Таблица 1.1

 

Дежурный персонал	Документ
Диспетчер энер­госистемы (объ­единенной энер­госистемы)	Оперативная исполнительная схема (схема- ма­кет)	Оперативный журнал	Журнал или кар­тотека заявок на вывод из работы оборудования, находящегося в управлении и ве­дении диспетчера	Журнал релейной защиты, автома­тики и телемеха­ники	Карты уставок релейной защиты и автоматики	Журнал распоряжений
Начальник смены электростанции	Суточная опера­тивная исполни­тельная схема или схема-макет	То же	Журнал или кар­тотека заявок диспетчеру на вывод из работы оборудования, находящегося в ведении диспетче­ра	Журнал заявок главному инжене­ру на вывод из работы оборудо­вания, не находя­щегося в ведении диспетчера	Журнал распоряжений
Начальник смены электроцеха	То же	—«—	Журнал релейной защиты, автома­тики и телемеханики	Карты уставок релейной защиты и автоматики	То же	Журнал учета ра­боты по нарядам и распоряжениям	Журнал или кар­тотека дефектов и неполадок с оборудованием
Начальники смен тепловых цехов	Оперативная ис­полнительная схема основных трубопроводов	—«—	Журнал распоряжений	Журнал учета ра­боты по нарядам и распоряже-ниям	Журнал или кар­тотека дефектов и неполадок с оборудованием	—	—
Начальник смены цеха тепловой автоматики	Оперативный журнал	Журнал техноло­гических защит и автоматики и журнал техничес­ких средств АСУ	Карта уставок техно-логических защит и сигнали­зации и карты за­даний авторегу­ляторам	Журнал распоряжений	Журнал учета ра­боты по парадам и распоря-жениям	Журнал или кар­тотеки дефектов и неполадок с оборудованием	—
Начальник смены химического цеха	Оперативная испол-нительная схема химводоочистки	Оперативный журнал	Журнал распоряжений	Журнал учета ра­боты по нарядам и распоряжениям	Журнал или кар­тотека дефектов и неполадок с оборудованием	—	—
Диспетчер электросети	Суточная опера­тивная исполни­тельная схема (схема-макет)	Оперативный журнал	Журнал или кар­тотека заявок на вывод из работы оборудования, находящегося в управ-лении и ве­дении диспетчера энерго-системы	Журнал релейной за-щиты, автома­тики и телемеха­ники	Карты уставок релейной защиты и автоматики	Журнал распоряжений	—
Дежурный подстанции с постоянным дежурством, диспетчер район­ной сети	Суточная опера­тивная исполни­тельная схема или схема-макет	То же	Журнал заявок на вывод из ра­боты оборудова­ния	То же	То же	То же	Журнал дефектов и неполадок с оборудо-ванием
Диспетчер теплосети	Оперативная исполни-тельная схема трубопро­водов	—«—	То же	Температурные и пьезометрические графики работы сетей	Журнал распоряжений	Журнал дефектов и неполадок с оборудо-ванием	—
Дежурный инженер района тепловой сети	Суточная опера­тивная исполни­тельная схема	—«—	—«—	—	—	То же	Журнал учета ра­бот по нарядам и распоря-жениям

 

1.8. Автоматизированные системы управления

 

1.8.1. Автоматизированные системы управления (АСУ) должны обеспечивать решение задач производственно-технологического, оперативно-диспетчерского и организационно-экономическо­го управления энергопроизводством. Эти задачи возлагаются, соответственно, на:

автоматизированные системы управления технологическим процессом (АСУ ТП);

автоматизированные системы диспетчерского управления (АСДУ);

автоматизированные системы управления производством (АСУ П).

1.8.2. На каждой тепловой электростанции с энергоблоками мощностью 180 МВт и выше, каж­дой гидроэлектростанции установленной мощностью 1000 МВт и выше, в каждой организации, эксплуатирующей электрическую сеть, должны функционировать АСУ ТП. В зависимости от местных условий, экономической и производственной целесообразности АСУ ТП могут оснащать­ся электростанции с агрегатами, имеющими мощность меньше указанной.    

1.8.3. На диспетчерских пунктах (ДП) организаций, эксплуатирующих электрические и тепло­вые сети, АО-энерго, ОЭС и ЕЭС должны функционировать АСДУ.

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. На электростанциях, в организациях, эксплуатирующих электрические и тепловые сети, в АО-энерго, ОЭС и ЕЭС должны функционировать АСУ П, которые могут решать следующие типовые комплексы задач:

технико-экономического планирования;

управления энергоремонтом;

управления сбытом электрической и тепловой энергии;

управления развитом энергопроизводства;

управления качеством продукции, стандартизацией и метрологией;

управления материально-техническим снабжением;

управления топливоснабжением;

управления транспортом и перевозками;

управления кадрами;

подготовкой эксплуатационного персонала;

бухгалтерского учета;

общего управления.

Автоматические системы управления технологическим процессом, АСДУ и АСУ П могут функционировать как самостоятельные системы и как подсистемы интегрированных АСУ энерго­систем.

1.8.6. Выбор комплексов отдельных задач АСУ в каждом АО-энерго (на энерсообъекте) 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, функциональная клавиатура и др.);

средства управления (контроллеры, исполнительные автоматы, электротехническая аппарату­ра: реле, усилители мощности и др.);

вспомогательные системы (бесперебойного электропитания, кондиционирования воздуха, авто­матического пожаротушения и др.).

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 руководителей энергообъектов, АО-энерго или других органов управления энергопроизводством.

Перечень обслуживаемого каждым подразделением оборудования с указанием границ обслу­живания должен быть утвержден техническим руководителем соответствующего энергообъекта 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 инструктивный 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 техническим руководителем АО-энерго (энергообъекта) перечню.

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

1.8.13. Руководство АО-энерго, диспетчерских управлений, энергообъектов 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 энергообъекте должен выполняться комплекс мероприятий, обеспечивающий единство и требуемую точность измерений. Комплекс мероприятий по метрологическому обеспе­чению, выполняемый каждым энергообъектом, должен включать:

своевременное представление в поверку средств измерений (СИ), подлежащих государственно­му контролю и надзору;

проведение работ по калибровке СИ, не подлежащих поверке;

использование аттестованных методик выполнения измерений (МВИ);

обеспечение соответствия точностных характеристик применяемых СИ требованиям к точности измерений технологических параметров и метрологическую экспертизу проектной документа­ции;

обслуживание, ремонт СИ, метрологический контроль и надзор.

1.9.2. Выполнение работ по метрологическому обеспечению, контроль и надзор за их выпол­нением должны осуществлять метрологические службы АО-энерго, энергообъектов и организаций или подразделения, выполняющие функции этих служб.

1.9.3. Оснащенность энергоустановок СИ должна соответствовать проектно-нормативной до­кументации и техническим условиям на поставку.

Объем оснащения электроустановок СИ должен обеспечивать контроль за техническим состо­янием оборудования и режимом его работы; учет прихода и расхода ресурсов, выработанных, затраченных и отпущенных электроэнергии н тепла; контроль за соблюдением безопасных условий труда и санитарных норм; контроль за охраной окружающей среды.

1.9.4. Все СИ, а также информационно-измерительные системы (ИИС) должны быть в исправ­ном состоянии и находиться в постоянной готовности к выполнению измерений.

1.9.5. До ввода в промышленную эксплуатацию, а также в процессе эксплуатации основного оборудования энергообъектов измерительные каналы ИИС, в том числе входящих в состав АСУ ТП и АСДУ, должны подвергаться поверке и калибровке.

1.9.6. Использование в работе неповеренных или некалиброванных ИИС, в том числе входя­щих в состав ДСУ ТП и АСДУ, запрещается.

1.9.7. Поверке подлежат все СИ, используемые в качестве образцовых при проведении поверки и калибровки СИ, рабочие СИ, относящиеся к контролю параметров окружающей среды, обеспе­чению безопасности труда, используемые при выполнении операций коммерческого учета (расче­та) электрической, тестовой энергии и топлива, а также при геодезических работах.

1.9.8. Конкретный перечень СИ, подлежащих поверке, должен составляться на каждом энергообъекте и направляться в орган Государственной метрологической службы, на обслуживаемой территории которого находится энергообъект.

1.9.9. Средства измерении должны своевременно представляться на поверку в соответствии с графиками, составленными энергообъектом и утвержденными органом Государственной метроло­гической службы, производящим их поверку.

1.9.10. Результаты поверки СИ должны удостоверяться поверительным клеймом и свидетельст­вом о поверке, форма которых и порядок нанесения устанавливаются Госстандартом России.

1.9.11. Калибровке подлежат все СИ, не подлежащие поверке, но используемые на энерго­объектах для контроля за надежной и экономичной работой оборудования, при проведении нала­дочных, ремонтных и научно-исследовательских работ.

1.9.12. Калибровку СИ должны проводить метрологические службы энергообъектов в соответ­ствии с графиком калибровки, утвержденным техническим руководителем энергообъекта.

1.9.13. При отсутствии возможности проведения работ по калибровке СИ метрологической службой энергообъекта калибровка должна выполняться базовой организацией метрологической службы АО-энерго или другого предприятия, аккредитованного на право выполнения калибро­вочных работ.

1.9.14. Периодичность калибровки СИ должна устанавливаться метрологической службой энергообъекта по согласованию с технологическими подразделениями, и утверждаться техничес­ким руководителем энергообъекта.

1.9.15. Результаты калибровки СИ должны удостоверяться отметкой в паспорте, калибровоч­ным знаком, наносимым на СИ, или сертификатом о калибровке, а также записью в эксплуата­ционных документах.

1.9.16. Результаты калибровки СИ, оформленные надлежащим образом, могут быть использо­ваны энергообъектом в качестве доказательства при рассмотрении споров в суде, арбитражном суде, государственных органах управления и т.п.

1.9.17. Порядок аккредитации метрологических служб энергообъектов на право выполнения калибровочных работ, выдачи сертификата или нанесения калибровочного знака устанавливается отраслевыми нормативными документами.

1.9.18. При необходимости метрологические службы энергообъектов могут быть аккредитова­ны на право проведения калибровочных работ органами Государственной метрологической служ­бы. В этом случае метрологическая служба энергообъекта имеет право выдачи сертификата о ка­либровке СИ от имени органа, который ее аккредитовал.

1.9.19. На энергообъектах измерения технологических параметров должны осуществляться в соответствии с аттестованными в установленном порядке МВИ.

1.9.20. Порядок разработки и аттестации МВИ определяется Госстандартом России и устанав­ливается государственными и отраслевыми нормативными документами.

1.9.21. Выбор СИ и их точностных характеристик должен осуществляться на стадии проекти­рования на основе действующих государственных и отраслевых нормативных документов, уста­навливающих требования к точности измерения технологических параметров, и МВИ.

1.9.22. Проектная документация в составе рабочего проекта должна подвергаться метрологи­ческой экспертизе, выполняемой метрологической службой проектной организации или метрологической службой других энергообъектов и организаций в соответствии с требованиями отрасле­вых документов.

1.9.23. В процессе эксплуатации энергооборудования при необходимости организации допол­нительных (не предусмотренных проектом) измерений технологических параметров выбор СИ должен осуществляться в соответствии с пп. 1.9.19-1.9.22.

1.9.24. Оперативное обслуживание СИ должен вести дежурный или оперативно-ремонтный персонал подразделений, определенных решением руководства энергообъекта.

1.9.25. Техническое обслуживание и ремонт СИ должен осуществлять персонал подразделения, выполняющего функции метрологической службы энергообъекта.

1.9.26. Ремонт первичных запорных органов на отборных устройствах, вскрытие и установку сужающих и других устройств для измерения расхода, защитных гильз датчиков измерения тем­пературы должен выполнять персонал, ремонтирующий технологическое оборудование, а прием­ку — персонал, выполняющий функции метрологической службы энергообъекта.

1.9.27. Персонал, обслуживающий оборудование, на котором установлены СИ, несет ответст­венность за их сохранность и чистоту внешних элементов. Обо всех нарушениях в работе СИ должно быть сообщено подразделению, выполняющему функции метрологической службы энер­гообъекта.

1.9.28. Вскрытие регистрирующих приборов, не связанное с работами по обеспечению их нор­мальной записи, разрешается только персоналу подразделения, выполняющего функции метроло­гической службы энергообъекта, а СИ, используемых для расчета с поставщиком или потребителями, — совместно с их представителями.                                                  

1.9.29. Государственный метрологический контроль и надзор за состоянием и применением СИ, подлежащих поверке, соблюдением метрологических правил и норм осуществляет Госстандарт России.

1.9.30. Метрологический контроль и надзор за состоянием и применением СИ, не подлежащих поверке, соблюдением метрологических правил и норм, проведение калибровки должны осущест­влять метрологические службы АО-энерго, энергообъектов и организаций.                     

 

1.10. Техника безопасности

 

1.10.1. Вся работа по технике безопасности должна быть направлена на создание системы ор­ганизационных мероприятий и технических средств, предназначенных для предотвращения воз­действия на работающих опасных производственных факторов.

1.10.2. Устройство, эксплуатация и ремонт оборудования, зданий и сооружений энергообъек­тов должны отвечать требованиям нормативных актов по охране труда.

1.10.3. Средства защиты, приспособления и инструмент, применяемые при обслуживании обо­рудования, зданий и сооружений энергообъектов, должны своевременно подвергаться осмотру и испытаниям в соответствии с действующими нормативными актами по охране труда.

1.10.4. На предприятиях должны быть разработаны и утверждены инструкции по охране труда как для работников отдельных профессий (электросварщиков, станочников, слесарей, электромон­теров, лаборантов, уборщиц и др.), так и на отдельные виды работ (работы на высоте, монтаж­ные, наладочные, ремонтные, проведение испытаний и др.) согласно требованиям, изложенным в "Положении о порядке разработки и утверждения правил и инструкций по охране труда" и "Методических указаниях по разработке правил и инструкций по охране труда".

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

1.10.6. Организация работы по технике безопасности на энергопредприятиях должна соответ­ствовать отраслевому положению о системе управления охраной труда.

Общее руководство работой по технике безопасности и персональная ответственность за нее возлагается на первого руководителя (работодателя) энергообъекта.

Руководители и должностные лица энергообъектов и организаций обязаны обеспечивать без­опасные и здоровые условия труда на рабочих местах, в производственных помещениях и на тер­ритории энергообъектов и организаций, контролировать их соответствие действующим требова­ниям безопасности и производственной санитарии, а также своевременно организовывать обуче­ние, проверку знаний, инструктаж персонала, контроль за соблюдением им требований по охране труда.

При невозможности устранить воздействие на персонал вредных и опасных факторов руково­дящие и должностные лица обязаны обеспечить персонал средствами индивидуальной защиты.

1.10.7. Каждый несчастный случай, а также любые 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, разработку и реализацию мероприятий по устранению причин не­счастного случая несет руководитель энергообъекта (организации).

1.10.8. Ответственность за несчастные случаи, в том числе за случаи повреждения здоровья, связанные с исполнением работниками трудовых обязанностей, несут руководители и должност­ные лица энергообъекта, организации, не обеспечившие выполнение требований безопасности и производственной санитарии и не принявшие должных мер для предупреждения несчастных слу­чаев, а также работники, непосредственно нарушившие требования Правил техники безопасности или инструкции по охране труда.

1.10.9. По материалам расследования несчастных случаев со смертельным исходом и группо­вых несчастных случаев должны выпускаться обзоры несчастных случаев, прорабатываемые с пер­соналом энергообъектов, организаций, а также проводиться мероприятия, предусмотренные этими обзорами.

1.10.10. Весь персонал энергообъектов, организаций должен быть практически обучен спосо­бам оказания первой медицинской и экстремальной реанимационной помощи, а также приемам оказания первой помощи пострадавшим непосредственно на месте происшествия согласно требо­ваниям "Инструкции. Первая медицинская, экстремальная и реанимационная помощь пострадав­шим при работах на энергетических объектах" (М.: Стрижев, 1994). Проверка знаний Инструкции должна проводиться при периодической проверке знаний ПТБ. Ежегодно с применением совре­менных тренажеров должно проводиться обучение персонала способам реанимации для поддер­жания навыков по оказанию первой медицинской помощи.

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 зависимости от характера выполняемых работ и обязан ими пользоваться во время работы.

В случае неиспользования по назначению средств защиты, выданных для выполнения опреде­ленной работы, персонал несет ответственность за происшедший в связи с этим несчастный слу­чай.

 

1.11. Пожарная безопасность

 

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

Энергообъекты 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 установленный на энергообъекте противопожарный режим, не допускать лично и останавливать действия других лиц, которые могут привести к пожару или загоранию.

1.11.3. Работники энергообъектов должны проходить противопожарный инструктаж, совер­шенствовать знания по пожарной безопасности при повышении квалификации, при регулярном участии в противопожарных тренировках и проходить периодическую проверку знаний ППБ в соответствии с требованиями действующих документов по подготовке кадров и настоящих Пра­вил.

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

1.11.4. На каждом энергообъекте должен быть установлен противопожарный режим и выпол­нены противопожарные мероприятия исходя из особенностей производства, а также совместно работниками пожарной охраны и энергообъекта разработан оперативный план тушения пожара со­гласно "Методическим указаниям по составлению оперативных планов и карточек тушения пожа­ров на энергетических предприятиях".

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

1.11.5. Руководителем тушения пожара на энергообъекте до прибытия первого пожарного под­разделения является старший смены (начальник смены электростанции, дежурный инженер под­станции) или руководитель энергообъекта.

По прибытии первого пожарного подразделения старший смены (руководитель энергообъекта) 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 другом подразделении энергообъекта должна быть разработана инструкция о конкретных мерах пожарной безопасности и противопо­жарном режиме, согласованная с объектовой пожарной охраной (при ее наличии) и утвержденная руководителем энергообъекта.

1.11.7. На всех энергообъектах и ремонтных предприятиях должны быть созданы пожарно-технические комиссии, возглавляемые техническим руководителем, а также в необходимых случаях добровольные пожарные формирования, которые проводят свою работу согласно действующим положениям.

1.11.8. Техническое обслуживание автоматических и других установок тушения пожара и по­жарной сигнализации должно проводиться персоналом энергообъекта в соответствии с местными инструкциями по аналогии с обслуживанием противоаварийной и релейной защиты.

Первичные средства пожаротушения должны содержаться в постоянной готовности к работе, а их техническое обслуживание осуществляться в соответствии с "Инструкций по содержанию и применению первичных средств пожаротушения на энергетических предприятиях".

1.11.9. Работы, связанные с отключением участков противопожарного водопровода, перекры­тием дорог и проездов, ремонтом технологического оборудования противопожарного водоснаб­жения, а также с отключением противопожарной автоматики и сигнализации, должны производиться по согласованию с лицом, ответственным за пожарную безопасность и эксплуатацию соответствующих участков (установок), только после письменного разрешения технического руково­дителя энергообъекта и уведомления объектовой пожарной охраны (при ее наличии).

1.11.10. Сварочные и другие огнеопасные работы на энергообъектах, в том числе производи­мые ремонтными, монтажными и другими подрядными организациями, должны производиться в соответствии с требованиями "Инструкции о мерах пожарной безопасности при проведении огне­вых работ на энергетических предприятиях".

1.11.11. При организации противопожарного режима на объектах ответственность несут:

руководители энергообъектов и организаций — за общее противопожарное состояние, органи­зацию выполнения противопожарных мероприятий и требований противопожарного режима, ра­боту созданных добровольных пожарных формирований на объекте;

технические руководители — за работу пожарно-технических комиссий, техническое состояние средств пожаротушения и систем противопожарной автоматики, организацию выполнения норма­тивных противопожарных требований и подготовку персонала;

руководители и инженерно-технические работники подразделений — за противопожарное со­стояние закрепленных за ними объектов или участков, а также подготовку персонала.

