающих ОЭС и энергосистемах — диспетчеры ОДУ или энергосистем. При этом диспетчеры ОЭС, работающих в составе ЕЭС СССР, и энергосистем, работающих в составе ОЭС, отвечают за выполнение заданий по рабочей мощности электростанций, несение ими заданной нагрузки и непревышение потребителями заданного предельного потребления в часы максимума нагрузок, а начальники смен электростанций — за выполнение заданий по рабочей мощности и несение ими заданной нагрузки.

Руководители энергообъединений, служб энергонадзора, диспетчерских служб энергообъединений и предприятий электросетей несут ответственность за своевременную разгрузку потребителей и эффективность действия графиков их ограничения и отключения.

6.3.10 Регулированием напряжения в электрических сетях должны быть обеспечены:

соответствие значений показателей качества требованиям ГОСТ 13109-87;

соответствие уровня напряжения значениям, допустимым для оборудования электрических станций и сетей;

необходимый запас устойчивости энергосистем;

минимум потерь электроэнергии в электрических сетях энергосистем.

6.3.11. На трансформаторах и автотрансформаторах, оборудованных устройствами РПН, питающих распределительные сети 6 — 35 кВ, должны быть включены автоматические регуляторы напряжения.

Отключение автоматических регуляторов допускается только по заявке. На трансформаторах в распределительной сети 6 — 35 кВ должны включаться ответвления переключателей без возбуждения (ПБВ), обеспечивающие с учетом регулирования напряжения трансформаторами с РПН соответствие напряжения на выводах приемников в сетях 0,4 кВ требованиям ГОСТ 13109-87.

Настройка регуляторов напряжения и положения ответвлений ПБВ трансформаторов должны корректироваться в соответствии с изменениями сети и нагрузки.

Параметры настройки автоматических регуляторов и положения ответвлений ПБВ трансформаторов должны быть утверждены начальником диспетчерской службы энергопредприятия.

6.3.12. Регулирование напряжения в сети 110 кВ и выше должно осуществляться в контрольных пунктах в соответствии с утвержденными на каждый квартал графиками напряжения в функции времени или характеристиками зависимости напряжения от параметров режима с учетом состава включенного оборудования.

Характеристики регулирования и графики напряжения в контрольных пунктах должны быть определены службами энергообъединений, ОДУ, ЦДУ на предстоящий квартал и корректироваться, если необходимо, при краткосрочном планировании режима.

Контрольные пункты должны быть установлены соответствующими диспетчерскими управлениями в зависимости от степени влияния уровня напряжения в этом пункте на устойчивость и потери электроэнергии в энергосистеме, ОЭС, ЕЭС СССР.

Регулирование напряжения должно осуществляться преимущественно средствами автоматики и телемеханики, а при их отсутствии — оперативным персоналом энергопредприятий под контролем диспетчера предприятия электрических сетей, энергосистемы, ОДУ, ЦДУ ЕЭС СССР.

6.3.13. Перечень пунктов, напряжение которых контролируется диспетчером ЦДУ ЕЭС СССР или ОДУ, а также графики напряжения и характеристики регулирования в этих пунктах должны быть утверждены главным диспетчером ЦДУ ЕЭС СССР или ОДУ. Перечень пунктов, напряжение которых должно контролироваться диспетчером энергосистемы, предприятия электрических сетей, а также графики напряжения и характеристики регулирования в них должны быть утверждены главным инженером энергообъединения, энергопредприятия.

6.3.14. Порядок использования источников реактивной мощности потребителей должен быть задан при заключении договоров между энергоснабжающей организацией и потребителем.

6.3.15. Для контролируемых диспетчером энергосистемы узловых пунктов и подстанций с синхронными компенсаторами должны быть установлены аварийные пределы снижения напряжения, определяемые условиями статической устойчивости энергосистемы и узлов нагрузки.

Если напряжение в этих пунктах снижается до указанного аварийного предела, оперативный персонал электростанций и подстанций с синхронными компенсаторами должен самостоятельно поддерживать напряжение путем использования перегрузочной способности генераторов и компенсаторов, а диспетчеры энергосистемы, ОДУ, ЦДУ ЕЭС СССР должны оказывать энергопредприятиям помощь путем перераспределения реактивной и активной мощности между ними. При этом разрешается поднимать напряжение в отдельных контрольных точках не выше значений, предельно допустимых для оборудования.

В узлах энергосистемы, ОЭС, ЕЭС СССР, где возможно снижение напряжения ниже аварийно допустимого предела при изменении режима работы или схем сети, должна быть установлена автоматика отключения нагрузки в объеме, необходимом для предотвращения нарушения ее устойчивости в узле.

6.3.16. Регулирование параметров тепловых сетей должно обеспечивать поддержание заданного давления и температуры теплоносителя в контрольных точках (пунктах).

6.3.17 Регулирование в тепловой сети должно осуществляться автоматически или вручную путем воздействия:

на работу энергоустановок источников и потребителей тепла;

на гидравлический режим тепловых сетей, в том числе изменением перетоков и режимов работы насосных станций и теплоприемников;

на режим подпитки путем поддержания постоянной готовности водоподготовительных установок теплоисточников к покрытию изменяющихся расходов подпиточной воды.

6.4. УПРАВЛЕНИЕ ОБОРУДОВАНИЕМ

6.4.1. Оборудование энергоустановок, принятых в эксплуатацию, должно находиться в одном из четырех оперативных состояний: работе, резерве, ремонте или консервации.