1.11.12. Каждый случай пожара (загорания) должен расследоваться в соответствии с "Инструк­цией по расследованию и учету пожаров, происшедших на объектах энергетики" специально назна­ченной комиссией для установления причин, убытков, виновников возникновения пожара (загора­ния) и разработки противопожарных мероприятий для других объектов отрасли.

 

1.12. Соблюдение природоохранных требований

 

1.12.1. При работе энергоустановок должны приниматься меры для предупреждения или огра­ничения вредного воздействия на окружающую среду выбросов загрязняющих веществ в атмосфе­ру и сбросов в водные объекты, шума, вибрации, электрических и магнитных полей и иных вред­ных физических воздействий, а также по сокращению безвозвратных потерь и объемов потребле­ния воды.

1.12.2. Количество выбросов загрязняющих веществ в атмосферу не должно превышать норм предельно допустимых выбросов (лимитов), сбросов загрязняющих веществ в водные объекты — норм предельно допустимых или временно согласованных сбросов, установленных для каждого энергообъекта специально уполномоченными государственными органами Российской Федерации в области охраны окружающей среды. Напряженность электрического и магнитного полей не должна превышать предельно допустимых уровней этих факторов, шумовое воздействие — норм звуковой мощности оборудования, установленных соответствующими санитарными нормами и стандартами.

1.12.3. Каждая тепловая электростанция и отопительная котельная должна иметь план меро­приятий по снижению вредных выбросов в атмосферу при объявлении особо неблагоприятных метеорологических условий, согласованный с региональными природоохранными органами.

1.12.4. На каждом энергообъекте должны быть разработаны мероприятия по предотвращению аварийных и иных залповых выбросов и сбросов загрязняющих веществ в окружающую среду.

1.12.5. Энергообъекты, на которых образуются токсичные отходы, должны обеспечивать их своевременную утилизацию, обезвреживание и захоронение на специализированных полигонах, имеющихся в распоряжении местной или региональной администрации.

Складирование или захоронение отходов на территории энергообъекта не допускается.

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

1.12.7. При эксплуатации основного и вспомогательного оборудования энергоустановок в цепях охраны водных объектов от загрязнения необходимо руководствоваться: законом РФ "Об охране окружающей природной среды"; 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"; "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"; "Правилами эксплуатации водохранилищ"; инструкциями, составленными на основании таловых применительно к местным условиям.

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

1.12.9. При эксплуатации газоочистного и пылеулавливающего оборудования электростанций и отопительных котельных необходимо руководствоваться: законом РФ "Об охране окружающей природной среды"; государственными и отраслевыми стандартами, регламентирующими загрязне­ние атмосферы; "Правилами организации контроля выбросов в атмосферу на тепловых электро­станциях и в котельных"; "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 электростанций, сетей, энергосистем и энергообъединений"; инструкциями, составленными на основании типовых применительно к местным условиям.

1.12.10. При эксплуатации электрических сетей и подстанций необходимо руководствоваться "Санитарными нормами и правилами защиты населения от воздействия электрического поля, со­здаваемого воздушными линиями электропередачи переменного тока" и "Методическими реко­мендациями по обеспечению экологических нормативов при проектировании, строительстве и эксплуатации линий электропередачи и подстанций".

1.12.11. Энергообъекты обязаны контролировать и учитывать выбросы и сбросы загрязняющих. веществ, объемы воды, забираемые и сбрасываемые в водные источники, а также контролировать напряженность электрического и магнитного полей в санитарно-защитной зоне воздушных линий электропередачи.

1.12.12. Для контроля за выбросами загрязняющих веществ в окружающую среду, объемами забираемой и сбрасываемой воды каждый энергообъект должен быть оснащен постоянно дейст­вующими автоматическими приборами, а при их отсутствии или невозможности применения должны использоваться прямые периодические измерения и расчетные методы. Электрические сети должны быть оснащены  приборами измерения напряженности электрического и магнитного полей.

 

1.13. Ответственность за выполнение правил

технической эксплуатации

 

1.13.1. Знание и выполнение настоящих Правил обязательно дня всех работников энергообъек­тов и АО-энерго, а также для работников наладочных, строительных, монтажных, проектных и научно-исследовательских организаций (вне зависимости от форм собственности) в объеме, обяза­тельном дня соответствующей должности, профессии.

1.13.2. Ответственность за нормальную эксплуатацию энергообъектов несет собственник иму­щества (руководитель энергообъекта). На каждом энергообъекте положением о структурном под­разделении и приказом руководителя должны быть распределены функции по обслуживанию обо­рудования, зданий, сооружений и коммуникаций между производственными подразделениями (це­хами, районами, участками, лабораториями и т.д.), назначены лица, ответственные за состояние и безопасную эксплуатацию всех элементов энергоустановок, а также определены должностные обязанности всего персонала.

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

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

1.13.5. Руководители энергообъектов, организаций и их подразделений несут ответственность за соблюдение подчиненным персоналом настоящих Правил.

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

1.13.7. При несоблюдении настоящих Правил, вызвавшем нарушение в работе энергоустанов­ки, пожар или несчастный случай с людьми, персональную ответственность несут:

работники, непосредственно обслуживающие и ремонтирующие оборудование, здания н 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 непосредственно подчиненным им персоналом, выполняющим работу по их указанию (распоряжению);

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 технические руководители энергообъектов и организаций и их заместители — за нарушения, происшедшие на руководимых ими предприятиях;  

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

руководители, технические руководители АО-энерго и их заместители — за нарушения, проис­шедшие на энергообъектах 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.

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

1.13.9. Руководители энергообъектов 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.

1.13.10. 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 энергообъектов, руководители этих энергообъектов 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 энергообъекта должны быть выполнены и содержаться в ис­правном состоянии:

системы отвода поверхностных и грунтовых вод со всей территории, 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;

комплексы инженерно-технических средств охраны (ограждения, контрольно-пропускные пунк­ты, посты, служебные помещения);

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 на закрытых территориях должны быть обозначены на поверхности земли указателями.

2.1.3. При наличии на территории энергообъекта блуждающих токов должна быть обеспечена электрохимическая защита от коррозии 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 производиться в соответствии с местной инструкцией. Результаты наблюдений должны заноситься в специальный журнал.

2.1.7. На энергообъектах 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 энергообъекта 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 руководителя энергообъекта.

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".

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 минус 20°С — 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 энергообъекта 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 энергообъектах должно быть организовано систематическое наблюдение за зданиями и сооружениями в процессе эксплуатации в объеме, определяемом местной инструкцией.

Наряду с систематическим наблюдением 2 раза в год (весной и осенью) должен проводиться осмотр зданий и сооружений для выявления дефектов и повреждений, а после стихийных бедствий (ураганных ветров, больших ливней или снегопадов, пожаров, землетрясений силой 5 баллов и выше и т.д.) или аварий — внеочередной осмотр.

Строительные конструкции основных производственных зданий и сооружений по перечню, ут­вержденному руководителем энергообъекта, согласованному с генпроектировщиком, один раз в 5 лет должны подвергаться техническому освидетельствованию специализированной организацией.

2.2.3. При весеннем 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 осмотре должна быть проверена подготовка зданий и сооружений к зиме.

2.2.4. На электростанциях должны был» 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) — не реже 1 раза в 5 лет.

2.2.5. Наблюдения за осадками фундаментов, деформациями строительных конструкций, обсле­дования 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, в районах с сейс­мичностью 7 баллов и выше должны проводиться по специальным программам в сроки, предус­мотренные местной инструкцией, но не реже 1 раза в три года.

2.2.6. 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 в эксплуатацию, а в дальнейшем по мере необходимости, но не реже 1 раза в 15 лет. Внутреннее обследование труб с кирпичной и монолитной футеровкой может быть заме­нено тепловизионным с частотой обследований не реже 1 раза в пять лет.

2.2.7. При наблюдениях за зданиями, сооружениями и фундаментами оборудования должно контролироваться состояние подвижных опор, температурных швов, сварных, клепаных и болто­вых соединений металлоконструкций, стыков 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.

2.2.8. В помещениях водоподготовительных установок должны контролироваться и поддержи­ваться в исправном состоянии дренажные каналы, лотки, приямки, стенки солевых ячеек и ячеек мокрого хранения коагулянта, полы в помещениях мерников кислоты и щелочи.

2.2.9. 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.

2.2.10. Пробивка отверстий, устройство проемов в несущих и ограждающих конструкциях, ус­тановка, подвеска и крепление к строительным конструкциям технологического оборудования, транспортных средств, трубопроводов и других устройств для подъема грузов при монтаже, де­монтаже и ремонте оборудования, 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, запрещается.

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

При изменении (снижении) несущей способности перекрытий в процессе эксплуатации допус­тимые нагрузки должны корректироваться с учетом технического состояния, выявленного обсле­дованием и поверочными расчетами.

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

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

2.2.13. Окраска помещений и оборудования энергообьектов должна удовлетворять требовани­ям промышленной эстетики, санитарии, инструкции по отличительной окраске трубопроводов.

Все отступления от проектных решений фасадов зданий, интерьеров основных помещений должны согласовываться с проектной организацией.

2.2.14. Строительные конструкции, фундаменты зданий, сооружений и оборудования должны быть защищены от попадания минеральных масел, кислот, щелочей, пара и воды.

2.2.15. 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.

2.2.16. Площадки, конструкции и транспортные переходы зданий и сооружений должны постоянно содержаться в исправном состоянии и чистоте. В помещениях и на оборудовании не должно допускаться скопление пыли.

Гидроуборка тракта топливоподачи должна быть организована в соответствии с требованиями настоящих Правил.

 

3. ГИДРОТЕХНИЧЕСКИЕ СООРУЖЕНИЯ

И ВОДНОЕ ХОЗЯЙСТВО ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ,

ГИДРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ

 

3.1. Гидротехнические сооружения

и их механическое оборудование

 

Гидротехнические сооружения

 

3.1.1. При эксплуатации гидротехнических сооружений должны быть обеспечены надежность и безопасность их работы, а также бесперебойная и экономичная работа технологического обору­дования электростанций при соблюдении требований охраны окружающей среды. Особое внима­ние должно быть уделено обеспечению надежности работы противофильтрационных и дренажных устройств.

Гидротехнические сооружения должны удовлетворять нормативным (проектным) требованиям по устойчивости, прочности, долговечности.

Сооружения и конструкции, находящиеся под напором воды, а также их основания и примы­кания должны удовлетворять нормативным (проектным) показателям водонепроницаемости и фильтрационной прочности.

Гидротехнические сооружения должны предохраняться от повреждений, вызываемых неблаго­приятными физическими, химическими и биологическими процессами, воздействием нагрузок и воды. Повреждения должны быть своевременно устранены.

Все напорные гидротехнические сооружения, находящиеся в эксплуатации более 25 лет, неза­висимо от их состояния должны периодически подвергаться многофакторному исследованию с оценкой их прочности, устойчивости и эксплуатационной надежности с привлечением специали­зированных организаций. По результатам исследований должны быть приняты меры, обеспечи­вающие работоспособность сооружений.

3.1.2. В бетонных гидротехнических сооружениях должна проводиться проверка прочности бе­тона на участках, подверженных воздействию динамических нагрузок, фильтрующейся воды, минеральных масел, регулярному промораживанию и расположенных в зонах переменного уровня.

При снижении прочности конструкций сооружений по сравнению с установленной проектом они должны быть усилены.

3.1.3. Грунтовые плотины и дамбы должны быть предохранены от размывов и переливов воды через гребень. Крепления откосов, дренажная и ливнеотводящая сети должны поддерживаться в исправном состоянии. Грунтовые сооружения, особенно каналы в насыпях и водопроницаемых грунтах, плотины и дамбы, должны предохраняться от повреждений животными.

Бермы и кюветы каналов должны регулярно очищаться от грунта осыпей и выносов, не долж­но допускаться зарастание откосов и гребня земляных сооружений деревьями и кустарниками, если оно не предусмотрено проектом. На подводящих и отводящих каналах в необходимых мес­тах должны быть сооружены лестницы, мостики и ограждения.

3.1.4. Должна быть обеспечена надежная работа уплотнений деформационных швов.

3.1.5. Размещение 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 запрещается. Опасная зона обрушения должна быть отме­чена на местности отличительными знаками.

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

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

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

3.1.8. Грунтовые плотины мерзлого типа, их основания и сопряжения с берегами и встроенны­ми в плотину сооружениями (водосбросы, туннельные водоводы, водоприемники и др.) должны постоянно поддерживаться в мерзлом состоянии. При наличии специальных установок, режимы их работы определяются местной инструкцией.

3.1.9. Суглинистые ядра и экраны грунтовых плотин должны предохраняться от морозного пу­чения и промерзания, а дренажные устройства и переходные фильтры — от промерзания.

Крупнообломочный материал упорных призм, подвергающийся сезонному замораживанию и оттаиванию, должен отвечать нормативным (проектным) требованиям по морозостойкости и через каждые 10-15 лет эксплуатации должен испытываться на механическую и сдвиговую проч­ность.

3.1.10. При эксплуатации грунтовых плотин на многолетнемерзлых льдинистых основаниях должны быть организованы наблюдения за температурным режимом, а также за деформациями, связанными с переходом грунтов в талое состояние.

На каменнонабросных плотинах Северной климатической зоны должен осуществляться кон­троль за льдообразованием в пустотах каменной наброски низовой призмы. Через каждые 10-15 лет должны проводиться испытания наброски на сдвиговую прочность с учетом степени заполне­ния ее пустот льдом.

3.1.11. При эксплуатации подъемных зданий гидроэлектростанций необходимо обеспечивать: постоянную рабочую готовность насосов откачки воды, поступающей в результате фильтрации или из-за непредвиденных прорывов из водопроводящих трактов; исправность вентиляционных установок, аварийного освещения, запасных выходов.

3.1.12. Скорость воды в каналах должна поддерживаться в пределах, не допускающих 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 и указаны в местной инструкции.

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

При пропуске высоких половодий (паводков) превышение нормального подпорного уровня (НПУ) верхних бьефов гидроузлов допускается только при полностью открытых затворах всех водосбросных и водопропускных отверстий и при обязательном использовании всех гидротурбин. При уменьшении притока воды отметка уровня водохранилища должна снижаться до НПУ в кратчайшие технически возможные сроки.

3.1.14. При эксплуатации напорных водоводов должна быть:

обеспечена нормальная работа опор, уплотнений деформационных швов и компенсационных устройств;

исключена повышенная вибрация оболочки;

обеспечена защита от коррозии и абразивного износа;

исключено раскрытие поверхностных трещин в бетоне сталебетонных и сталежелезобетонных водоводов более 0,3 мм;

обеспечена защита здания ГЭС от затопления в случае повреждения (разрыва) водовода.

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

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

3.1.17. Производство взрывных работ в районе сооружений электростанций допускается при условии обеспечения безопасности сооружений и оборудования.

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

3.1.18. Энергообъекты должны письменно ставить в известность соответствующие органы влас­ти о недопустимости застрочи зоны, затапливаемой при пропуске через сооружения гидроузлов расчетных расходов воды, а также зон затопления водохранилищ многолетнего регулирования.

В местную инструкцию по эксплуатации гидроузла должны быть внесены требования по над­зору за территорией и состоянием сооружений в определенных проектом охранных зонах гидро­узла в верхнем и нижнем бьефах.

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

На случаи отказов или аварий гидротехнических сооружений должны быть заранее разработа­ны: необходимая проектная документация по их раннему предотвращению (с учетом расчетных материалов по воздействию волн прорыва из водохранилищ) и соответствующие инструкции по их ликвидации.

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

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

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

3.1.23. Участки скальных откосов и бортов каньонов, на которых возможны камнепады, опас­ные для обслуживающего персонала, сооружений и оборудования электростанций, должны регу­лярно обследоваться и очищаться от камней.

Камнезащитные сооружения (камнезадерживающие сетки, камнеловки) должны содержаться в исправном состоянии и своевременно разгружаться от накопившихся камней.

3.1.24. Капитальный ремонт гидротехнических сооружений должен проводиться в зависимости от их состояния без создания по возможности помех в работе электростанции.

 

Надзор за состоянием гидротехнических сооружений

 

3.1.25. Надзор за безопасностью гидротехнических сооружений должен осуществляться в соот­ветствии с "Положением о системе отраслевого 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 — собственник гид­роузла (эксплуатирующее предприятие).

3.1.26. При сдаче гидротехнических сооружений в эксплуатацию собственнику (заказчику) должны быть переданы:

контрольно-измерительная аппаратура (КИА) и все данные наблюдений по ней в строитель­ный период — строительной организацией;

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

3.1.27. Объем наблюдений и состав КИА, устанавливаемой на гидротехнических сооружениях, должны определяться проектом.

В период эксплуатации состав КИА и объем наблюдений могут быть изменены в зависимости от состояния гидросооружений и изменения технических требований к контролю (например, изме­нения класса капитальности, уточнения сейсмичности и т.п.). Эти изменения должны согласовы­ваться с проектными или специализированными организациями.

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 в местной инструкции.

Для повышения оперативности и достоверности контроля ответственные напорные гидротех­нические сооружения следует оснащать автоматизированными системами диагностического кон­троля (АСДК). Для таких сооружений проекты оснащения их КИА должны быть разработаны с учетом ее использования в АСДК с привлечением специализированных организаций.

3.1.28. В сроки, установленные местной инструкцией, и в предусмотренном ею объеме на всех гидротехнических сооружениях должны вестись наблюдения за:

осадками и смещениями сооружений и их оснований;

деформациями сооружений и облицовок, трещинами в них, состоянием деформационных и строительных -швов, креплений откосов грунтовых плотин, дамб, каналов и выемок, состоянием напорных водоводов;

режимом уровней бьефов гидроузла, фильтрационным режимом в основании и теле грунтовых, 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 гидротехнических сооружений и др. При существенных изменениях условий эксплуатации гидротехнических сооружений должны проводиться дополнительные наблюдения по специальным программам.

В местных инструкциях для каждого напорного гидротехнического сооружения должны быть указаны предельно допустимые показатели его состояния, с которыми должны сравниваться ре­зультаты наблюдений по КИА.

Первоначальные (проектные) предельно допустимые показатели состояния гидротехнических сооружений должны систематически уточняться по мере накопления данных натурных наблюде­ний.            

3.1.29. На бетонных гидротехнических сооружениях первого класса в зависимости от их кон­струкции и условий эксплуатации следует проводить специальные натурные наблюдения за:

напряженным и термонапряженным состоянием плотины и ее основания;

разуплотнением скального основания в зоне контакта с подошвой плотины;

напряжениями в арматуре;

изменением состояния плотины при сейсмических и других динамических воздействиях.

Для бетонных плотин, расположенных на многолетнемерзлых грунтах, дополнительно должны вестись натурные наблюдения за:

температурой основания и береговых примыканий плотины;

развитием областей промороженного бетона, особенно в зонах сопряжения бетонных и грун­товых сооружений и береговых примыканий плотины;

процессом деформирования основания и береговых примыканий при оттаивании и изменением основных физико-технических свойств грунтов в результате оттаивания.

3.1.30. При эксплуатации подземных зданий электростанции должен проводиться контроль за:

напряженным состоянием анкерного и оводового креплений вмещающего массива;

деформациями смещения стен и свода камеры;

фильтрационным и температурным режимами массива;

протечками воды в помещения.

3.1.31. На гидротехнических сооружениях первого класса, расположенных в районах с сейсмич­ностью 7 баллов и выше, и на сооружениях второго класса — в районах с сейсмичностью 8 бал­лов и выше должны проводиться следующие виды специальных наблюдений и испытаний:

инженерно-сейсмометрические наблюдения за работой сооружений и береговых примыканий (сейсмометрический мониторинг);.

инженерно-сейсмологические наблюдения в зоне ложа водохранилища вблизи створа сооруже­ний и на прилегающих территориях (сейсмологический мониторинг);

тестовые испытания по определению динамических характеристик этих сооружений (динамическое тестирование) с составлением динамических паспортов — при сдаче в эксплуатацию, а затем — через каждые 5 лет.

Для проведения инженерно-сейсмометрических наблюдений гидротехнические сооружения должны быть оборудованы автоматизированными приборами и комплексами, позволяющими регистрировать кинематические характеристики в ряде точек сооружений и береговых примыканий во время землетрясений при сильных движениях земной поверхности, а также оперативно обраба­тывать полученную информацию.

Для проведения инженерно-сейсмологических наблюдений вблизи гидротехнических сооруже­ний и на берегах водохранилищ по проекту, разработанному специализированной организацией, должны быть размещены автономные регистрирующие сейсмические станции. Комплексы инже­нерно-сейсмометрических и инженерно-сейсмологических наблюдений каждого объекта должны быть связаны с единой службой сейсмологических наблюдений РФ.

Монтаж, эксплуатация систем и проведение инженерно-сейсмометрических, инженерно-сейсмо­логических наблюдений и динамического тестирования должны осуществляться дирекцией энерго­узла с привлечением специализированных организаций.

После каждого сейсмического толчка интенсивностью 5 баллов и выше должны оперативно регистрироваться показания всех видов КИА, установленных в сооружении, с осмотром сооруже­ния и анализом его прочности и устойчивости.

3.1.32. На головном и станционном узлах гидротехнических 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. Анкерные опоры напорных водоводов должны иметь марки, определяющие положение опор в плане и по высоте.

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

3.1.33. Контрольно-измерительная аппаратура должна быть защищена от повреждений и про­мерзаний и иметь четкую маркировку. Откачка воды из пьезометров без достаточного обоснова­ния запрещается.

Пульты или места измерений по КИА должны быть оборудованы с учетом требований техни­ки безопасности, иметь свободные подходы, освещение, а в отдельных случаях и телефонную внутреннюю связь.

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

3.1.35. Осмотр подводных частей сооружений и туннелей должен производиться впервые после 2 лет эксплуатации, затем через 5 лет и в дальнейшем по мере необходимости.

После пропуска паводков, близких к расчетным, следует производить обследование водобоя, рисбермы и примыкающего участка русла с использованием доступных электростанции средств.

 

Механическое оборудование гидротехнических сооружений

 

3.1.36. Механическое оборудование гидротехнических сооружений (затворы и защитные за­граждения 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.

3.1.37. Механическое оборудование гидротехнических сооружений должно периодически ос­матриваться и проверяться в соответствии с утвержденным графиком.

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

3.1.39. 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.

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

3.1.40. Полное закрытие затворов, установленных на напорных водоводах, может проводиться лишь при исправном состоянии аэрационных устройств.

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

3.1.42. 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.

3.1.43. Механическое оборудование и металлические части гидротехнических сооружений должны защищаться от коррозии и обрастания дрейсеной.

 

3.2. Водное хозяйство электростанций,

гидрологическое и метеорологическое обеспечение

 

Управление водным режимом

 

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

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 основные правила использования водных ресур­сов водохранилища и правила эксплуатации водохранилища.

3.2.2. Для гидроэлектростанций с водохранилищем комплексного пользования должен быть со­ставлен годовой 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 Росгидромета.

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

3.2.3. Режим сработай 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 избытка воды, пропуска наносов, а также льда, если это предусмотрено проектом;

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

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

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

Взаимно согласованные требования неэнергетических водопользователей, ограничивающие режимы сработки и наполнения водохранилища, должны быть включены в основные правила использования водных ресурсов водохранилища и правила эксплуатации водохранилища.

3.2.4. При сдаче электростанции в эксплуатацию проектной организацией должны быть пере­даны собственнику (заказчику): согласованные с заинтересованными организациями основные правила использования водных ресурсов водохранилища и правила эксплуатации водохранилища; гидравлические характеристики каждого из 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 производиться посте­пенно во избежание образования в бьефах больших волн. Скорость изменения расхода воды должна определяться исходя из местных условий с учетом требований безопасности населения и хозяйства в нижнем бьефе гидроузла. О намечаемых резких изменениях расхода воды должны быть заранее предупреждены местные органы Росгидромета и местные органы исполнительной власти.

Скорость изменения расхода воды через гидротурбины, как правило, не регламентируется и предупреждение об изменении расхода не дается, если иное не предусмотрено условиями эксплуа­тации гидроэлектростанции.

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 включения в работу этого сооружения.

 

Эксплуатация гидросооружений в морозный период

 

3.2.8. До наступления минусовой 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, или примене­ны другие надежные способы для уменьшения нагрузки от льда.

3.2.10. Для борьбы с шугой в подпорных бьефах и водохранилищах на реках с устойчивым ледяным покровом должны проводиться мероприятия, способствующие быстрому образованию льда: поддержание постоянного уровня воды на возможно болев высоких отметках и постоянного забора воды электростанцией 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 минимальной затратой 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 каналов.

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

При подготовке каналов к эксплуатации в шуготранзитном режиме должны быть удалены уст­ройства, стесняющие 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 производиться 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 производиться 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 размельчению ледяных полей путем проведения взрывных и ледо­кольных работ.

 

Эксплуатация водохранилищ

 

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

При необходимости к составлению инструкции должны быть привлечены специализированные организации.

3.2.17. На интенсивно заиляемых водохранилищах при пропуске паводков должны поддержи­ваться наинизшие возможные уровни в пределах проектной призмы регулирования, если это не наносит ущерба другим водопотребителям. Наполнение таких водохранилищ должно осущест­вляться в возможно более поздний срок на спаде паводка.

3.2.18. Для уменьшения заиления водохранилищ, бьефов, бассейнов, каналов необходимо:

поддерживать такие режимы их работы, которые создают возможность максимального тран­зита поступающего твердого стока; каналы в период поступления в них воды повышенной мут­ности должны работать в близком к постоянному режиме с возможно большим расходом воды;

промывать бьефы, водохранилища, пороги водоприемников, осветлять воду в отстойниках, применять берегоукрепительные и наносоудерживающие устройства или удалять наносы механи­ческими средствами;

ежедневно срабатывать бьефы до минимально возможной отметки (для водохранилищ суточ­ного регулирования).

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

3.2.20. В случае возможности попадания в водоприемные сооружения наносов, скопившихся перед порогом водоприемника, необходимо удалить отложения наносов путем их промывки.

При невозможности или неэффективности промывки удаление наносов может быть произведе­но с помощью механизмов.

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

3.2.21. Наблюдение за состоянием интенсивно заиляемого водохранилища и удаление наносов должны быть организованы в соответствии с "Правилами эксплуатации заиляемых водохранилищ малой и средней емкости" и с учетом природоохранных требований.

3.2.22. 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 другого оборудования.

3.2.23. 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.

3.2.24. Водохранилища обособленного пользования, находящиеся на балансе электростанций, должны поддерживаться в надлежащем техническом и санитарном состоянии силами эксплуатаци­онного персонала электростанций.

На этих водохранилищах должны проводиться наблюдения за:

заилением и зарастанием;

переработкой берегов;

качеством воды,

температурным и ледовым режимами;

всплыванием торфа;

соблюдением природоохранных требований в пределах водоохранных зон этих водохранилищ.

При необходимости для организации и проведения наблюдений, анализа результатов и разра­ботки природоохранных мероприятий следует привлекать специализированные организации.

3.2.25. На водохранилищах, расположенных в криолитозонах, должны проводиться наблюде­ния за криогенными процессами и деформациями в ложе водохранилища, зоне сработки, берего­вой и прибрежных зонах, а также за изменением вместимости водохранилища. Для определения состава, объема и периодичности наблюдения следует привлекать специализированную организа­цию.

Через 5 лет после начала наполнения водохранилища и затем через каждые последующие 10 лет его эксплуатации с привлечением специализированной организации по результатам наблю­дений должен проводиться анализ состояния водохранилища и при необходимости разрабаты­ваться мероприятия, обеспечивающие надежность и безопасность эксплуатации гидроузла.

 

Гидрологическое и метеорологическое

обеспечение

 

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 надежной 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 попусков, обеспечения водоснабжения и т.п.;

получение информации, необходимой для своевременного принятия мер к предотвращению или уменьшению ущерба от стихийных явлений.

3.2.27. Электростанции должны регулярно получать от органов Росгидромета следующие дан­ные:

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

месячные и годовые водные балансы водохранилищ;

метеорологические данные (температура и влажность воздуха, осадки и испарение, сила и на­правление ветра, образование гололеда, штормовые и грозовые предупреждения);

гидрологические и метеорологические прогнозы, необходимые для эксплуатации электростан­ций.

При необходимости электростанции должны получать от органов Росгидромета сведения о физических, химических и гидробиологических показателях вод, об уровне их загрязнения, а также экстренную информацию о резких изменениях уровня загрязнения вод.

3.2.28. Объем, сроки и порядок передачи гидрологических и метеорологических прогнозов и предупреждений об опасных явлениях должны быть установлены исходя из местных условий со­вместно с соответствующими органами Росгидромета.

На электростанции должны регистрироваться прогнозы и фактические гидрологические и ме­теорологические явления.

3.2.29. На каждой электростанции в сроки, определяемые местной инструкцией, должны быть организованы наблюдения за:

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

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

ледовым режимом водотока (реки, канала, водохранилища и др.) вблизи сооружений в верхнем и нижнем бьефах;

содержанием наносов в воде и их отложениями в водохранилищах, бьефах, бассейнах, каналах;

температурой воды и воздуха;

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

Местная инструкция в части гидрометеорологических наблюдений должна быть согласована с органами Росгидромета.

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

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

3.2.32. Уровни верхнего и нижнего бьефов гидроэлектростанций и напор гидротурбин, а также перепады напора на решетках должны измеряться приборами с дистанционной передачей показа­ний на центральный пульт управления. Устройства для измерения уровня воды в бьефах и пере­падов напора на решетках должны проверяться 2 раза в год и после прохождения паводка.

3.2.33. Отметки нулей водомерных устройств должны быть установлены в единой системе от­меток и должны проверяться нивелировкой не реже 1 раза в 5 лет.

Вокруг реек и свай должен окапываться лед; автоматические посты в морозный период долж­ны утепляться.

 

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 и работе в насосном режиме для оборудования гидроаккумулирующих станций.

3.3.2. Находящиеся в эксплуатации гидроагрегаты и вспомогательное оборудование должны быть полностью автоматизированы. Пуск гидроагрегата в генераторный режим и режим синхрон­ного компенсатора, останов из генераторного режима и режима синхронного компенсатора, пере­вод из генераторного режима в режим синхронного компенсатора и обратно должны осущест­вляться от одного командного импульса, а для обратимого гидроагрегата этот принцип должен осуществляться также для насосных режимов и для перевода из насосного в генераторный режим.

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 (генерато­ра-двигателя) при данном напоре и высоте отсасывания.

Предельное открытие направляющего аппарата насос-турбины, работающей в насосном режи­ме при минимальном напоре и допустимой высоте отсасывания, должно быть не выше значения, соответствующего максимальной мощности генератора-двигателя в двигательном режиме.

Перепад на сороудерживающих решетках не должен превышать предельного значения, отказан­ного в местной инструкции по эксплуатации.

3.3.4. Гидроагрегаты, находящиеся в резерве, должны быть в состоянии готовности к немед­ленному автоматическому пуску. Гидротурбины (насос-турбины) с закрытым направляющим ап­паратом должны находиться под напором при полностью открытых затворах на водоприемнике и в отсасывающей трубе. На высоконапорных гидроэлектростанциях с напором 300 м и более, а также с напором от 200 до 300 м при числе часов использования менее 3000 предтурбинные и встроенные кольцевые затворы на резервных гидроагрегатах должны быть закрыты.

На гидроэлектростанциях с напором ниже 200 м предтурбинный затвор на резервном агрегате не должен закрываться, если он не выполняет оперативные функции.

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.

На гидроэлектростанциях, имеющих предтурбинные затворы, при переводе гидроагрегата в режим синхронного компенсатора предтурбинный затвор должен быть закрыт.

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 техни­ческого руководителя гидроэлектростанции с уведомлением диспетчера 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 в пределах 4,5-6,0 % и мертвой зоны по частоте, задаваемой АО-энерго;

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 мощности при изменении напора;

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

3.3.8. Гидроэлектростанции мощностью свыше 30 МВт и с количеством агрегатов более трех должны быть оснащены системами группового регулирования активной мощности (ГРАМ) с воз­можностью использования их для вторичного автоматического регулирования режима энергосис­тем по частоте и перетокам мощности (АРЧМ). Отключение системы ГРАМ допускается с разре­шения диспетчерских служб соответствующих энергосистем или ОДУ в тех случаях, когда группо­вое регулирование агрегатов невозможно по техническому состоянию или режимным условиям работы оборудования гидроэлектростанции.

3.3.9. Условия, разрешающие пуск агрегата, его нормальный и аварийный останов и внепла­новое изменение нагрузки, должны быть изложены в местных инструкциях, утвержденных техни­ческим руководителем гидроэлектростанции и находящихся на рабочих местах оперативного пер­сонала.

Значения всех параметров, определяющих условия пуска гидроагрегата и режим его работы, должны быть установлены на основании данных заводов-изготовителей и специальных натурных испытаний.

3.3.10. 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 предтурбинных затворов, а также аварийно-ремонтных затворов на во­доприемнике;

закрытия холостого выпуска гидротурбины.

Кроме того, периодически в соответствии с местной инструкцией должны проверяться гаран­тии регулирования.

3.3.11. 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.

3.3.12. Не допускается длительная работа гидроагрегата при повышенных уровнях вибрации: размах горизонтальной вибрации (двойная амплитуда) корпуса турбинного подшипника, а также размах горизонтальной вибрации верхней и нижней крестовин генератора, если на них рас­положены натравляющие подшипники, в зависимости от частоты вращения ротора гидроагрегата не должен превышать следующих значений:

 

Частота вращения ротора гидроагрегата, об/мин..... 60 и менее   150   300   428   600

Допустимое значение вибрации, мм.........................  0,18            0,16   0,12  0,10  0,08

 

размах вертикальной вибрации крышки турбины, опорного конуса или грузонесущей кресто­вины генератора в зависимости от частоты вибрации не должен превышать следующих значений (в зависимости от частоты вибрации):

 

Частота вибрации, Гц.......................... 1 и менее    3        6       10       16       30 и более

Допустимый размах вибрации, мм..... 0,18             0,15  0,12   0,08    0,06    0,04

 

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

3.3.13. 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 повышении температуры сег­мента и масла в маслованне на 5°С выше номинальной для данного времени года.

Значения уставок температур для каждого сегмента, в котором установлен термосигнализатор, и для масла определяются эксплуатационным персоналом на основе опыта эксплуатации или испытаний и вносятся в местную инструкцию.

3.3.14. Эксплуатация подпятников вертикальных гидроагрегатов, оснащенных эластичными металлопластиковыми сегментами, должна осуществляться в соответствии с местной инструкцией, составленной с учетом действующей нормативно-технической документации и документации заво­дов-изготовителей.

3.3.15. Система технического водоснабжения гидроагрегата должна обеспечить охлаждение опорных узлов, статора и ротора генератора, смазку обрезиненного турбинного подшипника и других потребителей при всех режимах работы гидроагрегата.

3.3.16. Капитальный ремонт гидротурбин должен производиться 1 раз в 5-7 лет. В отдельных случаях с разрешения АО-энерго 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 РФ.

3.4.3. В случае накипеобразующей способности охлаждающей воды эксплуатационный персо­нал энергообъекта 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/дм³; при вводе кислоты непосредственно в циркуляционную воду щелочность ее поддерживать не ниже 2,0-2,5 мг-экв/дм³ 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 пересчете на поддерживать в пределах 2,0-2,7 мг/дм³;

при применении оксилидендифосфоновой кислоты содержание ее в циркуляционной воде в за­висимости от химического состава поддерживать в пределах 0,25-4,0 мг/дм³; в продувочной воде содержание этой кислоты ограничивать по ПДК до 0,9 мг/дм³;

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/дм³.

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/дм³. 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/дм³.

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/дм³ 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 требованиями гл. 3.1 настоящих Правил.

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 чем на 0,3 м по сравнению с проектным зна­чением.

3.4.11. Отклонение напора циркуляционного насоса из-за загрязнения систем не должно пре­вышать 1,5 м по сравнению с проектным значением, ухудшение КПД насосов из-за увеличения зазоров между лопастями рабочего колеса и корпусом 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 паротурбинных установок;

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°С 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 водораспре-деления) должны быть устранены. Поворотные щиты тамбура при положительных температурах воздуха должны быть установлены и зафиксированы в горизонтальном положении.

Антикоррозионное покрытие металлических конструкций, а также разрушенный защитный слой железобетонных элементов должны 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. В случае увлажнения и обледенения прилегающей территории и зданий при эксплуата­ции градирен в зимний период градирни должны быть оборудованы водоулавливающими устрой­ствами.

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 м³/ч на 1 м² площади орошения, а температура воды на выходе из градирни — не ниже 10°С.

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°С.

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, полиэтилена и других горючих материалов 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 энергообъекта и механизированная разгруз­ка железнодорожных вагонов, цистерн, судов и других транспортных средств в установленные сроки;

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;

предотвращение загрязнения окружающей территории пылью (угольной, сланцевой, торфяной) и брызгами нефтепродуктов.

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

В договорах с поставщиками в зависимости от вида топлива должны быть оговорены марка, зольность, влажность, содержание серы, температура вспышки, низшая теплотворная способность, плотность, содержание ванадия и другие показатели, по которым ведется претензионная работа.

4.1.3. Должен быть организован строгий учет всего топлива при поступлении на энергообъект, расходовании на технологические нужды, а также хранении на складах в соответствии с "Мето­дическими указаниями по организации учета топлива на тепловых 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", должны быть составлены соответствующие акты и предъявлены претензии железной дороге.

4.1.5. Средства измерений, используемые для учета топлива (весы, лабораторные приборы и другие измерительные устройства), подлежащие государственному контролю и надзору, должны поверяться в сроки, установленные Госстандартом РФ.

Средства измерений, используемые для учета топлива и не подлежащие поверке, подлежат ка­либровке в соответствии с графиком, утверждаемым техническим руководителем энергообъекта.

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 России.

4.1.7. В договорах, заключаемых электростанциями с предприятиями МПС или с другими предприятиями, осуществляющими транспортно-экспедиционное обслуживание, и при составле­нии ЕТП не должно учитываться резервное оборудование (вагоноопрокидыватели, эстакады и др.), предназначенное для выполнения ремонта и ликвидации аварийных ситуаций при обеспече­нии котельных топливом.

4.1.8. Аппаратура контроля, автоматического и дистанционного управления, технологических защит, блокировки и сигнализации, пожаротушения, 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. Эксплуатация хозяйств твердого топлива должна быть организована в соответствии с "Типовой инструкцией по эксплуатации топливоподач тепловых электростанций".

4.1.10. 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.

4.1.11. 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.

4.1.12. 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".

4.1.13. Механизмы и оборудование топливных складов должны быть в рабочем состоянии, обеспечивающем их техническую производительность.

4.1.14. Работа грузоподъемных кранов, мостовых перегружателей при наличии трещин в ме­таллоконструкциях, неисправных тормозах, противоугонных устройствах, концевых выключате­лях и ограничителях перекосов запрещается.

4.1.15. Резервные механизмы и оборудование (вагоноопрокидыватели, нитки системы конвейе­ров, дробилки и др.) должны работать поочередно в соответствий с графиком, утвержденным тех­ническим руководителем.

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

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

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

4.1.17. 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.).

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

4.1.19. 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 подлаживаться не ниже 10°С, а в помещении дробильных устройств — не ниже 15°С.

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

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

4.1.20. 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%.