6.4.2. Вывод энергооборудования, устройств релейной защиты и автоматики, а также оперативно-информационных комплексов и средств диспетчерского и технологического управления из работы и резерва в ремонт и для испытания, даже по утвержденному плану, должен быть оформлен оперативной заявкой, подаваемой согласно перечням на их оперативное управление и оперативное ведение в соответствующую диспетчерскую службу.

Сроки подачи заявок и сообщений об их разрешении должны быть установлены соответствующей диспетчерской службой.

Заявки должны быть утверждены главным инженером электростанции или предприятия сетей.

6.4.3. Испытания, в результате которых может существенно измениться режим энергосистемы, ОЭС, ЕЭС СССР, должны быть проведены по рабочей программе, утвержденной главным инженером энергообъединения и согласованной главным диспетчером ОДУ, ЦДУ ЕЭС СССР (по оперативной подчиненности).

Рабочие программы других испытаний оборудования энергопредприятий, в том числе тепловых сетей, должны быть утверждены главными инженерами этих предприятий.

Рабочая программа испытаний должна быть представлена на утверждение не позднее чем за 7 дней до их начала.

6.4.4. Срочные заявки на неплановые и неотложные ремонты разрешается подавать в любое время суток непосредственно дежурному диспетчеру, в управлении или ведении которого находится отключаемое оборудование.

Дежурный диспетчер имеет право разрешить ремонт лишь на срок в пределах своего дежурства. Разрешение на более длительный срок должно быть дано соответственно главным диспетчером (начальником диспетчерской службы) энергопредприятия, энергосистемы, ОДУ, ЦДУ ЕЭС СССР.

6.4.5. В случае, если оборудование требуется отключить немедленно, заявка не оформляется. Отключение должно быть произведено оперативным персоналом энергопредприятия, где установлено отключаемое оборудование, в соответствии с требованиями производственных инструкций с предварительным, если это возможно, или последующим уведомлением вышестоящего оперативного персонала. В этом случае технический руководитель подразделения, в котором произведено отключение, должен направить в вышестоящий орган диспетчерского управления оперативное извещение о причинах отключения и предполагаемой продолжительности ремонта поврежденного узла.

При необходимости производства планового ремонта на выведенном из работы оборудовании должна быть оформлена соответствующая оперативная заявка.

6.4.6. Разрешение на вывод или перевод в капитальный, средний или текущий ремонт основного оборудования электростанций и сетей, находящегося в ведении или управлении энергопредприятия, энергосистемы, ОЭС, ЕЭС, должно быть дано в установленном порядке по заявке диспетчерской службой энергопредприятия, энергообъединения, ОДУ, ЦДУ, ЕЭС СССР.

6.4.7. Время операций, связанных с выводом в ремонт и вводом в работу оборудования и линий электропередачи, а также растопки котла и пуска турбины, должно быть включено в срок ремонта, разрешенный по заявке.

Если по какой-либо причине оборудование не было отключено в намеченный срок, длительность ремонта должна быть сокращена, а дата включения оставаться прежней. Продлить срок ремонта может только диспетчерская служба энергопредприятия, энергообъединения, ОДУ, ЦДУ ЕЭС СССР.

6.4.8. Несмотря на разрешенную заявку, вывод оборудования из работы и резерва или испытания могут быть выполнены лишь с разрешения соответственно начальника смены электростанции (дежурного инженера), дежурного диспетчера предприятия сетей, энергосистемы, ОЭС, ЕЭС СССР непосредственно перед выводом из работы и резерва оборудования или перед проведением испытаний.

6.4.9. Персонал электростанции или предприятия электрических сетей не имеет права без разрешения начальника смены электростанции, диспетчера предприятия электрических сетей, энергосистемы, ОЭС (ЕЭС СССР) осуществлять отключения, включения, испытания и изменения уставок системной автоматики, а также средств диспетчерского и технологического управления, находящихся в ведении или управлении соответствующего диспетчера (начальника смены электростанции).

Проверка (испытания) устройств релейной защиты и автоматики, аппаратура которых расположена на двух и более объектах, должна выполняться одновременно на всех объектах.

6.4.10. Начальник смены электростанции (дежурный инженер), диспетчер предприятия электрических сетей, энергосистемы, ОДУ, ЦДУ ЕЭС СССР при изменениях схем электрических соединений должен проверить и привести в соответствие новому состоянию этих схем настройку защит, системы противоаварийной и режимной автоматики.

6.4.11. Оборудование считается введенным в работу из ремонта после уведомления эксплуатирующей организацией о завершении ремонтных работ, включения его в сеть и закрытия оперативной заявки.

6.5. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ И ЛИКВИДАЦИЯ АВАРИЙ

6.5.1 Основными задачами оперативно-диспетчерского управления при ликвидации аварийных нарушений являются:

предотвращение развития нарушений, исключение поражения персонала и повреждения оборудования, не затронутого аварией;

срочное восстановление энергоснабжения потребителей и нормальных параметров энергии;

создание наиболее надежной послеаварийной схемы системы в целом и отдельных ее частей;

выяснение состояния отключившегося и отключенного оборудования и при возможности включение его в работу.

6.5.2. Для предотвращения нарушения устойчивости работы энергосистемы должны применяться системная автоматика отключения нагрузки в энергосистемах, принимающих мощность, и автоматическая разгрузка электростанций в энергосистемах, выдающих мощность. В случае отказа автоматических устройств персонал должен быть готов к действиям вручную.

6.5.3. На каждом диспетчерском пункте, щите управления энергопредприятия и объекте с круглосуточным дежурством персонала должны быть местная инструкция по предотвращению и ликвидации аварий, которая составляется в соответствии с типовой инструкцией вышестоящего органа оперативно-диспетчерского управления, и планы ликвидации аварий в тепловых сетях и газовом хозяйстве электростанций и котельных.