Проектом могут быть предусмотрены другие показатели крупности дробления.

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.

4.1.21. 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 неработающей системе металлоулавливания на энергообъектах, имеющих системы пылеприготовления с мелющими вентиляторами, среднеходными и молотковыми мельницами, запрещается.

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

4.1.22. При эксплуатации 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).

4.1.23. 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.

4.1.24. 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 уплотнении, фор­сунок устройств пневмо-, гидро- и пенообеспыливания.

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

Испытания установок по отбору и обработке проб топлива должны проводиться в каждом случае при внесении принципиальных изменений в конструкцию оборудования. Кроме того, не реже 1 раза в год должна проверяться масса высекаемых порций угля.

4.1.26. 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 техническим руководителем.

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

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

Производить гидроуборку при температуре в помещениях ниже 5°С, а также при нарушенной герметической заделке облицовки и швов внутренних помещений запрещается.

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

 

Жидкое топливо

 

4.1.28. Эксплуатация хозяйства жидкого топлива должна быть организована в соответствии с "Типовой инструкцией по эксплуатации мазутных хозяйств тепловых электростанций".

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 перекрытия, закрыты крышками (решетками). Лотки, гидрозатворы, шандоры и фильтры, установленные перед приемными емкостями, должны очищаться по мере необходимости.

4.1.31. На мазутном хозяйстве должны быть следующие параметры пара: давление 8-13 кгс/см² (0,8-1,3 МПа), температура 200-250°С.

4.1.32, При сливе мазута "открытым паром" общий расход пара из разогревающих устройств на цистерну вместимостью 50-60 м³ 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. Температура мазута в приемных емкостях и резервуарах не должна быть выше 90°С.

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. На все приемные емкости и резервуары для хранения жидкого топлива должны быть составлены градуировочные таблицы, которые утверждаются техническим руководителем энерго­объекта.

4.1.37. По утвержденному графику должны проводиться: наружный осмотр мазутопроводов и арматуры — не реже 1 раза в год, а в пределах котельного отделения — 1 раз в квартал и выбо­рочная ревизия арматуры — не реже 1 раза в 4 года.

4.1.38. Вязкость мазута, подаваемого в котельную, не должна превышать: для механических и паромеханических форсунок 2,5°ВУ (16 мм²/с), для паровых и ротационных форсунок 6°ВУ (44 мм²/с).

4.1.39. 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.

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

Проверка включения и плановый переход с работающего насоса на резервный должны произ­водиться по графику, но не реже 1 раза в месяц. Проверка срабатывания устройств АВР должна производиться не реже 1 раза в квартал по программе и графику, утвержденным техническим ру­ководителем.

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

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

4.1.42. 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.

4.1.43. 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.

4.1.44. Прием, ранение и подготовка к сжиганию других видов жидкого топлива должны осущест­вляться в соответствии с п.1.4 "Сборника распорядительных документов по эксплуатации энергосис­тем (теплотехническая часть)" (М.: СПО ОРГРЭС, 1991).

 

Особенности приема, хранения и подготовки

к сжиганию жидкого топлива

газотурбинных установок

 

4.1.45. 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 емкости мазутосклада.

4.1.46. 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.

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

4.1.48. 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 емкости мазутосклада.

4.1.49. 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.

4.1.50. 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.

4.1.51. Вязкость подаваемого на ГТУ топлива должна быть не более: при применении механи­ческих форсунок — 2°ВУ (12 мм²/с), при использовании воздушных (паровых) форсунок — 3°ВУ (20 мм²/с).

4.1.52. 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.

4.1.53. 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.

4.1.54. 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

 

4.1.55. 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.

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

4.1.57. На каждый газопровод и оборудование ГРП должны быть составлены паспорта, содер­жащие основные данные, характеризующие газопровод, помещение ГРП, оборудование и кон­трольно-измерительные приборы, а также сведения о выполняемом ремонте.

4.1.58. На энергообъекте должны быть составлены и утверждены техническим руководителем 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 энергообъекту. 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 техническим руководите­лем энергообъекта.

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.

4.1.59. Не допускаются колебания давления газа на выходе из ГРП, превышающие 10 % рабо­чего. Неисправности регуляторов, вызывающие повышение или понижение рабочего давления, не­поладки в работе предохранительных клапанов, а также утечки газа, должны устраняться в ава­рийном порядке.

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

4.1.61. Проверка срабатывания устройств защиты, блокировок и сигнализации должна произ­водиться в сроки, предусмотренные инструкциями заводов-изготовителей, но не реже 1 раза в месяц.

4.1.62. Газопроводы при заполнении газом должны быть продуты до вытеснения всего воздуха. Окончание продувки должно определяться анализом отбираемых проб, при этом содержание кис­лорода в газе не должно превышать 1 %, или сгоранием газа, которое 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 продуваться воздухом или инертным газом до полного вытеснения газа. Окончание продувки определяется анализом. Остаточная объемная доля газа в продувочном воздухе не должна превышать 20 % нижнего предела воспламенения газа.

4.1.63. По утвержденному графику должен проводиться обход трассы подземных газопрово­дов, находящихся на территории электростанции. При этом должны проверяться на загазованность колодцы газопровода, а также расположенные на расстоянии 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.

4.1.64. 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.

4.1.65. При обнаружении загазованности на трассе должны быть приняты меры к дополнитель­ной проверке газоанализатором и проветриванию загазованных подвалов, первых этажей зданий, колодцев камер, находящихся в радиусе 50 м от обнаруженного места утечки. При обнаружении загазованности подвалов дополнительно должны быть предупреждены люди, находящиеся в зда­нии, о недопустимости курения, пользования открытым огнем и электроприборами.

Одновременно должны быть приняты неотложные меры к выявлению и устранению утечек газа.

4.1.66. 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.

4.1.67. Сброс удаленной из газопровода жидкости в канализацию запрещается.

4.1.68. Подача и сжигание на энергообъектах доменного и коксового газов должны быть ор­ганизованы в соответствии с требованиями "Правил безопасности в газовом хозяйстве предпри­ятий черной металлургии".

4.1.69. 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 системы пылеприготовления с прямым вдуванием при нагрузке котла 100-60 % номинальной, как правило, должны быть в работе. Режим работы систем пылеприготовления дол­жен быть организован в соответствии с режимной картой, разработанной на основе заводских характеристик и испытаний пылеприготовительного и топочного оборудования.

4.2.2. Тепловая изоляция трубопроводов и оборудования должна поддерживаться в исправном состоянии.

4.2.3. 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.

4.2.4. 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 системы пылеприготовления специальной комиссией, назначае­мой руководителем энергообъекта.

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

4.2.6. 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 или средней инерционности с временем запаздывания не более 20 с.

4.2.7. 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 по сравнению с предельными значениями, указанными 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;

 

Таблица 4.1

 

Температура пылегазовоздушной смеси, °С

 

	Установка с прямым вдуванием, за сепаратором при сушке				Установка с пылевым
	воздухом		дымовыми газами		бункером, при сушке
Топливо	системы с молотко-выми мельницами	системы со средне-ходными мельницами	системы с молотко-выми мельницами	системы с мельни-цами-вектиля-торами	воз-духом*	дымо-выми газами**
Экибастузский уголь	210	150	—	—	130	150
Тощий уголь	180	150	—	—	130	150
Кузнецкие каменные угли марок ОС и СС	130	130	180	—	80	130
Другие каменные угли	130	130	180	—	70	130
Фрезерный торф	80	—	150	150
Канско-ачинские, азей-ские, райчихинские, башкирский бурые угли	80	—	180	220	70	120
Другие бурые угли	100	—	180	220	70	120
Сланцы	100	—	180	—	—	—
Лигниты	—	—	—	220	—	—
Антрацитовый штыб	Не нормируется

* При сушке воздухом — температура смеси за мельницей.

 

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 системах пылеприготовления с прямым вдуванием с молотко­выми и среднеходными мельницами;

тонкостью пыли, кроме установок с прямым вдуванием.

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

4.2.9. 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.

4.2.10. Контроль и устранение присосов воздуха в пылеприготовительных установках должны быть организованы по графику, утвержденному техническим руководителем энергообъекта, но не реже 1 раза в месяц, а также после капитального или среднего ремонта.

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

 

Таблица 4.2

 

Присосы воздуха в системы пылеприготовления, %

 

Расход	Системы пылериготовления с бункером пыли при сушке				Системы
сушильного агента, тыс. м3/ч	воздушной и газовоздушной в случае установки перед мельницами дымососов рециркуляции		газовоздушной с забором газов из газоходов за счет разрежения, создаваемого мельничным вентилятором		пылеприготовления прямого вдувания с мельницами-вентиляторами при газовоздушной
	сШБМ	с мельницами других типов	сШБМ	с мельницами других типов	сушке
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.

4.2.11. В разомкнутых пылеприготовительных (сушильных) установках по графику, утвержден­ному техническим руководителем энергообъекта, 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.

4.2.12. 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 самовозгоранию должен быть установлен предельный срок ее хранения в бункерах.

При каждом останове систем пылеприготовления 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.

4.2.13. 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.

4.2.14. 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 НВ.

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

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

4.2.15. 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.).

4.2.16. 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".

4.2.17. В помещениях пылеприготовительных установок должна соблюдаться чистота, регуляр­но производиться тщательная уборка, удаление пыли со стен, подоконников, перекрытий, лест­ниц, поверхностей оборудования и с других мест отложения пыли. При обнаружении пылений не­обходимо принимать меры к их немедленному устранению. 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 иди 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;

допустимые выбросы вредных веществ в атмосферу.

4.3.2. Вновь вводимые в эксплуатацию котлы давлением 100 кгс/см² (9,8 МПа)* и выше долж­ны после монтажа подвергаться химической очистке совместно с основными трубопроводами и другими элементами водопарового тракта. Котлы давлением ниже 100 кгс/см² (9,8 МПа) и водо­грейные котлы перед вводом в эксплуатацию должны подвергаться щелочению.

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 (более 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.

Прямоточный котел должен быть заполнен питательной водой, качество которой должно со­ответствовать инструкции по эксплуатации в зависимости от схемы обработки питательной воды.

 

_____________

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

 

4.3.6. Заполнение неостывшего барабанного котла разрешается при температуре металла верха опорожненного барабана не выше 160°С.

Если температура металла верха барабана превышает 140°С, 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 производиться 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/см² (12-13 МПа) для кот­лов с рабочим давлением 140 кгс/см² (13,8 МПа) и 240-250 кгс/см² (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 произведена контрольная опрессовка газо­проводов котла воздухом и проверена герметичность закрытия запорной арматуры перед горел­ками газом в соответствии с "Типовой инструкцией по эксплуатации газового хозяйства ТЭС, ра­ботающих на природном газе".

4.3.12. При растопке котлов должны быть включены дымосос и дутьевой вентилятор, а котлов, работа которых рассчитана без дымососов, — 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/см² (3,9 МПа) и ниже — при избыточном давлении в котле около 1 кгс/см² (0,1 МПа) и перед включением в главный паропровод;

для котлов давлением более 40 кгс/см² (3,9 МПа) — при избыточном давлении в котле 3 кгс/см² (0,3 МПа) и при давлении 15-30 кгс/см² (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/см² (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 нижней образующей барабана и пере­пад температур между верхней и нижней образующими барабана не должны превышать допусти­мых значений:

 

Скорость прогрева при растопке котла, °С/10 мин ................................................... 30

Скорость охлаждения при останове котла, °С/10 мин .............................................. 20

Перепад температур при растопке котла, °С ............................................................. 60

Перепад температур при останове котла, °С.............................................................. 80

 

4.3.18. Включение котла в общий паропровод должно производиться 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 и 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, °С, поступающего в воздухоподогрева­тель, должна быть не ниже следующих значений:

 

                                   Вид топлива                                         Воздухоподогреватель

                                                                                     трубчатый   регенеративный

 

Бурые угли (S_пр £ 0,4 %), торф, сланцы ..............................      50                 30

Канско-ачинские бурые угли................................................      65                 —

Каменный уголь (S_пр £ 0,4 %), антрациты...........................      30                 30

Экибастузский уголь (S_пр  £ 0,4 %)......................................      75                 55

Бурый уголь (S_пр  > 0,4 %)....................................................       80                 60

Подмосковный бурый уголь S_пр  > 0,4 %)...........................     140                 —

Каменный уголь (S_пр  > 0,4 %)..............................................      60                 50

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°С.

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 по срав­нению с указанными значениями и установлена на основании опыта эксплуатации.

Растопка котла на сернистом мазуте должна производиться 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°С.

4.3.29. Все котлы, сжигающие твердое топливо в пылевидном состоянии с потерями тепла от механической неполноты сгорания, 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°С температура на поверхности обмуровки должна быть не более 45°С.

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 паропроизводительностью 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 экономайзер (для пылеугольных водогрейных котлов — от входа в воздухоподогреватель) до выхода из дымососа должны быть (без учета золоулавливающих установок) 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 золоулавливающих установок) — не более 10 %.

Присосы воздуха в электрофильтры должны быть не более 10, в золоулавливающие установки 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 ремонта. 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 иди 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 по­нижения давления в нем до 10 кгс/см² (1 МПа), а при наличии вальцовочных соединений — при температуре воды не выше 80°С. 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°С 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. Допускаются режимы с поддержанием и без поддержания уровня воды в барабане.

Расхолаживание прямоточных котлов можно осуществлять непосредственно после останова.

4.3.41. Надзор дежурного персонала за остановленным котлом должен быть организован да полного снижения в нем давления и снятия напряжения с электродвигателей; контроль за темпе­ратурой газа и воздуха в районе воздухоподогревателя и уходящих газов 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 немедленно¹ остановлен и отключен в случаях:

 

_____________

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.

 

а) недопустимого¹ повышения или понижения уровня воды в барабане или выхода из строя всех приборов контроля уровня воды в барабане;

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 понижения 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 понижения 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 золоулавливающей установке, разогрева докрасна несущих балок каркаса или колонн котла, 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.

4.3.45. Котел должен быть остановлен по распоряжению технического руководителя 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 понизить 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 по сравнению с установленными нормами;

д) прекращения работы золоулавливающих установок на пылеугольном котле;

е) неисправности отдельных защит или устройств дистанционного и автоматического управле­ния и контрольно-измерительных приборов.

 

_____________

¹ Под "недопустимым" повышением или понижением параметров здесь и далее понимаются указанные в местных инструкциях предельные значения, соответствующие уставкам защиты.

 

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 н их изменения до тех­нического минимума;

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;

улаживать 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 и максимальных пропусках пара в часть низкого давления турбины.

4.4.3. Параметры работы системы регулирования паровых турбин должны соответствовать ГОСТ 24278-89 (СТ СЭВ 3035-81) и техническим условиям на поставку турбин.

Для всего парка эксплуатируемых турбин, выпущенных ранее 01.01.91 г., 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 % N_ном, не более, ................................................... 10

в диапазоне нагрузок от 15 % N_ном до максимальной, не более......................... 6

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/см²

(0,25 МПа), кПа, не более............................................................................................ 5

при давлении в отборе (противодавлении) 2,5 кгс/см² (0,25 МПа)

и выше, %, не более..................................................................................................... 2

 

Степень неравномерности регулирования давления пара в регулируемых отборах и противо­давления должна удовлетворять требованиям потребителя, согласованным с заводом — изготови­теля турбин, и не допускать срабатывания предохранительных клапанов (устройств).

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 "Методических указаний по проверке и испытаниям автоматических систем ре­гулирования и защит паровых турбин".

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:

а) после монтажа турбины;

б) после капитального ремонта турбины;

в) перед испытанием системы регулирования сбросом нагрузки с отключением генератора от сети;                         

г) после разборки автомата безопасности;

д) после длительного (более 30 сут) простоя турбины;

е) после разборки системы регулирования или отдельных ее узлов;

ж) при плановых проверках (не реже 1 раза в 4 мес).

 

_____________

* Для турбин типа Р степень неравномерности допускается 4,5-6,5 %.

** Для турбин выпуска до 1950 г. степень нечувствительности допускается до 0,5 %.

 

В случаях "е" и "ж" 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 периодически по графику, определяемому техничес­ким руководителем электростанции, но не реже 1 раза в 4 мес.

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 турбины или ремонта основных узлов сис­темы регулирования или парораспределения.

Снятие характеристик системы регулирования при работе турбины под нагрузкой, необходимых для построения статической характеристики, должны выполняться:

после монтажа турбины;

после капитального ремонта турбины или ремонта основных узлов системы регулирования или парораспределения.

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 технического руководителя электростанции. 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 и окружающую среду.

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 маслонасос системы смазки имеет индивидуальный электро­привод, проверка автоматического включения резерва (АВР) перед остановом не проводится.

4.4.16. У турбин, оснащенных системами предотвращения развития горения масла на турбо­агрегате, электрическая схема системы должна проверяться перед пуском турбины 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/см² (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 се 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

 

 

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, его периодичность определяются местной инструкцией в зависимости от конкретных условий эксплуатации.

4.4.20. При эксплуатации оборудования системы регенерации должны быть обеспечены:

нормативные значения температуры питательной воды (конденсата) за каждым подогревате­лем и конечный ее подогрев;

надежность теплообменных аппаратов.

Нагрев 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 подогревателя высокого давления (ПВД) запрещается при:

отсутствии или неисправности элементов его защиты;

неисправности клапана регулятора уровня.

Эксплуатация группы ПВД, объединенных аварийным обводом, запрещается при:

отсутствии или неисправности элементов защиты хотя бы на одном ПВД;

неисправности клапана регулятора уровня любого ПВД;

отключении по пару любого ПВД.

Подогреватель высокого давления или группа ПВД должны быть немедленно отключены при неисправности защиты или клапана регулятора уровня (КРУ). При неисправном состоянии каких-либо других, кроме КРУ, 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 техническим руководителем энерго-объекта.

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 среднего или капитального 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.

При пусках агрегата из других тепловых состояний средства защиты и блокировки 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;

наличия дефектов системы регулирования и парораспределения, которые могут привести 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 понижения 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/см² (60 кПа).

4.4.26. При эксплуатации турбоагрегатов средние квадратические значения виброскорости под­шипниковых опор должны быть не выше 4,5 мм·с^–1.

При превышении нормативного значения вибрации должны быть приняты меры к ее сниже­нию в срок не более 30 сут.

При вибрации свыше 7,1 мм·с^–1 эксплуатировать турбоагрегаты более 7 сут запрещается, а при вибрации 11,2 мм·с^–1 турбина должна быть отключена действием защиты или вручную (ГОСТ 25364-88).

Турбина должна быть немедленно остановлена, если при установившемся режиме происходит одновременное внезапное изменение вибрации оборотной частоты двух опор одного ротора, или смежных опор, или двух компонентов вибрации одной опоры на

1 мм·с^–1 и более от любого на­чального уровня.

Турбина должна быть разгружена и остановлена, если в течение 1-3 сут произойдет плавное возрастание любого компонента вибрации одной из опор подшипников на 2 мм·с^–1.

Эксплуатация турбоагрегата при низкочастотной вибрации недопустима. При появлении низ­кочастотной вибрации, превышающей 1 мм·с^–1, должны быть приняты меры к ее устранению.

Временно, до оснащения необходимой аппаратурой, разрешается контроль вибрации по раз­маху виброперемещения. При этом длительная эксплуатация допускается при размахе колебаний до 30 мкм при частоте вращения 3000 об/мин и до 50 мкм при частоте вращения 1500 об/мин; изменение вибрации на 1-2 мм·с^–1 эквивалентно изменению размаха колебаний на 10-20 мкм при частоте вращения 3000 об/мин и 20-40 мкм при частоте вращения 1500 об/мин.

Вибрацию турбоагрегатов мощностью 50 МВт и более следует измерять и регистрировать с помощью стационарной аппаратуры непрерывного контроля вибрации подшипниковых опор, соответствующей требованиям ГОСТ 27164-86.

До установки стационарной аппаратуры непрерывного контроля вибрации турбогенераторов мощностью менее 50 МВт допускается использовать переносные приборы, метрологические ха­рактеристики которых удовлетворяют требованиям ГОСТ 27164-86. 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 по сравнению с номинальным 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 ре­монта 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 понижения 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 давлений "масло-водород" в системе уплотнений вала турбогенератора;

и) недопустимого снижения уровня масла в демпферном баке системы маслоснабжения уплот­нений вала турбогенератора;

к) отключения всех масляных насосов системы водородного охлаждения турбогенератора (для безынжекторных схем маслоснабжения уплотнений);

л) отключения турбогенератора 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 турбогенератора;

р) появления искр или дыма из подшипников и концевых уплотнений турбины или турбогене­ратора;

с) недопустимого понижения 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 турбогенератора;

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 техническим руководителем 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;

д) увеличения вибрации опор выше 7,1 мм·с^–1;

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 турбогенератора.

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 консервации оборудования турбоустановки.

Метод консервации выбирается исходя из местных условий техническим руководителем электростанции.

4.4.33. Эксплуатация турбин со схемами и в режимах, не предусмотренных техническими усло­виями на поставку, допускается с разрешения завода-изготовителя и РАО "ЕЭС России".

4.4.34. Проведение реконструкции и модернизации турбинного оборудования на электростан­циях должно быть согласовано с заводом-изготовителем.

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 выполняться требования пп. 4.3.1, 4.4.1, 5.1.1 и 5.3.1 настоящих Правил и обеспечиваться их 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 энергоблока в регулировочном диапазоне и при необходимости до технического миниму­ма, остановы в резерв и режимы пуска энергоблока из различных тепловых состояний.

4.5.3. Теплофикационные энергоблоки, работающие с полным расходом циркуляционной воды через конденсатор, могут быть привлечены к покрытию диспетчерского графика электрических нагрузок с сохранением заданного количества отпускаемого тепла. Теплофикационные энергобло­ки, работающие на встроенном пучке конденсатора или с отсечкой ЦНД, как правило, не должны привлекаться к покрытию переменной части графика электрических нагрузок. В отдельных случа­ях допускается разгрузка указанных энергоблоков с переводом тепловой нагрузки на пиковые или резервные источники. Количество теплофикационных энергоблоков, не привлекаемых к покры­тию переменного графика нагрузок, должно быть определено диспетчером энергосистемы. Наибо­лее экономичное оборудование (энергоблоки СКД и, особенно, ПГУ) диспетчер энергосистемы должен привлекать к покрытию переменного графика нагрузок лишь при исчерпании возможнос­тей менее экономичного оборудования.

4.5.4. Нижний предел регулировочного диапазона энергоблока 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 энергоблоков должна быть обеспечена возможность их работы на техническом мини­муме нагрузки, для достижения которого допускается изменение состава работающего оборудова­ния и отключение отдельных автоматических регуляторов.

Нижний предел регулировочного диапазона и технический минимум нагрузки должны быть указаны в местной инструкции и доведены до сведения диспетчерской службы.

4.5.5. При нагрузке энергоблока, соответствующей нижнему пределу регулировочного диапазо­на или техническому минимуму, понижение температур свежего пара и пара после промперегрева должно быть не больше заданного заводами — изготовителями оборудования.

4.5.6. Предельная скорость изменения нагрузки энергоблока в регулировочном диапазоне должна быть установлена на основании норм предельно допустимых скоростей изменения нагруз­ки при работе энергоблоков 160-800 МВт в регулировочном диапазоне.

4.5.7. Энергоблоки, спроектированные для работы с постоянным давлением свежего пара, до­пускается эксплуатировать в режиме скользящего давления с полным открытием части регулиру­ющих клапанов ЦВД турбины после проведения специальных испытаний и согласования режимов с заводами — изготовителями котлов¹. При этом в местные инструкции должны быть внесены соответствующие дополнения.

4.5.8. В теплофикационных энергоблоках, оснащенных блочными обессоливающими установ­ками (БОУ), конденсат греющего пара сетевых подогревателей должен направляться через БОУ только в случаях нарушения плотности трубной системы этих подогревателей.

 

_____________

¹ Данный режим не распространяется на энергоблоки, которые по решению ОДУ должны эксплуатироваться на номинальном давлении.

 

4.5.9. Остановы энергоблоков в резерв на ночное время должны производиться без расхолажи­вания оборудования. На всех энергоблоках подлежит обеспариванию система промежуточного перегрева пара, а на энергоблоках с прямоточными котлами, оснащенными встроенной задвижкой (ВЗ) и встроенным сепаратором, также и пароперегревательный тракт за ВЗ. На барабанных кот­лах, а также на прямоточных котлах с полнопроходным сепаратором (ППС) должны быть реали­зованы технологические приемы, исключающие выброс конденсата из пароперегревательных по­верхностей нагрева в горячие паросборные коллекторы.

4.5.10. Оборудование, пусковые и электрические схемы, арматура, тепловая изоляция, расто­почное и водное хозяйство энергоблоков и электростанций должны быть в состоянии, позволяю­щем обеспечить одновременный пуск не менее двух энергоблоков электростанции после любой продолжительности простоя.

4.5.11. Пуск энергоблока 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 энергоблока;

в) неисправности устройств дистанционного управления оперативными регулирующими орга­нами, а также арматурой, используемой при ликвидации аварийных ситуаций;

г) неготовности к включению блочной обессоливающей установки;

д) повреждения опор и пружинных подвесок трубопроводов.

4.5.12. Теплофикационные энергоблоки, работающие с отсечкой ЦНД или на встроенном пучке конденсатора, не должны привлекаться к противоаварийному регулированию.

4.5.13. Работа энергоблоков 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 технического руководителя АО-энерго с уведомлением ОДУ (ЦДУ ЕЭС РФ) временная ра­бота с включенными регуляторами "до себя".

4.5.14. При отсутствии (отказе) системы автоматического регулирования частоты и мощности энергоблоков 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.

4.5.15. Энергоблок 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 после промперегрева);

в) отключения генератора или трансформатора энергоблока из-за внутреннего повреждения;

г) отключения всех питательных насосов;

д) образования сквозных трещин или разрыва питательного трубопровода, паропровода, кор­пуса деаэратора;

е) исчезновения напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления или на всех измерительных приборах контроля энергоблока;

ж) пожара, угрожающего персоналу, оборудованию или цепям дистанционного управления от­ключающей арматуры, входящей в схемы защиты оборудования энергоблока.

4.5.16. Пуском и остановом энергоблока должен руководить старший машинист энергоблока или начальник смены котлотурбинного цеха, а после капитального и среднего ремонта — началь­ник котлотурбинного цеха или его заместитель.

4.5.17. Изменения проектных пусковых схем на действующих энергоблоках 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 или улуч­шения эксплуатационных качеств.

Объем и порядок модернизации и изменения пусковых схем энергоблоков должны быть согла­сованы с РАО "ЕЭС России".

 

4.6. Газотурбинные установки

(автономные и работающие в составе ПГУ)

 

4.6.1. При эксплуатации ГТУ 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;

поддержание основного и вспомогательного оборудования в состоянии, обеспечивающем вы­полнение требований по защите окружающей среды (уменьшение до допустимых норм загрязне­ния воздуха и воды, шума в машзале, на территории электростанции и прилегающей к ней тер­ритории).

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°С;

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/м³, в этом воздухе концентрация пыли с разме­ром частиц более 20 мкм должна быть не выше 0,03 мг/м³. Допускается (в периоды повышенной запыленности ) кратковременная, не более 100 ч в год, концентрация пыли до 5 мг/м³ 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.

Проверка плотности топливных клапанов ГТУ должна производиться после капитального и среднего (регламентного) ремонта с визуальным контролем, а также перед каждым пуском ГТУ с контролем отсутствия давления топлива перед регулирующими клапанами по манометрам и по величине зазоров между роликами и кулаками регулирующих клапанов.

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 ГТУ 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, а после капитального и среднего ре­монта. проведения регламентных работ — начальник цеха или его заместитель.

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;

наличия 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 ГТУ 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 каждой неудачной попытки пуска ГТУ зажигание топлива без предварительной венти­ляции трактов не менее 4 мин при работе на жидком и 10 мин при работе на газообразном топ­ливе запрещается. Конкретная продолжительность вентиляции в зависимости от компоновки тракта, вида топлива и типа ГТУ должна быть указана 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 понижения 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;

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 турбогенератора 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 турбогенератор.

4.6.20. Газотурбинная установка должна быть разгружена и остановлена по решению техничес­кого руководителя 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 понизить 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, произведена 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, указанных в инструкции по эксплуатации, с применением специальных оптических или волоконно-оптических приборов, если это предусмотрено заводской инструкцией;

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; проверку и восстановление эффективности шумоглушения внутри машзала, на территории электростанции и прилегающей к ней территории;

проверку эффективности оборудования, ограничивающего концентрацию в уходящих газах за­грязняющих атмосферу выбросов.

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 газов на входе в турбину или выходе из нее;

давления топлива и воздуха (газов), а также давления и температуры масла в характерных точ­ках;

вибрации турбин, компрессоров, турбогенераторов и возбудителей;

соответствия экономичности расчетной и нормативной.

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 Турбогенератора 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 ремонте (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 про­изводиться не реже 1 раза в месяц.

4.6.30. При эксплуатации ГТУ средние квадратические значения виброскорости подшипнико­вых опор турбин, компрессоров, турбогенератора и возбудителя должны быть не выше 4,5 мм·с^–1.

При превышении нормативного значения вибрации должны быть приняты меры к ее сниже­нию в срок не более 30 сут.

При вибрации свыше 7,1 мм·с^–1 эксплуатировать ГТУ более 7 сут запрещается, а при вибрации 11,2 мм·с^–1 турбина должна быть отключена действием защиты или вручную.

Газотурбинная установка должна быть немедленно остановлена, если при установившемся ре­жиме происходит одновременное внезапное изменение вибрации оборотной частоты двух опор одного ротора, или смежных опор, или двух компонентов вибрации одной опоры на

1 мм·с^–1 и более от любого начального уровня.

Газотурбинная установка должна быть разгружена и остановлена, если в течение 1-3 сут про­изойдет плавное возрастание любого компонента вибрации одной из опор подшипников на 2 мм·с^–1.

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 среднего и капитального ремонта 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. Системы управления технологическими процессами, в том числе и автоматизированные (АСУ ТП), во время эксплуатации должны обеспечивать:

контроль за состоянием энергетического оборудования;

автоматическое регулирование технологических параметров;

автоматическую защиту технологического оборудования;

автоматическое управление оборудованием по заданным алгоритмам;

технологическую и аварийную сигнализацию;

дистанционное управление регулирующей и запорной арматурой.

Средства измерений, средства и программно-технические комплексы контроля и представления информации, автоматического регулирования, технологической защиты и сигнализации, логичес­кого и дистанционного управления, технической диагностики при включенном технологическом оборудовании должны постоянно находиться в работе (в проектном объеме) и обеспечивать вы­полнение заданных функций и качества работы.

4.7.2. Персонал, обслуживающий системы управления, должен обеспечить: поддержание этих систем в исправном состоянии, готовность их к работе, своевременность проведения технического обслуживания и ремонта, 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 энергообъектов, в которых установле­ны устройства управления.

4.7.3. Системы управления технологическими процессами должны быть выполнены в объеме, установленном нормативно-техническими документами, с применением технических средств, обес­печивающих минимум трудозатрат на обслуживание, ремонт и наладку.

Для тех энергообъектов, на которые не распространяются действующие нормативно-технические документы, объем оснащения системами управления должен определять технический руково­дитель АО-энерго.

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, системы обнаружения и тушения пожара, средства авторегулирования, средства вычис­лительной техники и их датчики. Потребители всех групп, кроме средств вычислительной техники, должны быть разделены на подгруппы по технологическому принципу: доя котельного и турбин­ного отделений.

Распределение по подгруппам, группам должно осуществляться через самостоятельные аппара­ты зашиты, обеспечивающие селективное отключение поврежденных участков и ремонт элементов сети электропитания без останова основного оборудования.

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 энергоблока, 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 техническим руководителем энергообъекта.

4.7.5. Температура окружающего воздуха, влажность, вибрация, радиация, напряженность внешних электрических и магнитных полей, импульсные перенапряжения, радио- и импульсные помехи и интенсивность электростатических разрядов, а также запыленность в местах установки технических средств системы управления (АСУ ТП) не должны превышать значений, допускаемых стандартами и техническими условиями.

В местах расположения технических средств в помещениях технологических цехов темпера­тура в нормальных условиях должна находиться в пределах +10¸+50°С, относительная влаж­ность не более 90 %. В аварийных режимах, характеризующихся образованием течей техноло­гического оборудования, температура и относительная влажность допускаются соответственно 75°С и 100 %.

В помещениях щитов управления, где расположены технические средства системы контроля и управления (АСУ ТП), температура и относительная влажность должны быть не выше соответст­венно 25°С и 40-80 %. В аварийных режимах, обусловленных неисправностью систем кондициони­рования воздуха, указанные параметры могут быть соответственно 35°С и 90 %.

Система кондиционирования воздуха должна содержаться в состоянии, обеспечивающем на­дежное функционирование технических средств, систем управления.

4.7.6. Щиты шкафного типа должны быть заземлены, 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 (гл. 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 обеспечи­вать плотность или герметичность в соответствии с противопожарными требованиями. Проверка состояния уплотнений должна производиться после капитального ремонта и по мере необходимости.

4.7.11. Импульсные линии должны быть плотными. После капитального ремонта 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. Ремонт первичных запорных органов и все операции с ними (открытие, закрытие) должен осуществлять 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 и запорных органов, сочленений их с исполнительными механизмами, ремонт электроприводов и установка их на место должны выполняться персоналом, ремонтирую­щим технологическое оборудование, а приемка — персоналом, обслуживающим системы управле­ния.

4.7.13. Техническое обслуживание, текущий и капитальный ремонт средств управления должны быть организованы по графикам, утвержденным техническим руководителем энергообъекта и составленным на основании заводских инструкций или нормативов на сроки и состав технического обслуживания и ремонта. Ремонт техническое средств, входящих в информационные и вычисли­тельные комплексы с ЭВМ, должен осуществляться, как правило, на специализированных пред­приятиях по заводской технологий.

В случае выполнения ремонта специализированным предприятием ответственность за сдачу средств в ремонт и приемку их из ремонта должен нести персонал цеха ТАИ энергообъекта.

4.7.14. Ввод в эксплуатацию технологических защит после монтажа или реконструкции должен выполняться по распоряжению технического руководителя энергообъекта.

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 технического руководителя и оформлено записью в оперативной документации;

для периодической проверки согласно графику, утвержденному техническим руководителем энергообъекта.

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 производились ремонтные работы в цепях защит. При недопустимости проверки исполнительных операций в связи с тепло­вым состоянием агрегата проверку защиты должна быть осуществлена без воздействия на испол­нительные органы.

Опробование защит с воздействием на оборудование производится после окончания всех работ на оборудовании, участвующем в работе защит.

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. Алгоритмы работы защит, включат значения уставок, выдержек времени срабатывания, должны быть определены заводом — изготовителем оборудования. В случае реконструкции обо­рудования или отсутствия данных заводов-изготовителей уставки и выдержки времени должны быть установлены на основании результатов испытаний.

Устройства для изменения уставок должны быть опломбированы (кроме регистрирующих при­боров). Пломбы разрешается снимать только работникам, обслуживающим средства защиты, с за­писью об этом в оперативном журнале. Снятие пломб разрешается только при отключенных сред­ствах защиты.

4.7.19. Технологические защиты, действующие на отключение оборудования, должны быть снабжены средствами, фиксирующими первопричину их срабатывания.

Средства, 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, а причины и виды неисправностей проанализированы.

4.7.20. Регуляторы, введенные в эксплуатацию, должны быть в состоянии, обеспечивающем поддержание технологических параметров, регламентированных нормативно-техническими доку­ментами.

Отключение исправных автоматических регуляторе» 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 контуру регулирования, введенному в эксплуатацию, на электростанции должны быть данные, необходимые дня восстановления его настройки после ремонта или замены вышедшей из строя аппаратуры.

4.7.23. Ввод в эксплуатацию средств логического управления после наладки или корректировки технологических алгоритмов управления должен производиться по распоряжению технического руководителя энергообъекта.

4.7.24. Средства логического управления, введенные в эксплуатацию, должны быть в состоя­нии, обеспечивающем выполнение соответствующих технологических программ (алгоритмов). Проверка работоспособности средств логического управления производится после проведения ре­монтных работ как во внешних цепях, так и в шкафах. Она должна выполняться персоналом тех­нологического цеха и цеха, обслуживающего систему управления, с воздействием на исполнитель­ные органы. При недопустимости проверки исполнительных операций проверку работоспособнос­ти средств логического управления должен производить персонал, обслуживающий средства уп­равления, перед пуском оборудования после его простоя более 3 сут.

Если во время останова технологического оборудования на срок менее 3 сут в цепях средств логического управления производились ремонтные и наладочные работы и если аналогичные ра­боты производились ранее в шкафах центральной части, проверка работоспособности средств ло­гического управления 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 средств логического управления должна осущест­вляться без воздействия на исполнительные органы.

Объем и порядок проведения проверок работоспособности должны быть регламентированы инструкцией, утвержденной техническим руководителем энергообъекта.

4.7.25. На работающем оборудовании производство ремонтных и наладочных работ в испол­нительных (внешних) цепях средств логического управления запрещается.

Проведение наладочных работ в шкафах средств логического управления разрешается при условии отключения от них исполнительных цепей. Подсоединение исполнительных цепей к сред­ствам логического управления разрешается только на остановленном оборудовании.

4.7.26. Все изменения технологических алгоритмов средств логического управления, введенных в эксплуатацию, должны быть утверждены техническим руководителем энергообъекта.

4.7.27. В случае, если предусмотренные проектом регуляторы, средства логического управле­ния, функции АСУ ТП не введены в эксплуатацию за 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 АО-энерго.

 

4.8. Водоподготовка и водно-химический режим

тепловых электростанций и тепловых сетей

 

4.8.1. Режим эксплуатации водоподготовительных установок и водно-химический режим долж­ны обеспечил» работу электростанций и 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 организаций, эксплуатирующих тепловые сети, 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 (тепловых сетей), должны быть согласованы с химической службой АО-энерго.

4.8.3. Применение новых методов водоподготовки и водно-химических режимов должно быть согласовано с РАО "ЕЭС России".

 

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 энергоблока (котла) и включены в работу при его пуске.

Общестанционные баки запаса обессоленной воды и конденсата должны быть смонтированы с нанесением на них антикоррозионных покрытий к началу предпусковой очистки оборудования первого энергоблока (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 производиться 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.

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 рН котловой воды раствором едкого натра. На котлах давлением 40-100 кгс/см² (3,9-9,8 МПа) разрешается применение трилонной обработки котловой воды взамен фосфатирования.

4.8.10. На котлах давлением до 70 кгс/см² (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/см² (7 МПа) и выше обработка конденсата или питательной воды должна производиться только гидразином, кроме котлов с кислородными водно-химическими режимами и котлов с отпуском пара на предприятия пищевой, микробиологической, фармацевти­ческой и другой промышленности в случае запрета санитарных органов на наличие гидразина в паре.

Поддержание необходимых значений рН 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;

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°С.

Пробоотборные линии и поверхности охлаждения холодильников должны быть выполнены из нержавеющей стали.

На ТЭС с энергоблоками 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 дейст­вующими "Методическими указаниями 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 нормам¹:

 

Соединения натрия, мкг/дм³, не более...................................................... 5

Кремниевая кислота, мкг/дм³, не более.................................................... 15

Удельная электрическая проводимость, мкСм/см, не более................... 0,3

рН, не менее................................................................................................ 7,5

 

При нейтрально-кислородном водно-химическом режиме допускается значение рН не менее 6,5.