Планы ликвидации аварий в тепловых сетях городов и крупных населенных пунктов должны быть согласованы с местными органами власти.

Между аварийно-диспетчерскими службами городов и энергопредприятиями должны быть согласованы документы, определяющие их взаимодействие при ликвидации аварий на энергообъектах.

6.5.4. Распределение функций по ликвидации аварийных нарушений между диспетчерами ЦДУ ЕЭС СССР, ОДУ, энергосистем, предприятий сетей и оперативным персоналом электростанций должно быть регламентировано соответствующими инструкциями.

Для ускорения ликвидации аварий местному оперативному персоналу должна быть предоставлена максимальная самостоятельность.

6.5.5. Ликвидацией аварии в зависимости от района ее распространения должен руководить диспетчер ЦДУ ЕЭС СССР, ОДУ, энергосистемы, диспетчера электрической или тепловой сети.

6.5.6. Ликвидацией аварии на электростанции должен руководить начальник смены (дежурный инженер); на гидроэлектростанциях и подстанциях без постоянного дежурства персонала аварию должен ликвидировать местный персонал или оперативно-выездная бригада.

6.5.7 Приемка и сдача смены во время ликвидации аварии запрещается.

Пришедший на смену оперативный персонал используется по усмотрению лица, руководящего ликвидацией аварии. При ликвидации аварии в зависимости от ее характера в порядке исключения допускается передача смены с разрешения вышестоящего оперативного персонала.

Приемка и сдача смены во время переключений, пуска и останова оборудования допускается только с разрешения вышестоящего оперативного дежурного и административно-технического персонала.

6.5.8. Распределение обязанностей между оперативным персоналом при ликвидации аварии, переключениях, пуске и останове оборудования должно быть регламентировано местными инструкциями.

6.5.9. Оперативный персонал даже в присутствии лиц из административно-технического персонала несет личную ответственность за правильность действий при ликвидации аварий, единолично принимая решения и осуществляя мероприятия по восстановлению нормального режима.

6.5.10. В случае необходимости вышестоящее лицо из оперативного или административно-технического персонала имеет право поручить руководство ликвидацией аварии другому лицу или взять руководство на себя, сделав запись в оперативном журнале.

6.5.11. Диспетчерские переговоры на всех уровнях управления и оперативные переговоры начальников смены электростанций и дежурных крупных подстанций должны автоматически фиксироваться на магнитной ленте.

6.6. ТРЕБОВАНИЯ К ОПЕРАТИВНЫМ СХЕМАМ

6.6.1. Схемы электрических соединений ЕЭС СССР, ОЭС, энергосистем, электростанций и подстанций, настройка средств релейной защиты и автоматики для нормальных и ремонтных режимов должны обеспечивать:

надежное электроснабжение потребителей;

устойчивую работу энергосистем, ОЭС и ЕЭС СССР;

соответствие токов короткого замыкания значениям, допустимым для оборудования;

экономичное распределение потоков активной и реактивной мощности;

соответствие качества электроэнергии, отпускаемой потребителям, требованиям государственного стандарта;

локализацию аварий с минимальными потерями генерирующей мощности и отключение потребителей минимальной мощности.

6.6.2. Схемы собственных нужд (СН) переменного и постоянного тока электростанций и подстанций должны выбираться с учетом обеспечения их надежности в нормальных, ремонтных и аварийных режимах путем:

секционирования шин;

автоматического ввода резервного питания любой секции шин СН всех напряжений при исчезновении на ней напряжения;

обеспечения самозапуска всех ответственных электродвигателей, кратковременно оставшихся без питания, от резервного источника питания (при действии устройств АВР основных шин СН);

распределения источников питания СН по системам и секциям шин с учетом действия устройств АВР и сохранения в работе механизмов СН при исчезновении напряжения на секции. Источники рабочего и резервного питания должны быть присоединены к разным секциям распределительного устройства;

распределения механизмов СН по секциям из условия минимального нарушения работы электростанции или подстанции в случае выхода из строя любой секции;

обеспечения надежного питания механизмов СН при несинхронной работе шин (частей) электростанции (секционирование шин высокого напряжения, выделение энергоблоков на отдельную линию, выполнение схем деления энергосистемы);

обеспечения полного или частичного отделения питания механизмов СН электростанции от энергосистемы с наименьшей потерей рабочей мощности при понижении, частоты и напряжения до значений, угрожающих их бесперебойной работе.

6.6.3. Присоединение посторонних потребителей (поселков и пр.) к шинам распределительных устройств СН электростанций, за исключением электростанций, на которых генераторы соединены в блоки с трансформаторами, при отсутствии в данной местности распределительных сетей запрещается.

6.6.4. Нормальные и ремонтные схемы соединений электрической сети, подстанции и электростанции ежегодно должен утверждать главный инженер энергопредприятия, а схемы энергосистемы — главный инженер энергообъединения.

Указанные схемы должны согласовываться с органом диспетчерского управления, в чьем оперативном ведении или оперативном управлении находится входящее в них оборудование.

6.6.5 Схемы трубопроводов электростанций должны обеспечивать:

надежное резервирование СН основного оборудования;

минимальные гидравлические потери;

отключение аварийных участков преимущественно посредством приводов с дистанционным управлением;

локализацию аварий с минимальными потерями генерирующей мощности и отключение потребителей минимальной мощности.

6.6.6. Схемы сетевых станционных трубопроводов должны обеспечивать возможность локализации отдельных участков и предотвращение затопления помещений и оборудования электростанций в случае повреждения трубопроводов.