4.8.16. Качество питательной воды прямоточных котлов должно удовлетворять следующим нормам:

 

Общая жесткость, мкг-экв/дм³, не более.............................................................. 0,2

Соединения натрия, мкг/дм³, не более.................................................................. 5

Кремниевая кислота, мкг/дм³, не более................................................................ 15

Соединения железа, мкг/дм³, не более.................................................................. 10

Растворенный кислород при кислородных режимах, мкг/дм³............................ 100-400

Удельная электрическая проводимость, мкСм/см, не более............................... 0,3

Соединения меди в воде перед деаэратором, мкг/дм³, не более.......................... 5*

Растворенный кислород в воде после деаэратора, мкг/дм³, не более................. 10

Значение рН при режиме:

гидразинно-аммиачном................................................................................... 9,1±0,1

гидразинном..................................................................................................... 7,7±0,2

кислородно-аммиачном................................................................................... 8,0±0,5

нейтрально-кислородном................................................................................ 7,0±0,5

Гидразин, мкг/дм³, при режиме:

гидразинно-аммиачном................................................................................... 20-60

гидразинном..................................................................................................... 80-100

пуска и останова............................................................................................... До 3000

Содержание нефтепродуктов (до конденсатоочистки), мг/дм³, не более............ 0,1

 

4.8.17. На тех электростанциях с прямоточными котлами на давление пара 140 кгс/см² (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/дм³, общая жесткость питательной воды должна быть не более 0,5 мкг-экв/дм³, а содержание в ней соединений железа — не более 20 мкг/дм³.

Для прямоточных котлов давлением 100 кгс/см² (9,8 МПа) и менее нормы качества питатель­ной воды, пара и конденсата турбин при работе котлов должны быть установлены АО-энерго 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/см² (9,8 МПа) и менее должна быть установлена АО-энерго на основе имеющегося опыта эксплуатации.

 

_____________

¹ Нормы качества пара и воды здесь и ниже по содержанию соединений натрия, железа и меди даны в пересчете соответственно на Nа, Fе, Сu, аммиака и его соединений — в пересчете на NН₃, кремниевой кислоты — в пересчете на SiO₂, фосфатов — в пересчете на ; удельная электрическая проводимость приведена для Н-катионированной или дегазированной пробы в пересчете на 25°С, значение рН — также в пересчете на 25°С.

* При установке в конденсатно-питательном тракте всех теплообменников с трубками из нержавеющей стали или других коррозионно-стойких материалов — не более 2 мкг/дм³.

 

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 2 сут 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/дм³ по каждому из этих составляющих.

При пуске энергоблока с прямоточным котлом после капитального и среднего ремонта 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/дм³ 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/см² (МПа).............   40 (3,9)     100 (9,8)    140 (13,8)

Содержание соединений натрия, мкг/дм³, не более:

для ГРЭС.....................................................................         60                15                 5

для ТЭЦ......................................................................         100               25                 5

 

Содержание кремниевой кислоты дня котлов давлением 70 кгс/см² (7 МПа) и выше на ГРЭС должно быть не более 15, на ТЭЦ — не более 25 мкг/дм³.

Значение рН для котлов всех давлений должно быть не менее 7,5.

Удельная электрическая проводимость должна быть:

для котлов давлением 100 кгс/см² (9,8 МПа) не более 0,5 мкСм/см для дегазированной Н-катионированной пробы или 1,5 мкСм/см для Н-катионированной пробы;

для котлов давлением 140 кгс/см² (13,8 МПа) не более 0,3 мкСм/см для дегазированной Н-ка­тионированной пробы или 1 мкСм/см для Н-катионированной пробы.

4.8.21. Качество питательной воды котлов с естественной циркуляцией должно удовлетворять следующим нормам:

 

Номинальное давление за котлом, кгс/см² (МПа)...............   40 (3,9)    100 (9,8)   140 (13,8)

Общая жесткость, мкг-экв/дм³, не более, для котлов:

на жидком топливе...........................................................       5               1                1

на других видах топлива.................................................       10              3                1

Содержание соединений железа, мкг/дм³, 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/дм³, не более, для котлов: 

на жидком топливе.........................................................         10             5                5

на других видах топлива................................................  Не норми-       5               5

             руется

Содержание растворенного кислорода в воде после

деаэратора, мкг/дм³, не более.................................................       20             10              10

Содержание нефтепродуктов, мг/дм³, не более.....................      0,5            0,3             0,3

Значение рН*...........................................................................    8,5-9,5      9,1±0,1      9,1±0,1

Номинальное давление за котлом, кгс/см² (МПа).................    70-100 (7,0-9,8)      140 (13,8)

Содержание кремниевой кислоты, мкг/дм³, не более:

для ГРЭС и отопительных ТЭЦ......................................                80                        30

для ТЭЦ с производственным отбором пара................  Устанавливается тепло-   60

                    химическими

   испытаниями

 

_____________

* При восполнении потерь пара и конденсата химически очищенной водой допускается повышение значения рН до 10,5.

 

Содержание соединений натрия для котлов 140 кгс/см² (13,8 МПа) должно быть не более 50 мкг/дм³. Допускается с разрешения АО-энерго корректировка норм содержания натрия в пита­тельной воде на ТЭЦ с производственным отбором пара в случае, если на ней не установлены газоплотные или другие котлы с повышенными локальными тепловыми нагрузками экранов и ре­гулирование перегрева пара осуществляется впрыском собственного конденсата.

Удельная электрическая проводимость Н-катионированной пробы для котлов давлением 140 кгс/см² (13,8 МПа) должна быть не более 1,5 мкСм/см. Допускается с разрешения АО-энерго соответствующая корректировка нормы удельной электрической проводимости в случаях коррек­тировки нормы содержания натрия в питательной воде.

Содержание гидразина (при обработке воды гидразином) должно составлять от 20 до 60 мкг/дм³; в период пуска и останова котла допускается содержание гидразина до 3000 мкг/дм³.

Содержание аммиака и его соединений должно быть не более 1000 мкг/дм³; в отдельных слу­чаях с разрешения АО-энерго допускается увеличение содержания аммиака до значений, обеспе­чивающих поддержание необходимого значения рН пара, но не приводящих к превышению норм содержания в питательной воде соединений меди.

Содержание свободного сульфита (при сульфитировании) должно быть не более 2 мг/дм³.

Суммарное содержание нитритов и нитратов для котлов давлением 140 кгс/см² (13,8 МПа) должно быть не более 20 мкг/дм³; для котлов давлением 100 кгс/см² (9,8 МПа) и менее допустимое содержание нитритов и нитратов должно быть установлено АО-энерго на основе имеющегося опыта эксплуатации исходя из условий обеспечения безаварийной и экономичной работы обору­дования, при этом для котлов давлением 70 кгс/см² (7,0 МПа) и менее содержание нитратов не нормируется.

4.8.22. Качество питательной воды котлов с естественной циркуляцией давлением менее 40 кгс/см² (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 АО-энерго.

4.8.23. Нормы качества котловой воды, 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 АО-энерго или специализированными организациями. Необходимость проведения теплохимических испытаний котла определяется АО-энерго.

4.8.24. Избыток фосфатов в котловой воде должен составлять:

для котлов давлением 140 кгс/см² (13,8 МПа) по чистому отсеку —0,5-2 мг/дм³, по солевому отсеку — не более 12 мг/дм³;

для котлов давлением 100 кгс/см² (9,8 МПа) и ниже по чистому отсеку 2-6 мг/дм³, по солевому отсеку — не более 30 мг/дм³.

Для котлов без ступенчатого испарения избыток фосфатов должен (как и остальные показате­ли) соответствовать норме для чистого отсека в зависимости от давления в котле.

4.8.25. Значение рН котловой воды чистого отсека должно составлять:

для котлов давлением 140 кгс/см² (13,8 МПа) — 9,0-9,5;

для котлов давлением 100 кгс/см² (9,8 МПа) и ниже — не менее 9,3.

Значение рН котловой воды солевого отсека должно составлять:

для котлов давлением 140 кгс/см² (13,8 МПа) — не более 10,5;

для котлов давлением 100 кгс/см² (9,8 МПа) — не более 11,2;

для котлов давлением 40 кгс/см² {3,9 МПа) — не более 11,8.

Для котлов давлением 100 кгс/см² (9,8 МПа), питаемых химически очищенной водой, с разре­шения АО-энерго допускается значение рН продувочной воды не более 11,5.

Для котлов давлением 140 кгс/см² (13,8 МПа) в котловой воде должно соблюдаться соотноше­ние Щ_фф = (0,2¸0,5) Щ_общ в чистом отсеке и Щ_фф = (0,5¸0,7) Щ_общ в солевом отсеке.

Для котлов давлением 100 кгс/см² (9,8 МПа) и ниже в котловой воде солевого и чистого отсе­ков должно выполняться условие — Щ_фф ³ 0,5 Щ_общ.

В случае несоблюдения требуемых значений рН и соотношений щелочностей в котловую воду должен вводиться едкий натр, в том числе и в пусковых режимах.

4.8.26. Для котлов с барабанами, имеющими заклепочные соединения, относительная щелоч­ность котловой воды не должна превышать 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 воды не нормируется.

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 размяв 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 АО-энерго 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/см² (25 МПа):

при увеличении удельной электрической проводимости до 0,5 мкСм/см, содержания соедине­ний натрия до 10 мкг/дм³ причина нарушения должна быть устранена не позже чем за 72 ч;

при увеличении удельной электрической проводимости от 0,5 до 1,0 мкСм/см, содержания со­единений натрия от 10 до 15 мкг/дм³ причина ухудшения должна быть устранена не более чем за 24 ч;

при неустранении указанных выше нарушений в течение соответственно 72 и 24 ч, а также при увеличении удельной электрической проводимости более 1 мкСм/см, содержании соединений на­трия более 15 мкг/дм³ или снижении рН ниже 5,5 турбина должна быть остановлена в течение не, более 24 ч по решению технического руководителя электростанции с уведомлением диспетчера энергосистемы.

В случае ухудшения качества пара котлов с естественной циркуляцией:

при превышении норм содержания соединений натрия, кремниевой кислоты, удельной элект­рической проводимости не более чем в 2 раза причина ухудшения должна быть устранена в тече­ние 72 ч;

при превышении норм содержания соединений натрия, кремниевой кислоты, удельной элект­рической проводимости от 2 до 4 раз причина ухудшения должна быть устранена в течение 24 ч;

при неустранении указанных выше нарушений в течение соответственно 72 и 24 ч, а также при превышении норм содержания соединений натрия, кремниевой кислоты, удельной электрической проводимости более чем в 4 раза или снижении рН ниже 5,5 турбина на блочных электростанциях или котел на электростанциях с поперечными связями должны быть остановлены не позднее чем через 24 ч по решению технического руководителя электростанции с уведомлением диспетчера энергосистемы.

4.8.30. В случае ухудшения качества питательной воды котлов с естественной циркуляцией:

при превышении норм содержания общей жесткости, соединений кремниевой кислоты, натрия не более чем в 2 раза причина ухудшения должна быть устранена в течение 72 ч;

при превышении норм содержания 'общей жесткости от 2 до 5 раз, содержания соединений кремниевой кислоты, натрия более чем в 2 раза причина ухудшения должна быть устранена в те­чение 24 ч;

при неустранении указанных выше нарушений в течение соответственно 72 и 24 ч или при уве­личении содержания общей жесткости более чем в 5 раз котел должен быть остановлен не позднее чем через 4 ч по решению технического руководителя электростанции с уведомлением диспетчера энергосистемы.

До устранения причин нарушения качества питательной воды увеличиваются непрерывная и периодическая продувки при более частом контроле за качеством пара, а при превышении норм по содержанию общей жесткости проводится и усиленное фосфатирование котловой воды. При этом дня котлов 140 кгс/см² (13,8 МПа) допускается увеличение избытка фосфатов до 12 мг/дм³.

В случае снижения в котловой воде значения рН ниже 7,5 и невозможности повышения его путем дозирования едкого натра или за счет устранения причин нарушения котел должен быть остановлен немедленно.

4.8.31. Качество конденсата турбин после конденсатных насосов первой ступени электростан­ций с прямоточными котлами давлением 140-255 кгс/см² (13,8-25 МПа) должно отвечать следую­щим нормам, не более:

общая жесткость 0,5 мкг-экв/дм³; 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/дм³.

4.8.32. Качество конденсата турбин электростанций с котлами с естественной циркуляцией должно отвечать следующим нормам, не более:

 

Номинальное давление за котлом, кгс/см² (МПа)...............   40 (3,9)    100 (9,8)   140 (13,8)

Общая жесткость, мкг-экв/дм³, 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/дм³.

4.8.33. Качество обессоленной воды для подпитки прямоточных котлов должно удовлетворять следующим нормам, не более:

 

Общая жесткость, мкг-экв/дм³........................................................................................ 0,2

Содержание кремниевой кислоты, мкг/дм³.................................................................... 20

Содержание соединений натрия, мкг/дм³....................................................................... 15

Удельная электрическая проводимость, мкСм/см......................................................... 0,5

 

Качество обессоленной воды для подпитки котлов с естественной циркуляцией давлением 140 кгс/см² (13,8 МПа) должно удовлетворять следующим нормам, не более:

 

Общая жесткость, мкг-экв/дм³......................................................................................... 1

Содержание кремниевой кислоты, мкг/дм³..................................................................... 100

Содержание соединений натрия, мкг/дм³........................................................................ 80

Удельная электрическая проводимость, мкСм/см.......................................................... 2,0

 

В отдельных случаях нормы качества обессоленной воды могут быть скорректированы АО-энерго в зависимости от местных условий (качества исходной воды, схемы водоподготовительной установки, типа используемых ионитов, доли обессоленной воды в балансе питательной) при условии соблюдения норм качества питательной воды.

Качество добавочной воды для подпитки барабанных котлов давлением 100 кгс/см² (9,8 МПа) и ниже, 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 Н-Nа-катионированием или добавлением кислоты остаточная общая щелочность химически очищенной воды должна быть в пределах 0,2-0,8 мг-экв/дм³.

4.8.35. При появлении в исходной воде или в тракте водоподготовительной установки бакте­рий, вызывающих образование нитритов, должна проводиться периодическая обработка трубо­проводов исходной воды и фильтрующих материалов осветительных 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/дм³, свободной угольной кислоты — не более 2 мг/дм³.

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/дм³, не более.................................................................. 30

Общая жесткость при солесодержании исходной воды более 2000 мг/дм³,

мкг-экв/дм³, не более ................................................................................................. 75

Содержание кислорода, мкг/дм³, не более................................................................ 30

Содержание свободной угольной кислоты................................................................ 0

 

В отдельных случаях на основе опыта эксплуатации по разрешению АО-энерго нормы качест­ва питательной воды могут быть скорректированы.

При питании испарителей водой с общим солесодержанием более 2000 мг/дм³ допускается фосфатирование.

Нормы качества концентрата испарителей и режим продувок должны быть установлены на ос­нове инструкций завода — изготовителя испарителя, типовых инструкций по ведению водно-хи­мического режима или результатов теплохимических испытаний, проводимых электростанцией, службами АО-энерго или специализированными организациями.

4.8.38. Качество конденсата, возвращаемого с производства, должно удовлетворять следующим нормам, не более:

 

Общая жесткость, мкг-экв/дм³......................................................................... 50

Содержание соединений железа, мкг/дм³........................................................ 100

Содержание соединений меди, мкг/дм³........................................................... 20

Содержание кремниевой кислоты, мкг/дм³..................................................... 120

рН......................................................................................................................... 8,5-9,5

Перманганатная окисляемость, мг О₂/дм³........................................................ 5

Содержание нефтепродуктов, мг/дм³................................................................ 0,5

 

Возвращаемый конденсат не должен содержать потенциально кислых или щелочных соедине­ний, вызывающих отклонение значения рН котловой воды от установленных норм более чем на 0,5 единицы при неизменном режиме коррекционной обработки фосфатами или фосфатами и едким натром¹.

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 подтопки тепловых сетей должно удовлетворять следующим нор­мам:

 

Содержание свободной угольной кислоты.......................................................... 0

Значение рН для систем теплоснабжения:

открытых......................................................................................................... 8,3-9,0*

закрытых......................................................................................................... 8,3-9,5*

Содержание растворенного кислорода, мкг/дм³, не более................................ 50

Количество взвешенных веществ, мг/дм³, не более............................................ 5

Содержание нефтепродуктов, мг/дм³, не более................................................... 1

 

Карбонатный индекс² И_к должен быть не выше значений, приведенных в табл. 4.3.

 

_____________

¹ При наличии в возвращаемом конденсате потенциально кислых или щелочных соединений он не должен приниматься электростанцией.

* Верхний предал значения рН допускается только при глубоком умягчении воды, нижний — с разрешения АО-энерго может корректироваться в зависимости от интенсивности коррозионных явлений в оборудовании и трубопроводах систем теплоснабжения. Для закрытых систем теплоснабжения с разрешения АО-энерго верхний предел значения рН допускается не более 10,5 при одновременном уменьшении значения карбонатного индекса до 0,1 (мг-экв/дм³)², нижний предел может корректироваться в зависимости от коррозионных явлений в оборудовании и трубопроводах систем теплоснабжения.

² Карбонатный индекс И_к — предельное значение произведения общей щелочности и кальциевой жесткости воды (в мг-экв/дм³), выше которого протекает карбонатное накипеобразование с интенсивностью более 0,1 г/(м² · ч).

 

Таблица 4.3

 

Нормативные значения И_к воды для подпитки тепловых сетей

 

Тип оборудования	Температура нагрева	Ик (мг-экв/дм3)2 для системы  теплоснабжения
	сетевой воды, °С	открытой	закрытой
Водогрейные котлы, установленные	70-100	3,2	3,0
на электростанциях и в отопительных	101-120	2,0	1,8
котельных *.	121-130	1,5	1,2
	131-140	1,2	1,0
	141-150	0,8	0,5
Сетевые подогреватели	70-100	4,0	3,5
	101-120	3,0	2,5
	121-140	2,5	2,0
	141-150	2,0	2,0
	151-200	1,0	0,5

 

 

Качество подпиточной воды открытых систем теплоснабжения (с непосредственным водоразбором) должно удовлетворять также требованиям ГОСТ 2874-82 к питьевой воде. 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 под ниточной воде должно быть не более 50 мг/дм³ в пере­счете на SiO₂.

При силикатной обработке подпиточной воды предельная концентрация кальция должна определяться с учетом суммарной концентрации не только сульфатов (для предотвращения выпа­дения СаSO₄), но и кремниевой кислоты (для предотвращения выпадения СаSiO₃) для заданной температуры нагрева сетевой воды с учетом ее превышения в пристенном слое труб котла на 40°С.

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 рН для систем теплоснабжения:

открытых.......................................................................................................... 8,3-9,0*

закрытых ......................................................................................................... 8,3-9,5*

Содержание соединений железа, мг/дм³, не более, для систем

теплоснабжения:

открытых.......................................................................................................... 0,3**

закрытых.......................................................................................................... 0,5

Содержание растворенного кислорода, мкг/дм³, не более.................................. 20

Количество взвешенных веществ, мг/дм³, не более............................................. 5

Содержание нефтепродуктов, мг/дм³, не более, для систем

теплоснабжения:

открытых........................................................................................................... 0,3

закрытых............................................................................................................ 1

 

_____________

* Верхний предел допускается только при глубоком умягчении воды.

Для закрытых систем теплоснабжения с разрешения АО-энерго верхний предел значения рН допускается не более 10,5 при одновременном уменьшении значения карбонатного индекса до 0,1 (мг-экв/дм³)², нижний предел может корректироваться в зависимости от коррозийных явлений в оборудовании и трубопроводах систем теплоснабжения.

** По согласованию с санитарными органами допускается 0,5 мг/дм³.

 

В начале отопительного сезона и в послеремонтный период допускается превышение норм в течение 4 нед для закрытых систем теплоснабжения и 2 нед для открытых систем по содержанию соединений железа — до 1,0 мг/дм³, растворенного кислорода — до 30 и взвешенных веществ — до 15 мг/дм³.

Карбонатный индекс И_к должен быть не выше значений, приведенных в табл. 4.4.

 

Таблица 4.4

 

Нормативные значения И_к сетевой воды¹

 

Оборудование	Температура нагрева сетевой воды, °С	Ик (мг-экв/дм3)2
Водогрейные котлы, установленные на	70-100	3,2
электростанциях и в отопительных	101-120	2,0
котельных	121-130	1,5
	131-140	1,2
	141-150	0,8
Сетевые подогреватели	70-100	4,0
	101-120	3,0
	121-140	2,5
	141-150	2,0
	151-200	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/дм³ на срок до 14 дн 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 АО-энерго, руководствуясь приведенными выше значениями и "Методическими указаниями по расчету потерь пара и конденсата".

 

4.9. Трубопроводы и арматура

 

4.9.1. Администрация энергообъекта специальным распоряжением обязана назначить из числа инженерно-технических работников (начальников цехов и служб), прошедших проверку знаний "Правил устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды", настоящих ПТЭ и другой отраслевой нормативной документации (инструкций, противоаварийных циркуляров и т.п.), лиц, ответственных за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопрово­дов.

4.9.2. На энергообъекте должны быть перечни трубопроводов, подлежащих регистрации в местных органах Госгортехнадзора России, а также регистрируемых энергообъектом. В перечнях должны быть указаны лица, ответственные за безопасную эксплуатацию трубопроводов. На каж­дый трубопровод должен быть заведен паспорт по форме, рекомендованной "Правилами устрой­ства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды".

4.9.3. После капитального и среднего ремонта, а также ремонта, связанного с вырезкой и пере­варкой участков трубопровода, заменой арматуры, наладкой опор и заменой тепловой изоляции, перед включением оборудования в работу должны быть проверены:

отсутствие временных монтажных и ремонтных стяжек, конструкций и приспособлений, лесов;

исправность неподвижных и скользящих опор и пружинных креплений, лестниц и площадок обслуживания трубопроводов и арматуры;

размер затяжки пружин подвесок и опор в холодном состоянии;

исправность индикаторов тепловых перемещений;

возможность свободного перемещения трубопроводов при их прогреве и других эксплуатаци­онных режимах;

состояние дренажей и воздушников, предохранительных устройств;

размер уклонов горизонтальных участков трубопроводов и соответствие их требованиям нормативно-технической документации;

легкость хода подвижных частей арматуры;

соответствие сигнализации крайних положений запорной арматуры (открыто-закрыто) на щитах управления ее фактическому положению;

исправность тепловой изоляции;

наличие полного комплекта ремонтной документации (схемы, формуляры, сварочная докумен­тация, протоколы металлографических исследований, акты приемки после ремонта и т.д.).

4.9.4. Администрацией энергообъекта на основании "Типовой инструкции по эксплуатации трубопроводов тепловых электростанций: РД 34.39.503-89" должны быть разработаны и утверж­дены местные инструкции, учитывающие конкретные условия эксплуатации трубопроводов на данном энергообъекте.

При эксплуатации трубопроводов и арматуры в соответствии с действующими инструкциями должны контролироваться:

размеры тепловых перемещений трубопроводов и их соответствие расчетным значениям по по­казаниям индикаторов;

отсутствие защемлений и повышенной вибрации трубопроводов;

плотность предохранительных устройств, арматуры и фланцевых соединений;

температурный режим работы мегалита при пусках и остановах;

степень затяжки пружин подвесок и опор в рабочем и холодном состоянии — не реже 1 раза в 2 года;

герметичность сальниковых уплотнений арматуры;

соответствие показании 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 замене деталей и элементов трубопроводов необходимо сохранить проектное положение оси трубопровода.

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 н арматуры должна быть в исправном состоянии. Температура на ее поверхности при температуре окружающего воздуха 25°С должна быть не более 45°С.

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 России.

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.

Золоулавливающие установки

 

Золоулавливающие установки

 

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 появления сигнала о достижении верхнего предельного уровня золы в двух и более бункерах разных полей электрофильтра, прекращении орошения каплеуловителя мокрой золоу­лавливающей установки или прекращении удаления из него пульпы необходимо принять меры к выявлению и устранению причин неполадок.

Использовать бункеры золоулавливающих установок для накопления уловленной золы запре­щается. Она должна удаляться из бункеров непрерывно.

4.10.2. При растопке котла на газе или мазуте высокое напряжение на электрофильтры не должно подаваться, механизмы встряхивания должны быть включены в работу, должен быть обеспечен подогрев бункеров и изоляторных коробок. После перевода котла на сжигание твердо­го топлива должны быть включены в работу виброрыхлители или аэрирующие устройства бунке­ров, время подачи высокого напряжения на электрофильтры должно быть указано в местной ин­струкции.

4.10.3. В подбункерных помещениях электрофильтров температура воздуха должна поддержи­ваться не ниже 12°С.

Температура стенок бункеров и течек золоулавливающих установок должна поддерживаться на 15°С выше температуры конденсации водяных паров, содержащихся в дымовых газах.

На электростанциях с открытой компоновкой электрофильтров в районах с расчетной темпе­ратурой отопления минус 15°С и ниже электрофильтры перед пуском должны предварительно прогреваться горячим воздухом до температуры выше точки росы дымовых газов растопочного топлива.

Орошение мокрых золоулавливающих установок, а также подача воды в золосмывные аппа­раты электрофильтров и батарейных циклонов, воздуха в аппараты систем пневмозолоудаления и включение системы контроля работы электрофильтров и наличия золы в бункерах должны быть осуществлены до растопки котла.

4.10.4. При повышении температуры дымовых газов за электрофильтрами выше температуры газов перед ними необходимо снять высокое напряжение со всех полей. В случае обнаружения очагов возгорания в электрофильтре следует остановить котел и приступить к устранению аварий­ного состояния.

4.10.5. Режим эксплуатации золоулавливающих установок должен определяться следующими показателями:

для электрофильтров — оптимальными параметрами электропитания при заданной температу­ре дымовых газов и оптимальным режимом встряхивания электродов;

для мокрых золоулавливающих установит — оптимальным расходом орошающей воды и тем­пературой газа после аппаратов не менее чем на 15°С выше точки росы дымовых газов (по водя­ным парам);

для батарейных циклонов — оптимальным аэродинамическим сопротивлением аппаратов.

4.10.6. При эксплуатации мокрых золоулавливающих установок должны быть предусмотрены меры, предотвращающие брызгоунос. В случае установки электрофильтров за мокрыми золоулавливающими установками наличие следов брызгоуноса за последними не допускается.

4.10.7. Состояние золоулавливающих установок должно контролироваться в соответствии с ти­повыми инструкциями по их эксплуатации.

4.10.8. При останове котла на срок более 3 сут золоулавливающие установки должны быть осмотрены и очищены от отложений.

4.10.9. Испытания золоулавливающих установок должны быть выполнены при вводе их в экс­плуатацию из монтажа, после капитального ремонта или реконструкции специализированными аттестованными организациями.

Для проведения испытаний золоулавливающие установки должны иметь измерительные участ­ки на газоходах и быть оборудованы штуцерами, лючками и другими приспособлениями, а также стационарными площадками с освещением для обслуживания используемых при испытаниях при­боров.

4.10.10. Золоулавливающие установки 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.

 

Системы золошлакоудаления и золоотвалы

 

4.10.11. 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 золоотаалов и складов сухой золы;

предотвращение загрязнения золой и сточными водами воздушного и водного бассейнов, а также окружающей территории.

4.10.12. Эксплуатация систем гидро- и пневмозолоудаления должна быть организована в режи­мах, обеспечивающих:

оптимальные расходы воды, воздуха и электроэнергии;

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 ликвидации пересыщения воды труднорастворимыми соединениями и осаждения взвешен­ных твердых частиц (осветления) должны быть предусмотрены необходимые площадь и глубина отстойного бассейна.

4.10.13. 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.

4.10.14. Эксплуатация оборотных (замкнутых) гидравлических систем золошлакоудаления должна быть организована в бессточном режиме, предусматривающем:

поддержание баланса воды в среднем за год;

преимущественное использование осветленной воды в технических целях (обмывка поверхнос­тей нагрева котлов, золоулавливающих установок, 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).

Сброс осветленной воды из золоотвалов в реки и природные водоемы допускается только по согласованию с региональными природоохранными органами.

4.10.15. 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.

4.10.16. 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 нейтральной или кислой реакцией осветленной воды.

4.10.17. В шлаковых ваннах механизированной системы шлакоудаления должен быть уровень воды, обеспечивающий остывание шлака и исключающий подсос воздуха в топку.

4.10.18. Состояние смывных и побудительных сопл системы ГЗУ должно систематически кон­тролироваться, и при увеличении их внутреннего диаметра более чем на 10 % по сравнению с рас­четным сопла должны заменяться.

4.10.19. Контрольно-измерительные приборы, устройства технологических защит, блокировок и сигнализации систем гидро- и пневмозолоудаления должны быть в исправности и периодически проверяться.

4.10.20. Выводимые в резерв или в ремонт тракты гидро- или пневмозолоудаления должны быть опорожнены и при необходимости промыты водой или продуты воздухом.

4.10.21. При отрицательной температуре наружного воздуха выводимые из работы пульпопро­воды и трубопроводы осветленной воды системы ГЗУ должны быть своевременно сдренированы для предотвращения их замораживания.

4.10.22. Должен быть организован систематический (по графику) контроль за износом золо­шлакопроводов и своевременный поворот труб. Очистка трубопроводов от минеральных отложений должна быть произведена при повышении гидравлического сопротивления трубопроводов на 20 % (при неизменном расходе воды, пульпы).

4.10.23. 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, абразивостойких металлов и т.п.).

4.10.24. При необходимости должны быть доверены уклоны пульпопроводов и надземных трубопроводов осветленной воды, произведена рихтовка труб или установка дополнительных дре­нажей.

4.10.25. 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.).

4.10.26. 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).

4.10.27. Не менее чем за 3 года до окончания заполнения существующего золоотвала электро­станцией должно быть обеспечено наличие проекта создания новой емкости.

4.10.28. 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.

4.10.29. Для контроля за заполнением золоотвалов 1 раз в год должны производиться нивели­ровка поверхности расположенных выше уровня воды золошлаковых отложений и промеры глу­бин отстойного пруда по фиксированным створам.

Предельно допустимый уровень заполнения золоотвалов должен быть отмечен рейками (репе­рами).

4.10.30. Наращивание ограждающих дамб без проектов запрещается.

При наращивании дамб из золошлакового материала и мягких грунтов (суглинков, супесей) работы должны выполняться в теплое время года.

4.10.31. Устройства (лестницы, мостики, ограждения и др.), обеспечивающие уход за сооруже­ниями и безопасность персонала, должны быть в исправном состоянии.

4.10.32. 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 ремонта 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 воды в подающей линии водяной тепловой сети в соответствии с утвержденным дня системы теплоснабжения температурным графиком должна быть задана по усредненной температуре наружного воздуха за промежуток времени в пределах 12-24 ч, определяемый диспетче­ром тепловой сети в зависимости от длины сетей, климатических условий и других факторов.

Отклонения от заданного режима за головной задвижкой электростанции 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/см² (± 20 кПа).

Среднесуточная температура обратной воды из тепловой сети может превышать заданную гра­фиком не более чем на 3 %. Понижение температуры обратной воды по сравнению с графиком 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. Регулирование 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°С в час.

4.11.4. При работе сетевых подогревателей должны быть обеспечены:

контроль за уровнем конденсата и работой устройств автоматического поддержания уровня;

отвод неконденсирующихся газов из парового пространства;

контроль за температурным напором;

контроль за нагревом сетевой воды;

контроль за гидравлической плотностью по качеству конденсата греющего пара.

Трубная система теплообменных аппаратов должна периодически очищаться по мере загряз­нения, но 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 по графику, утвержденному техническим руково­дителем энергообъекта.

4.11.6. Установка для подпитки тепловых сетей должна обеспечивать их подпитку химически очищенной деаэрированной водой в рабочем режиме и аварийную подпитку водой из систем хо­зяйственно-питьевого или производственного водопроводов в размерах, установленных "Нормами технологического проектирования электрических станций".

4.11.7. Каждый случай подачи воды для подпитки тепловой сети, не отвечающей требованиям п. 4.8.39 настоящих Правил, осуществляется с разрешения технического руководителя электро­станции и должен быть отмечен в оперативном журнале с указанием количества поданной воды и источника водоснабжения.

В соединениях трубопроводов подпитывающего устройства с трубопроводами технической, циркуляционной или водопроводной воды должен быть предусмотрен контрольный клапан между двумя закрытыми и пломбированными задвижками. При нормальной работе тепловых сетей кон­трольный клапан должен быть открыт.

4.11.8. 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.

4.11.9. Баки-аккумуляторы и емкости запаса должны заполняться только химически очищен­ной деаэрированной водой температурой не выше 95°С. Пропускная способность вестовой трубы должна соответствовать максимальной скорости заполнения и опорожнения бака.

Предельный уровень заполнения баков-аккумуляторов и емкостей запаса, запроектированных без тепловой изоляции, при выполнении изоляции должен быть снижен на высоту, эквивалентную по массе тепловой изоляции.

Если в качестве бака-аккумулятора и емкости запаса применен бак для нефтепродуктов, рас­считанный на плотность продукта 0,9 т/м³, уровень заполнения 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 усиливающих наружных конструкций, предотвращающих лавинообразное разрушение бака, и без антикоррозионной защиты внутренней поверхности запрещается.

Оценка состояния баков-аккумуляторов и емкостей запаса, 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, утверждаемого техни­ческим руководителем энергообъекта.

Инструментальное обследование конструкций бака-аккумулятора с определением толщины стенок и днища должно выполняться не реже 1 раза в 3 года в соответствии с "Типовой инструк­цией по эксплуатации металлических резервуаров для хранения жидкого топлива и воды".

При коррозионном износе стен и днища бака на 20 % их проектной толщины и более 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 и емкостей запаса в соответствии с требованиями СНиП III-18-75 "Металлические конструкции. Правила производства и приемки работ".

На каждый принятый в эксплуатацию бак-аккумулятор и емкость запаса должен быть состав­лен паспорт.

4.11.12. Эксплуатация баков-аккумуляторов и емкостей запаса 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, и вестовой трубой.

Электрическая схема сигнализации должна опробоваться 1 раз в смену с записью в оператив­ном журнале.

4.11.13. Эксплуатация станционных теплофикационных трубопроводов должна быть организо­вана в соответствии с требованиями гл. 4.12 настоящих Правил.

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.

4.11.14. Границей теплофикационного оборудования электростанции должно быть ограждение ее территории, если нет иной документально оформленной договоренности с организациями, экс­плуатирующими тепловые сети.

Станционные контрольно-измерительные приборы — измерительные устройства расходомеров (измерительные диафрагмы), датчики этих приборов, первые запорные клапаны, импульсные линии и сами приборы — независимо от места их установки должны быть в ведении электростан­ции и обслуживаться ее персоналом.

4.11.15. Теплофикационное оборудование должно ремонтироваться в соответствии с графиком, согласованным с организациями, эксплуатирующими тепловые сети.

 

4.12. Тепловые сети

 

4.12.1. При эксплуатации тепловых сетей должна быть обеспечена подача потребителям теплоносителя (воды и пара) установленных параметров в соответствии с заданным графиком при утечках теплоносителя и потерях тепла, не превышающих нормативных.

При исчерпании фактической мощности источников тепла и пропускной способности маги­стралей тепловой сети присоединение новых потребителей запрещается.

4.12.2. Границами обслуживания тепловых сетей, если нет иных документально оформленных договоренностей заинтересованных организаций, 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 энергообъектам задвижки на ответвлении к потребителю тепла.

Границы обслуживания тепловых сетей оформляются двусторонним актом.

4.12.3. Организация, эксплуатирующая тепловые сети, должна осуществлять контроль за тех­ническим состоянием и исправностью трубопроводов, тепловых пунктов и тугого оборудования, находящегося на балансе потребителей, а также за эксплуатационными режимами работы тепло­вых пунктов без права вмешательства в хозяйственную деятельность потребителя.

4.12.4. Организацией, эксплуатирующей тепловую сеть, 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. Организацией, эксплуатирующей тепловую сеть, 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 организации, эксплуатирующей теп­ловую сеть, под наблюдением специально назначенного ею лица.

4.12.7. В организации, эксплуатирующей тепловую сеть, должны быть составлены: план тепло­вой сети (масштабный); оперативная и эксплуатационная (расчетная) схемы; профили теплотрасс по каждой магистрали.

Ежегодно должны корректироваться план, схемы и профили в соответствии с фактическим со­стоянием тепловой сети согласно требованиям п. 1.7.5 настоящих Правил.

4.12.8. Оперативная схема тепловых сетей, а также настройка автоматики и. устройств техно­логической защиты должны обеспечивать:

подачу потребителям теплоносителя заданных параметров в соответствии с договорами на пользование тепловой энергией;

оптимальное потокораспредедение теплоносителя в тепловых сетях;

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 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. Организация, эксплуатирующая тепловые сети, должна осуществлять техническую при­емку тепловых сетей, тепловых пунктов и систем теплопотребления, принадлежащих потребителю, после их монтажа или ремонта, при этом потребитель должен выполнять гидравлическое испыта­ние на прочность и плотность собственного оборудования давлением, не превышающим макси­мально допустимое пробное давление для данных сетей, арматуры и нагревательных приборов в соответствии с "Правилами эксплуатации теплопотребляющих установок и тепловых сетей потре­бителей".

4.12.12. Организация, эксплуатирующая тепловые сети, должна организовать постоянный кон­троль за качеством обратной сетевой воды в соответствии с требованиями п. 4.8.40 настоящих Правил и выявлять абонентов, ухудшающих качество 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 после дезинфекции промывка должна производиться до достижения показателей сбрасываемой воды, соответствую­щих санитарным нормам на питьевую воду.

Дезинфекция трубопроводов тепловой сети должна производиться в соответствии с СанП и Н № 4723-88 Минздрава РФ "Санитарные правила устройства и эксплуатации систем централизо­ванного горячего водоснабжения".

4.12.14. Подключение тепловых сетей потребителей и систем теплопотребления, не прошедших гидропневматическую промывку, а в открытых системах теплоснабжения также дезинфекцию, за­прещается.

4.12.15. Все вновь смонтированные трубопроводы тепловых сетей до ввода в эксплуатацию должны быть подвергнуты гидравлическому испытанию на плотность и прочность в соответствии с "Правилами устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды" Госгортехнадзора России.

4.12.16. Заполнение сетевых трубопроводов, их промывка и повторная промывка, дезинфекция (для открытых систем теплоснабжения), 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 лица по специально разработанной технической программе, утвержденной руководством организации, эксплуатирующей тепловые сети, и согласованной с руководством энергообъекта — источника тепла.

4.12.17. Трубопроводы тепловых сетей должны заполняться водой температурой не выше 70°С 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 тестовых 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 производиться обход теплопроводов и тепловых пунктов.

4.12.26. Организация, эксплуатирующая тепловые сети, обязана выявлять дефекты строитель­ных конструкций, трубопроводов и оборудования тепловой сети, осуществлять контроль за их со­стоянием и за состоянием тепловой изоляции и антикоррозионного покрытия с применением со­временных приборов и методов диагностики, а также путем осмотра, опрессовок, испытаний на максимальную температуру теплоносителя и других методов. В организации, эксплуатирующей тепловые сети, должен осуществляться учет всех повреждений и выявленных дефектов по всем видам оборудования и анализ вызвавших их причин.