6.6.7. Схемы трубопроводов тепловых сетей должны обеспечивать надежное теплоснабжение потребителей, поддержание заданных параметров в тепловой сети, экономное расходование электроэнергии на транспортировку сетевой воды, локализацию и ликвидацию аварий с минимальным отключением потребителей.

6.7. ОПЕРАТИВНЫЙ ПЕРСОНАЛ

6.7.1 К оперативному персоналу энергообъединений и энергопредприятий относятся:

дежурный персонал, обслуживающий производственные участки в соответствии с утвержденным графиком дежурств;

оперативно-ремонтный персонал — ремонтный персонал с правом эксплуатационного обслуживания и выполнения оперативных переключений на производственных участках;

руководящий оперативный персонал в смене: начальник смены, дежурный диспетчер, дежурный инженер энергопредприятия, района электрической и тепловой сети, подстанции;

дежурный диспетчер ЦДУ ЕЭС СССР, ОДУ, энергосистемы.

6.7.2. Оперативный персонал должен вести безопасный, надежный и экономичный режим работы оборудования энергообъекта, энергосистемы, энергообъединения в соответствии с производственными и должностными инструкциями и оперативными распоряжениями вышестоящего оперативного персонала.

6.7.3. Оперативный персонал во время дежурства несет ответственность за правильное обслуживание и безаварийную работу оборудования, а также за чистоту и порядок в закрепленной за ним зоне обслуживания.

6.7.4. При нарушениях режима работы, повреждениях оборудования, возникновении пожара, обнаружении дефектов, угрожающих повреждением оборудования, оперативный персонал должен немедленно принять меры к восстановлению нормального режима работы или ликвидации аварийного положения и предотвращению развития аварии, а также сообщить о происшедшем вышестоящему оперативному лицу и лицам из руководящего административно-технического персонала в соответствии с утвержденным списком.

6.7.5. Распоряжение вышестоящего оперативного персонала по вопросам, входящим в его компетенцию, обязательно к исполнению подчиненным оперативным персоналом.

6.7.6. Оборудование, находящееся в оперативном управлении или оперативном ведении вышестоящего оперативного персонала, не может быть включено в работу или выведено из работы без его разрешения, за исключением случаев явной опасности для людей и оборудования.

6.7.7. Оперативное распоряжение вышестоящего оперативного персонала должно быть четким, кратким.

Выслушав распоряжение, подчиненный оперативный персонал должен дословно повторить текст распоряжения и получить подтверждение, что распоряжение понято правильно.

Оперативный персонал, отдав или получив распоряжение или разрешение, должен записать его в оперативный журнал. Распоряжения вышестоящего оперативного персонала должны выполняться незамедлительно и точно.

6.7.8. При оперативных переговорах отступление от установленных диспетчерских обозначений оборудования, присоединений и устройств РЗА и ПА запрещается.

6.7.9. В распоряжениях диспетчера по изменению режима работы оборудования, энергосистемы, энергообъединения должны быть указаны значение изменяемого параметра и время, к которому оно должно быть достигнуто.

6.7.10. Распоряжения руководителей энергообъединения, энергопредприятия и их подразделений соответствующему оперативному персоналу по вопросам, входящим в компетенцию вышестоящего оперативного персонала, должны выполняться лишь по согласованию с последним.

6.7.11. Ответственность за необоснованную задержку выполнения распоряжения вышестоящего оперативного персонала должны нести лица, не выполнившие распоряжение, а также руководители, санкционировавшие это невыполнение или задержку.

6.7.12. В случае, если распоряжение вышестоящего оперативного персонала представляется подчиненному оперативному персоналу неверным, он должен немедленно доложить об этом лицу, давшему распоряжение. При подтверждении распоряжения дежурный должен его выполнить.

Распоряжения вышестоящего оперативного персонала, которые могут угрожать жизни людей, сохранности оборудования или привести к потере питания собственных нужд электростанции, подстанции или обесточению особо ответственных потребителей, выполнять запрещается. О невыполнении распоряжения должно быть сообщено вышестоящему персоналу.

6.7.13. Лица из оперативного персонала, не находящиеся на дежурстве, могут быть привлечены к выполнению работ по обслуживанию энергоустановки только с разрешения соответствующего руководящего лица из дежурного персонала.

6.7.14. Замена одного дежурного другим в случае необходимости допускается с разрешения лица, утвердившего график дежурств.

Дежурство в течение двух смен подряд запрещается.

6.7.15. Каждый дежурный, приступая к работе, должен принять смену от предыдущего дежурного, а после окончания работы сдать смену следующему по графику дежурному.

Уход с дежурства без сдачи смены запрещается.

6.7.16 При приемке смены дежурный должен:

ознакомиться с состоянием, схемой и режимом работы энергоустановок, находящихся в его оперативном управлении или ведении, в объеме, определяемом соответствующими инструкциями;

получить сведения от сдающего смену об оборудовании, за которым необходимо вести особо тщательное наблюдение для предупреждения нарушений в работе, и об оборудовании, находящемся в резерве и ремонте;

выяснить, какие работы выполняются по нарядам и распоряжениям на закрепленном за ним участке;

проверить и принять инструмент, материалы, ключи от помещений, оперативную документацию и документацию рабочего места;

ознакомиться со всеми записями и распоряжениями за время, прошедшее со своего предыдущего дежурства;

принять рапорт от подчиненного персонала и доложить непосредственному начальнику по смене о вступлении в дежурство и недостатках, выявленных при приемке смены;

оформить приемку-сдачу смены записью в журнале или ведомости за своей подписью и подписью сдающего смену.

6.7.17. Оперативный персонал должен периодически в соответствии с местной инструкцией опробовать действие технологической, пожарной, предупредительной и аварийной сигнализации, средств связи, а также проверять правильность показаний часов на рабочем месте и т.д.

6.7.18. Оперативный персонал должен по утвержденным графикам осуществлять переход с рабочего на резервное оборудование, производить опробование и профилактические осмотры оборудования.

6.7.19. Руководящий дежурный и административно-технический персонал имеет право отстранять от дежурства подчиненный ему оперативный персонал, не выполняющий свои обязанности.

6.7.20. Оперативный персонал во время смены по разрешению вышестоящего оперативного персонала может кратковременно привлекаться к ремонтным работам и испытаниям с освобождением на это время от дежурства. При этом должны быть соблюдены требования ПТБ.

6.8. ПЕРЕКЛЮЧЕНИЯ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ УСТАНОВКАХ

6.8.1. Все изменения в схемах электрических соединений электроустановок и в цепях устройств релейной защиты и автоматики (РЗА), выполненные при производстве переключений, а также места установки заземлений должны быть отражены на оперативной схеме или мнемосхеме (схеме-макете) по окончании переключений.

6.8.2. Сложные переключения, а также переключения на электроустановках с неисправными блокировочными устройствами должны выполняться по программам, бланкам, картам.

К сложным относятся переключения, требующие строгой последовательности операций с коммутационными аппаратами, заземляющими разъединителями и устройствами релейной защиты, противоаварийной и режимной автоматики, в схемах генераторов, синхронных компенсаторов, блоков генератор — трансформатор, трансформаторов (автотрансформаторов), трансформаторов напряжения, линий электропередачи, систем и секций шин, а также переводы присоединений с одной системы (секции) шин на другую, замена выключателей обходными или шиносоединительными; переключения в схемах, имеющих более одного выключателя на присоединение.

Перечни сложных переключений, утверждаемые техническими руководителями соответствующих энергообъединений и энергопредприятий, должны храниться на диспетчерских пунктах энергообъединений и энергопредприятий, центральных (главных) щитах управления электрических станций и подстанций.

6.8.3. Для повторяющихся сложных переключений должны быть использованы типовые программы, бланки, карты переключений.

При ликвидации аварий или для их предотвращения разрешается проводить переключения без бланков переключений с последующей записью в оперативном журнале.

6.8.4. В программах и бланках переключений, которые являются оперативными документами, должны быть установлены порядок и последовательность операций при проведении переключений в схемах электрических соединений электроустановок и цепях релейной защиты и автоматики.

Бланки переключений могут быть в форме карт, составленных в виде таблиц с применением символов и сокращенных записей.

Бланки переключений (типовые бланки) должен использовать оперативный персонал, непосредственно выполняющий переключения.

Программы переключений (типовые программы) должен применять руководящий оперативный персонал при производстве переключений в электроустановках разных уровней управления и разных энергообъектов.

Степень детализации программ должна соответствовать уровню диспетчерского управления.

Лицам, непосредственно выполняющим переключения, разрешается применять программы переключений уровня диспетчера и оперативного персонала электроустановки, дополненные бланками переключений.

Типовые программы и бланки переключений должны быть скорректированы при изменениях в главной схеме электрических соединений электроустановок, связанных с вводом нового оборудования, заменой или частичным демонтажем устаревшего оборудования, реконструкцией распределительных устройств, а также при включении новых или изменениях в установленных устройствах РЗА.

6.8.5. При планируемых изменениях схемы и режимов работы ЕЭС СССР, ОЭС, энергосистемы и изменениях в устройствах РЗА производственными службами ОДУ и энергообъединения, в управлении которых находится оборудование и устройства РЗА, должны быть заранее разработаны необходимые изменения и дополнения типовых программ и бланков переключений на соответствующих уровнях оперативного управления.

6.8.6. Все переключения на электростанциях и подстанциях должны выполняться в соответствии с местными инструкциями по производству переключений.

6.8.7. Переключения на электрооборудовании и в устройствах РЗА, находящихся в оперативном управлении вышестоящего оперативного персонала, должны проводиться по распоряжению, а находящихся в его ведении — с его разрешения.

Переключения без распоряжения и разрешения вышестоящего оперативного персонала, но с последующим его уведомлением разрешается выполнять в случаях, не терпящих отлагательства (несчастный случай, стихийное бедствие, пожар, авария).

При пожаре и ликвидации аварии оперативный персонал должен действовать в соответствии с местными инструкциями.

6.8.8. В распоряжении о переключениях должна быть указана последовательность операций в схеме электроустановки и цепях РЗА с необходимой степенью детализации, определяемой вышестоящим оперативным персоналом.

Исполнителю переключений должно быть одновременно выдано не более одного задания на проведение оперативных переключений, содержащего операции одного целевого назначения.

При выполнении переключений оперативно-выездной бригадой и отсутствии связи число заданий, одновременно выдаваемых исполнителям переключений, должно быть определено лицом, отдающим распоряжение.

6.8.9. Сложные переключения должны выполнять, как правило, два лица, из которых одно является контролирующим.

Контролирующим лицом может быть работник из административно-технического персонала, знающий схему данной электроустановки, правила производства переключений и допущенный к выполнению переключений распоряжением по предприятию.

При выполнении переключений двумя лицами контролирующим, как правило, должен быть старший по должности. Ответственность за правильность переключений возлагается на оба лица, производящих переключения.

При сложных переключениях допускается привлекать для операций в цепях РЗА третьего человека из персонала служб РЗА. Этот работник, предварительно ознакомленный с бланком переключения и подписавший его, должен выполнять каждую операцию по распоряжению лица, проводящего переключения.

Все остальные переключения, за исключением сложных, могут быть выполнены единолично независимо от состава смены.

6.8.10. При исчезновении напряжения на электроустановке оперативный персонал должен быть готов к его подаче без предупреждения.

6.8.11. Отключение и включение под напряжение и в работу присоединения, имеющего в своей цепи выключатель, должны производиться выключателем.

Разрешается отключение и включение отделителями, разъединителями, разъемными контактами соединений КРУ (КРУН):

нейтралей силовых трансформаторов 110 — 220 кВ; заземляющих дугогасящих реакторов 6 — 35 кВ при отсутствии в сети замыкания на землю;

намагничивающего тока силовых трансформаторов 6 — 500 кВ;

зарядного тока и тока замыкания на землю воздушных и кабельных линий электропередачи;

зарядного тока систем шин, а также зарядного тока присоединений с соблюдением требований нормативно-технических документов.

В кольцевых сетях 6 — 10 кВ разрешается отключение разъединителями уравнительных токов до 70 А и замыкание сети в кольцо при разности напряжений на разомкнутых контактах разъединителей не более 5%.

Допускается отключение и включение трехполюсными разъединителями наружной установки при напряжении 10 кВ и ниже нагрузочного тока до 15 А.

Допускается дистанционное отключение разъединителями неисправного выключателя 220 кВ и выше, зашунтированного одним выключателем или цепочкой из нескольких выключателей других присоединений системы шин (схема четырехугольника, полуторная и т.п.), если отключение выключателя может привести к его разрушению и обесточению подстанции.

Допустимые значения отключаемых и включаемых разъединителями токов должны быть определены нормативно-техническими документами. Порядок и условия выполнения операций для различных электроустановок должны быть регламентированы местными инструкциями.

6.8.12. Оперативному персоналу, непосредственно выполняющему переключения, самовольно выводить из работы блокировки безопасности запрещается.

Деблокирование разрешается только после проверки на месте отключенного положения выключателя и выяснения причины отказа блокировки по разрешению и под руководством лиц, уполномоченных на это письменным указанием по предприятию.

6.9. ПЕРЕКЛЮЧЕНИЯ В ТЕПЛОВЫХ СХЕМАХ ЭНЕРГОУСТАНОВОК

6.9.1. Все переключения в тепловых схемах должны проводиться в соответствии с местными инструкциями по эксплуатации и отражаться в оперативной документации.

6.9.2. В случаях, не предусмотренных инструкциями, а также при необходимости участия двух и более несоподчиненных исполнителей переключения должны выполняться по программам.

Сложные переключения также должны проводиться по бланкам переключений или программам.

6.9.3 К сложным относятся следующие переключения:

опробование основного и ответственного вспомогательного оборудования;

проверка работоспособности и настройка предохранительных устройств;

вывод оборудования в ремонт и резерв и ввод его в работу;

гидравлические опрессовки оборудования и тепловых сетей;

специальные испытания оборудования;

изменения тепловой схемы электростанции;

проверка и испытания новых нетрадиционных способов эксплуатации оборудования.

6.9.4. На каждом энергопредприятии должен быть разработан перечень сложных переключений, утвержденный главным инженером. Перечень должен корректироваться с учетом ввода, реконструкции или демонтажа оборудования, изменения технологических схем и схем технологических защит и автоматики и т.п. Перечень должен пересматриваться 1 раз в 3 года. Копии перечня должны находиться на рабочем месте старшего оперативного персонала цеха и энергопредприятия.

6.9.5. Главным инженером энергопредприятия должен быть утвержден список лиц из административно-технического персонала, имеющих право контролировать выполнение переключений, проводимых по бланкам или программам. Список должен быть скорректирован при изменении состава персонала. Копии списка должны находиться на рабочем месте старшего оперативного персонала цеха и энергопредприятия.

6.9.6. По бланкам переключений производятся типовые работы, определенные настоящими Правилами.

В бланке переключений должны быть указаны:

объект переключений;

время начала и окончания переключений;

условия, необходимые для проведения переключений;

сведения о персонале, выполняющем переключения;

последовательность производства переключений;

положение запорной и регулирующей арматуры после окончания переключений;

персонал, осуществляющий контроль за ходом выполнения переключений и несущий за них ответственность.

Для часто повторяющихся переключений на энергопредприятиях должны применяться заранее составленные типовые бланки.

6.9.7. По программам должны производиться нетиповые работы, не предусмотренные эксплуатационными инструкциями.

Программы должны быть утверждены главным инженером энергопредприятия, а при выходе действия программы за рамки одного предприятия — главным инженером энергообъединения.

6.9.8 В программах работ, связанных со сложными оперативными переключениями, должны быть указаны:

цель и назначение программы;

условия проведения работ по программе;

мероприятия по подготовке оборудования к проведению работ;

необходимость инструктажа персонала на рабочем месте, расстановка оперативного персонала и наблюдателей;

последовательность производства работ по программе;

положение запорной и регулирующей арматуры на каждом конкретном этапе выполнения работ по программе;

персонал, осуществляющий контроль за проведением работ на каждом этапе и за конкретным оборудованием и несущий за них ответственность;

последовательность действий оперативного персонала в аварийных ситуациях.

6.9.9. Все работы по бланкам и программам переключений должны проводиться под надзором руководителя работ, которым может быть назначен инженерно-технический работник цеха электростанции (котельной) и тепловых сетей, имеющий для этого достаточную квалификацию.

Непосредственное руководство переключениями должен осуществлять производитель работ, который назначается из лиц оперативного персонала (начальник смены цеха, старший машинист цеха, старший аппаратчик химического цеха, мастер участка тепловых сетей).

Сами переключения должен производить специально проинструктированный производителем работ оперативный, оперативно-ремонтный, ремонтный персонал, привлекаемый к производству работ (машинисты, обходчики, слесари, аппаратчики, дежурные по участку).

Список лиц, которые могут быть руководителями и производителями работ по бланкам и программам переключений, должен быть утвержден техническим руководителем и периодически корректироваться при изменении состава лиц, в него входящих.

6.9.10. Бланки и программы переключений должны храниться наравне с другой оперативной документацией.

6.10. АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ ДИСПЕТЧЕРСКОГО УПРАВЛЕНИЯ

6.10.1. Каждый диспетчерский пункт энергосистемы должен быть оснащен автоматизированной системой диспетчерского управления (АСДУ).

6.10.2. Автоматизированные системы диспетчерского управления должны обеспечивать решение задач оперативно-диспетчерского управления энергопроизводством и могут функционировать как самостоятельные системы или подсистемы АСУ энергообъединений, энергосистем и сетевых предприятий.

6.10.3 На базе АСДУ в соответствии с задачами каждого иерархического уровня управления должны выполняться:

долгосрочное и краткосрочное планирование режимов ЕЭС СССР, ОЭС и энергосистем;

оперативное управление нормальными режимами работы энергосистем, электростанций, энергоблоков и подстанций;

контроль нагрузки электростанций и потребляемой мощности энергосистем и сетевых предприятий;

ретроспективный анализ аварийных ситуаций;

автоматический контроль оперативных переключений;

автоматизированное ведение оперативной документации.

Объемы решаемых задач и способы их решения должны быть определены проектами исходя из требований надежности управления и технико-экономических показателей.

6.10.4 В состав комплекса технических средств АСДУ должны входить:

средства диспетчерского и технологического управления (датчики информации, устройства телемеханики и передачи информации, каналы связи);

средства обработки и отображения информации: ЭВМ оперативных информационно-управляющих комплексов и вычислительных комплексов, устройства печати, дисплеи, цифровые и аналоговые приборы и др.;

устройства связи с объектом управления;

устройства стандартного и прикладного математического и информационного обеспечения;

вспомогательные системы (электропитания, кондиционирования воздуха, противопожарные).

6.10.5. Все устройства АСДУ и программного обеспечения должны быть в исправном состоянии и постоянно находиться в работе. Изменения первичных схем сети должны своевременно вноситься в документацию для отображения на диспетчерских щитах и дисплеях.

Вывод в ремонт отдельных элементов АСДУ должен производиться по оперативной заявке с разрешения дежурного диспетчера, в ведении которого они находятся.

6.10.6. Устройства АСДУ должны быть оборудованы системами гарантированного электропитания. Исправность систем электропитания должна периодически проверяться по графику, утвержденному главным диспетчером (начальником диспетчерской службы) организации или предприятия.

6.10.7. Помещения, в которых располагаются элементы АСДУ, должны отвечать требованиям технических условий на оборудование и технические средства, а способ выполнения цепей ввода и вывода информации, защитные заземления и заземления информационных цепей должны обеспечивать помехозащищенность систем.

6.10.8. Устройства АСДУ должны проходить периодические поверки в соответствии с действующими нормативными документами.

6.10.9. Информационно-управляющие комплексы должны обеспечивать хранение ретроспективной информации с необходимой дискретностью о режиме работы управляемого объекта и ее вывод на печатающее устройство по требованию дежурного диспетчера.

6.10.10. На оборудовании АСДУ, коммутационной аппаратуре должны быть надписи, указывающие оперативное назначение и положение.

6.11. СРЕДСТВА ДИСПЕТЧЕРСКОГО И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ

6.11.1. Диспетчерские управления, энергообъединения, электростанции, предприятия и районы электрических и тепловых сетей, электрические подстанции должны быть оснащены средствами СДТУ в соответствии с действующими нормативно-техническими документами. Эксплуатация СДТУ должна обеспечивать постоянное их функционирование и готовность к действию при установленном качестве передачи информации в нормальных и аварийных режимах энергосистем.

6.11.2. Ведомственные диспетчерские пункты электрифицированных железных дорог, газо- и нефтепроводов, промышленных предприятий должны иметь необходимые средства связи и телемеханики с диспетчерскими пунктами энергосистем в объеме, согласованном с этими энергосистемами. Информация с абонентских подстанций напряжением 35 кВ и выше должна передаваться в зависимости от конкретных условий как на ведомственные диспетчерские пункты, так и на диспетчерские пункты энергосистем. Объемы и направления передаваемой информации с абонентских подстанций должны быть согласованы с энергообъединением.

6.11.3. Аппаратура СДТУ, установленная на диспетчерских пунктах, энергообъединениях, энергопредприятиях и энергообъектах, должна быть закреплена за службами (предприятиями) СДТУ соответствующего уровня управления. Аппаратура связи и телемеханики высшего уровня управления, установленная на объектах низшего уровня управления, должна эксплуатироваться персоналом, обслуживающим СДТУ данного объекта.

6.11.4. Эксплуатация оборудования высокого напряжения высокочастотных каналов телефонной связи и телемеханики по линиям электропередачи (конденсаторы связи, реакторы высокочастотных заградителей, заземляющие ножи, устройства антенной связи, проходные изоляторы, разрядники элементов настройки и фильтров присоединения) должна осуществляться персоналом, обслуживающим установки высокого напряжения.

6.11.5. Техническое обслуживание и поверка датчиков (преобразователей) телеизмерений, включаемых в цепи вторичных обмоток трансформаторов тока и напряжения, должны производиться персоналом соответствующих служб РЗА (ЭТЛ) и метрологического обеспечения.

6.11.6. Перечень устройств и оборудования, обслуживаемых производственными подразделениями СДТУ, с указанием границ обслуживания, должен быть утвержден соответственно руководством ЦДУ ЕЭС СССР, ОДУ, энергообъединения и энергопредприятия. Взаимоотношения между службами, границы обслуживания СДТУ должны быть указаны в положениях о службах СДТУ, составленных для конкретных ОДУ, энергообъединений, предприятий электросетей на основе действующих нормативно-технических документов.

6.11.7. Техническая эксплуатация магистральных кабельных линий связи должна быть организована в соответствии с «Правилами технической эксплуатации первичной междугородней сети связи системы Минсвязи СССР» (ч. II и III).

6.11.8 Оперативное и техническое обслуживание СДТУ должно быть обеспечено:

центральными узлами средств управления (ЦУСУ) ЦДУ ЕЭС СССР, ОДУ, энергообъединения;

местными узлами средств управления (МУСУ) предприятий электросетей и электростанциями;

лабораториями, входящими в состав служб (предприятий) СДТУ.

В целях обеспечения бесперебойной работы СДТУ на центральных и местных узлах средств управления должно быть организовано круглосуточное дежурство оперативного персонала. ЦУСУ и МУСУ должны быть оснащены вводно-коммутационными, измерительными и проверочными устройствами, а также обеспечены инструментом, материалами и запасными частями.

6.11.9. Средства диспетчерского и технологического управления должны быть обеспечены гарантированным электропитанием в соответствии с действующими нормативно-техническими документами.

6.11.10. Сетевые предприятия, службы и участки СДТУ должны иметь и вести эксплуатационно-технические документы в соответствии с типовыми положениями о службах СДТУ.

6.11.11. Ввод в работу и эксплуатация вновь построенных и реконструированных радиорелейных линий и средств радиосвязи (УКВ и КВ радиостанций) должны быть организованы в соответствии с действующими нормативно-техническими документами.

6.11.12. Структура и качественные показатели производственных телефонных сетей всех уровней должны соответствовать действующим нормативно-техническим документам по системам автоматизированной производственной телефонной связи Минэнерго СССР и Минсвязи СССР.

6.11.13. Устройства проводной связи должны быть защищены от опасных и мешающих влияний электроустановок высокого напряжения в соответствии с действующими нормативно-техническими документами.

6.11.14. Порядок и периодичность измерений уровня мешающих воздействий и помех, а также порядок действия дежурного персонала узлов связи при превышении допустимых значений мешающих влияний или помех должны быть установлены местными инструкциями.

6.11.15. На линиях электропередачи, по которым организованы высокочастотные каналы связи и телемеханики, при работах, требующих наложения заземления, должны применяться переносные заземляющие высокочастные заградители.

6.11.16. Вывод из работы средств диспетчерской связи и систем телемеханики должен быть оформлен оперативной заявкой.

6.11.17. Устройства телеуправления должны исключать возможность ложного отключения (включения) управляемого оборудования при повреждении любого одного элемента этих устройств. На сборках зажимов устройств и панелей телемеханики зажимы, случайное соединение которых может вызвать отключение или включение оборудования, не должны располагаться рядом.

6.11.18. Способ выполнения и режим эксплуатации электрических цепей от датчиков (преобразователей) телеизмерений и телесигнализации до устройств приема и обработки информации должны исключать помехи, приводящие к искажению этой информации.

6.11.19. Сопротивление изоляции электрически связанных цепей устройств телемеханики совместно с их внешними связями (за исключением связей с ЭВМ и аппаратурой каналов телемеханики) относительно корпуса аппарата (земли), а также между цепями, электрически не связанными между собой, должно измеряться мегаомметром 250 — 500 В и быть не ниже 1 МОм. При проверке изоляции цепей устройств телемеханики, содержащих полупроводниковые элементы, должны быть приняты меры к предотвращению их повреждения. В устройствах с заземленным нулевым проводом перед проверкой изоляции этот провод должен быть отсоединен от земли. Сопротивление изоляции выходных цепей телеуправления и цепей питания напряжением 220 В должно измеряться мегаомметром 1000 — 2500 В и быть не ниже 10 МОм.

6.11.20. Для вывода из работы выходных цепей телеуправления на электростанциях, подстанциях и диспетчерских пунктах должны применяться специальные общие ключи или отключающие устройства. Отключение цепей телеуправления и телесигнализации отдельных присоединений должно производиться на разъемных зажимах либо на индивидуальных отключающих устройствах. Все операции с общими ключами телеуправления и индивидуальными отключающими устройствами в цепях телеуправления и телесигнализации разрешается выполнять только по указанию или с ведома диспетчера.

6.11.21. На лицевой и оборотной сторонах устройств, панелей и пультов СДТУ должны быть надписи, указывающие их назначение в соответствии с диспетчерскими наименованиями, а на установленной на них аппаратуре — надписи или маркировка. Провода внешних цепей устройств телемеханики должны иметь маркировку, соответствующую исполнительным схемам.

6.11.22. Персонал производственных подразделений, обслуживающий СДТУ, должен периодически осматривать аппаратуру в соответствии с производственными инструкциями, обращая особое внимание на правильность положения переключающих устройств и состояние сигнализации неисправностей.

6.11.23. Полные и частичные проверки и ремонт СДТУ должны выполняться по утвержденному графику, согласованному с диспетчерской службой и вышестоящей службой СДТУ.

6.11.24. Все неисправности и неправильные действия СДТУ должны немедленно устраняться, учитываться и анализироваться в установленном порядке.

В случае неправильного действия устройств, их повреждения или отклонения параметров от нормированных показателей должны проводиться дополнительная проверка и устранение указанных нарушений с уведомлением диспетчера и вышестоящей службы СДТУ.

---