Контроль за состоянием трубопроводов и оборудования тепловой сети должен осуществляться с учетом требований "Правил устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горя­чей воды" Госгортехнадзора России.

Периодичность проведения работ по контролю за состоянием оборудования тепловой сети оп­ределяется техническим руководителем организации, эксплуатирующей тепловые сети.

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, концевых участках, в двух-трех промежуточных узлах магистрали).

Неработающая тепловая сеть должна заполняться только химически очищенной 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 иди 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). Сезонная норма утечки теплоносителя устанав­ливается в пределах среднегодового значения.

При определении утечки теплоносителя не должен учитываться расход воды на наполнение теплопроводов и систем теплопотребления при их плановом ремонте и подключении новых участ­ков сети и потребителей.

4.12.31. После ремонта до начала отопительного сезона должно быть проведено гидравличес­кое испытание сетей в целях проверки плотности и прочности трубопроводов и установленной запорной и регулирующей арматуры в соответствии с "Правилами устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды" Госгортехнадзора России.

Минимальное значение пробного давления должно составлять 1,25 рабочего давления. При этом значение рабочего давления устанавливается техническим руководителем организации, эксплуатирующей тепловые сети, в соответствии с требованиями п. 1.1.4 "Правил устройства и без­опасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды" Госгортехнадзора России.

Максимальное значение пробного давления устанавливается в соответствии с п. 4.9.4 "Правил. устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды" с учетом максималь­ных нагрузок, которые могут принять на себя неподвижные опоры.

В каждом конкретном случае значение пробного давления устанавливается техническим руко­водителем организации, эксплуатирующей тепловые сети, в допустимых пределах, указанных выше.

Одновременное проведение гидравлических испытаний тепловых сетей на прочность и плот­ность и испытаний на максимальную температуру теплоносителя запрещается.

4.12.32. Для гидравлических испытаний на прочность и плотность трубопроводы тепловых сетей должны заполняться водой температурой не выше 45°С.

На время проведения испытаний тепловой сети пробным давлением тепловые пункты и систе­мы теплопотребления должны быть надежно отключены.

4.12.33. Определение фактических тепловых и гидравлических потерь в тепловых сетях должно осуществляться в соответствии с действующими методическими указаниями 1 раз в 5 лет по гра­фику, утвержденному техническим руководителем АО-энерго.

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. Технологические защиты должны быть включены в эксплуатацию постоянно. Отклю­чение устройств технологической защиты во время работы тепловой сети производится с разре­шения технического руководителя организации, эксплуатирующей тепловые сети. с оформлением в оперативной документации.

Устройства технологической защиты могут быть выведены из работы в следующих случаях:

при работе сетей в переходных режимах;

при очевидной неисправности защиты;

во время устранения аварий;

в период ремонта оборудования.

Работоспособность устройств технологической защиты должна периодически проверяться в сроки и в объеме, указанных в местной инструкции.

4.12.36. Для двухтрубных водяных тепловых сетей в основу режима оттека тепла должен быть положен график центрального качественного регулирования.

При наличии нагрузки горячего водоснабжения минимальная температура воды в подающем трубопроводе сети должна быть:

для закрытых схем не ниже 70°С;

для открытых схем горячего водоснабжения не ниже 60°С.

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 подающею 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 организации, эксплуатирующей тепловую сеть, должны быть разработать 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 любой точке подающей линии водяных тепловых сечей, в трубопро­водах и оборудовании источника тепла, тепловых сетей и тепловых пунктов и в верхних точках непосредственно присоединенных систем теплопотребления при работе сетевых насосов должно обеспечивать с запасом не менее 0,5 кгс/см² (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/см² (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°С.

4.12.40. При аварийном прекращении электроснабжения сетевых и перекачивающих насосов организация, эксплуатирующая тепловую сеть, должна обеспечить давление в тепловых сетях и системах теплопотребления в пределах допустимого уровня. При возможность превышения этого уровня должна быть предусмотрена установка специальных устройств, предохраняющих систему теплоснабжения от гидроударов.

4.12.41. Ремонт тепловых сетей должен производиться в соответствии с утвержденным графи­ком (планом) на основе результатов анализа выявленных дефектов, повреждений, периодических осмотров, испытаний, диагностики и ежегодных опрессовок.

График ремонтных работ должен быть составлен исходя из условия одновременного ремонта трубопроводов тепловой сети и тепловых пунктов.

Организация, эксплуатирующая тепловые сети, должна систематически заменять аварийные трубопроводы, а также выполнять другие работы, направленные на повышение надежности экс­плуатации оборудования и сетей, эффективности использования отпущенного тепла, уменьшите потерь тепла и сетевой воды.                                                          

 

4.13. Контроль за состоянием металла

 

4.13.1. Для обеспечения безопасной 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 за металлом должен проводиться по планам, утвержденным техническим ру­ководителем электростанции, в сроки и объемах, предусмотренных нормативно-техническими до­кументами.

В нормативно-технических документах должны содержаться требования по входному контро­лю и контролю за металлом в пределах паркового ресурса¹. Техническое диагностирование обо­рудования, отработавшего парковый ресурс, проводится ВТИ или АО "Фирма ОРГРЭС".

4.13.3. Контроль за металлом должна осуществлять лаборатория или служба металлов совмест­но с персоналом цехов, в ведении которых находится соответствующее оборудование. Распреде­ление обязанностей по подготовке и проведению контроля утверждается техническим руководите­лем электростанции. Для выполнения работ могут быть привлечены специализированные органи­зации. Во всех случаях организация, проводящая контроль, должна иметь лицензию Госгортехнадзора России на выполнение этих работ. Разрешение (лицензия) на проведение работ по кон­тролю и диагностированию выдается организациям органами Госгортехнадзора России на осно­вании экспертного заключения АО "Фирма ОРГРЭС" или ВТИ, утвержденного РАО "ЕЭС Рос­сии".

4.13.4. На электростанции должен быть организован сбор и анализ информации о результатах контроля и повреждениях металла для разработки мероприятий по повышению надежности обо­рудования. При необходимости должен быть выполнен дополнительный контроль за металлом 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, а также получения данных для сравнительной оценки состояния ос­новного и наплавленного металла до начала работы оборудования и при последующем эксплуа­тационном контроле, определения уровня их свойств для оценки соответствия требованиям техни­ческих условий и правил Госгортехнадзора России.

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 за металлом 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 паркового срока службы.

 

_____________

¹ Парковый ресурс — ресурс при запасе прочности не менее 1,5, определенный с учетом реальных условий эксплуатации и геометрических размеров.

 

4.13.9. Техническое диагностирование основных элементов энергооборудования (гибов трубопроводов, барабанов, коллекторов котла, паропроводов, сосудов, корпусов цилиндров, стопор­ных клапанов, роторов турбин) проводится ВТИ или АО "Фирма ОРГРЭС" в целях определения дополнительного срока службы (после паркового ресурса) в пределах, как правило, до 10 лет и разработки мероприятий, обеспечивающих надежную работу в течение указанного времени.

Техническое диагностирование сосудов проводится после исчерпания сроков службы, указан­ных в паспорте на сосуд.

4.13.10. Для оценки состояния основного и наплавленного металла должны применяться, как правило, неразрушающие методы контроля. Новые методы контроля за металлом могут быть применены на основании положительного заключения ВТИ или АО "Фирма ОРГРЭС" и утверж­дены РАО "ЕЭС России" после согласования с Госгортехнадзором России.

4.13.11. При техническом диагностировании оценка фактического состояния металла, как пра­вило, проводится по вырезкам.

4.13.12. При неудовлетворительных результатах контроля за металлом ответственных деталей и узлов (гибов трубопроводов, барабанов, коллекторов котла, главных паропроводов, сосудов, корпусов цилиндров, стопорных клапанов, роторов турбины и т.п.) или выработке ими паркового ресурса создается экспертно-техническая комиссия (ЭТК), которая рассматривает результаты контроля за металлом за все время эксплуатации и другие необходимые документы и принимает ре­шение о ремонте этих узлов и деталей и оставлении их в работе либо обосновывает необходи­мость их демонтажа или проведения восстановительной термической обработки. Решение ЭТК о возможности дальнейшей эксплуатации по представлению АО "Фирма ОРГРЭС" или ВТИ долж­но утверждаться АО-энерго (для энергообъектов, не входящих в РАО "ЕЭС России") или РАО "ЕЭС России" (для электростанций и дочерних акционерных обществ, входящих в РАО "ЕЭС России").

4.13.13. Для конкретной электростанции допускается разработка производственной инструкции по контролю за металлом, учитывающей особенности эксплуатации этой электростанции. При со­ответствующем техническом обосновании производственная инструкция может отличаться от об­щепринятой инструкции по объему и срокам доведения контроля. Производственная инструкция по представление АО "Фирма ОРГРЭС" или ВТИ должна быть утверждена РАО "ЕЭС России" и согласована с органами Госгортехнадзора России.

 

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, автоматики и диагностики.

5.1.2. Автоматические регуляторы возбуждения (АРВ) должны быть постоянно включены в ра­боту. Отключение АРВ или отдельных их элементов (ограничение минимального возбуждения и др.) допускается только для ремонта или проверки.

Настройка и действие АРВ должны быть увязаны с допустимыми режимами работы генерато­ров (синхронных компенсаторов), общестанционными и системными устройствами автоматики.

На электростанциях и в АО-энерго должны быть данные об основных параметрах настройки АРВ.

На резервах возбудителях должна быть обеспечена форсировка возбуждения кратностью не ниже 1,3 номинального напряжешь ротора.

5.1.3. Автоматические регуляторы возбуждения 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 нормативно-техническими документами 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 и синхронных компенсаторах, не имеющих обмоток отрицательного возбуждения, должна быть установлена и постоянно находиться в работе защита обмотки ротора от перенапряжений (разрядник, гасительное сопротивление и т.п.).

5.1.6. Резервные источники маслоснабжения уплотнений генераторов с водородным охлажде­нием должны автоматически включаться в работу при отключении рабочего источника и пониже­нии давления масла ниже установленного предела.

Для резервирования основных источников маслоснабжения уплотнении генераторов мощнос­тью 60 МВт и более должны быть постоянно включены демпферные (буферные) баки. Запас масла в демпферных баках должен обеспечивать подачу масла и поддержание положительного перепада давлений масло-водород на уплотнениях вала в течение всего времени выбега турбоагрегата со срывом вакуума в случаях отказа всех источников маслоснабжения.

5.1.7. Турбогенераторы и синхронные компенсаторы с водородным охлаждением после монта­жа и капитального ремонта 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 должны быть в постоянной готовности и обеспечивать возможность их быстрого приведения в действие.

5.1.9. При пуске и во время эксплуатации генераторов и синхронных компенсаторов должен осуществляться контроль электрических параметров статора, ротора и системы возбуждения; тем­пературы обмотки и стали статора, охлаждающих сред (в том числе и оборудования системы воз­буждения), уплотнений вала, подшипников и подпятников; давления, в том числе перепада давле­ний на фильтрах, удельного сопротивления и расхода дистиллята через обмотки и другие актив­ные и конструктивные части; давления и чистоты водорода; давления и температуры масла, а также перепада давлений масло-водород в уплотнениях вала; герметичности систем жидкостного охлаждения; влажности газа в корпусе турбогенераторов с водородным и полным водяным ох­лаждением; уровня масла в демпферных баках и поплавковых гидрозатворах турбогенераторов, в масляных ваннах подшипников и подпятников гидрогенераторов; 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 — не реже 1 раза в неделю по контрольным химическим анализам и непрерывно по автоматическому газоанализатору, а при неисправности автоматичес­кого газоанализатора — не реже 1 раза в смену;

содержания водорода в газовой ловушке, в картерах подшипников, экранированных токопроводах, кожухах линейных и нулевых выводов — непрерывно автоматическим газоанализатором, действующим на сигнал, а при неисправности или отсутствии такого газоанализатора — перенос­ным газоанализатором или индикатором 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/см² (50 кПа) и выше — 97 %, при избыточном давлении водорода до 0,5 кгс/см² (50 кПа) — 95 %.

Температура точки росы водорода в корпусе генератора при рабочем давлении должна быть не выше 15°С 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) должно быть не более 1,2 %, а в поплавковом гидрозатворе, бачке продувки и водородоотделительном баке маслоочистительной установки генератора — не более 2 %.

5.1.13. Содержание водорода в картерах подшипников, в экранированных токопроводах, ко­жухах линейных и нулевых выводов должно быть менее 1 %. Работа турбогенератора при содер­жании водорода в токопроводах, кожухах линейных и нулевых выводов 1 % и выше, а в картерах подшипников более 2 % запрещается.

5.1.14. Колебания давления водорода в корпусе генератора (синхронного компенсатора) при номинальном избыточном давлении водорода до 1 кгс/см² (100 кПа) должны быть не более 20 %, а при большем избыточном давлении допускаются не более ±0,2 кгс/см² (±20 кПа).

5.1.15. На всасывающих магистралях маслонасосов синхронных компенсаторов при работе на водородном охлаждении должно быть обеспечено избыточное давление масла не менее 0,2 кгс/см² (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).

Опломбирование запорной арматуры системы маслоснабжения уплотнении вала должно соот­ветствовать требованиям п. 4.4.17 настоящих Правил.

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 аварий в энергосистеме турбогенераторы мощностью до 220 МВт включи­тельно и все гидрогенераторы разрешается включать на параллельную работу способом самосин­хронизации. Турбогенераторы большей мощности разрешается включать этим способом при ус­ловии, что кратность сверхпереходного тока к номинальному, определенная с учетом индуктив­ных сопротивлений блочных трансформаторов и сети, не превышает 3,0.

5.1.20. Генераторы в случае сброса нагрузки и отключения, не сопровождающегося 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 и изменения активной нагрузки для всех генераторов определяется условиями работы турбины или котла.

Скорость изменения реактивной нагрузки генераторов и синхронных компенсаторов с косвен­ным охлаждением обмоток, турбогенераторов газотурбинных установок, 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 всех турбогенераторов мощностью 30 МВт и более и всех турбогенераторов газотурбинных и парогазовых установок 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 %, если в стандартах на отдельные типы машин не оговорены иные условия по отклонению на­пряжения и частоты.

Наибольший ток ротора, полученный при работе с номинальной мощностью и при отклоне­ниях напряжения в пределах ±5 %, длительно допустим при работе с 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 инструкциям завода-изготовителя, техническим условиям и государственным стандартам. Если в них соответствующие указания отсутствуют, при авариях в энергосистемах допускаются кратковременные перегрузки генераторов и синхронных компенсаторов по току статора при указанной в табл. 5.1 кратности тока, отнесенной к номиналь­ному значению.

 

Таблица 5.1

 

Допустимая кратность перегрузки генераторов

и синхронных компенсаторов по току статора

 

Продолжительность перегрузки, мин,	Косвенное охлаждение	Непосредственное охлаждение обмотки статора
не более	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 или водяным охлаждением обмотки ротора допустимая перегрузка по току возбуждения должна быть определена кратностью тока, отнесенной к номи­нальному значению тока ротора (табл. 5.2).

 

Таблица 5.2

 

Допустимая кратность перегрузки турбогенераторов

по току ротора

 

Продолжительность	Турбогенераторы
перегрузки, 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	—
0,33	—	2,0

 

5.1.24. При появлении однофазного замыкания на землю в обмотке статора или цепи генера­торного напряжения блочный генератор (синхронный компенсатор) или блок при отсутствии ге­нераторного выключателя должен автоматически отключаться, а при отказе защиты — немедлен­но разгружаться и отключаться от сети:

на блоках генератор-трансформатор (компенсатор-трансформатор) без ответвлений на генера­торном напряжении и с ответвлениями к трансформаторам собственных нужд — независимо от значения емкостного тока замыкания;

при замыкании на землю в обмотке статора блочных генераторов и синхронных компенсато­ров, имеющих электрическую связь на генераторном напряжении с сетью собственных нужд или потребителей, — при токах замыкания 5 А и более.

Такие же меры должны быть предусмотрены при замыкании на землю в обмотке статора ге­нераторов и компенсаторов, работающих на сборные шины при естественном токе замыкания на землю 5 А и более.

При появлении замыкания на землю в цепях генераторного напряжения блочных генераторов (компенсаторов), имеющих электрическую связь с сетью собственных нужд или потребителей и включенных на сборные шины генераторов (компенсаторов), когда емкостный ток замыкания не превышает 5 А и защиты действуют на сигнал или нечувствительны, работа генераторов (компен­саторов) допускается в течение не более 2 ч (для отыскания места замыкания, перевода нагрузки).

При выявлении замыкания в обмотке статора генератор (компенсатор) должен быть отключен.

Если установлено, что место замыкания на землю находится не в обмотке статора, по усмот­рению технического руководителя электростанции или организации, эксплуатирующей электри­ческую сеть, допускается работа генератора или синхронного компенсатора с заземлением в сети продолжительностью до 6 ч.

5.1.25. При появлении сигнала или выявлении измерениями глубокого снижения сопротивления изоляции 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, но выше предельного наименьшего зна­чения, установленного инструкцией завода-изготовителя или другими нормативно-техническими документами, 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 предельного наименьшего значе­ния) 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 (снижении сопротивления изоляции до 2 кОм и ниже) в цепи возбуждения турбогенератора с косвенным охлаждением обмотки ротора он должен быть переведен на резервное возбуждение. Если при этом замыкание на землю исчезнет, допускается оставить генератор в работе. При обнаружении замыкания на землю в обмотке ротора турбоге­нератор должен быть при первой возможности выведен 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 или отключение. При появлении сигнала турбогенератор должен быть немедленно разгружен и отключен от сети. Если защита от двойного замыкания не предусмотрена или не может быть введена, то турбогенератор должен быть в тече­ние 1 ч разгружен, отключен от сети и выведен в ремонт.

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·А и ниже, 15 % — при мощности свыше 125 МВ·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 асинхронизированных турбогенераторов и 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 заводских инструкций или нормативно-технических документов, а при их отсутствии на основании результатов специальных тепловых испытаний.

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 оснований 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 технического ру­ководителя электростанции или организации, эксплуатирующей электрические сети, с учетом тре­бований п. 5.1.25 настоящих Правил.

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.

Фильтры, установленные в системе жидкостного охлаждения, должны постоянно находиться в работе.

При снижении удельного сопротивления дистиллята в обмотках генератора до 100 кОм·см должна действовать предупредительная сигнализация, а при его снижении до 50 кОм·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 при монтаже или ремонте 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 уплотнении 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.

5.1.3.6. Вибрация подшипников турбогенераторов должна соответствовать требованиям п. 4.4.26, а крестовин и подшипников гидрогенераторов — требованиям п. 3.3.12 настоящих Правил.

У синхронных компенсаторов с номинальной частотой вращения 750 и 1000 об/мин двойная амплитуда вибрации должна быть не выше 80 мкм. При отсутствии устройства дистанционного измерения вибрации периодичность контроля устанавливается в зависимости от вибрационного состояния компенсатора, но не реже 1 раза в год.

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 производиться 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 "Типовой инструкцией по эксплуа­тации газовой 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 и других активных и конструктивных частей 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, влажности и давления водорода в генераторе должен осуществлять электрический цех электростанции.                      

Надзор за работой и ремонт системы маслоснабжения уплотнений вала (включая регуляторы давления масла и лабиринтные маслоуловители), масляных уплотнений вала всех типов, оборудо­вания и распределительной сети охлаждающей воды до газоохладателей, 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.

Капитальный ремонт синхронных компенсаторов должен производиться 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 произведены не позднее чем через 8000 ч работы после ввода в эксплуатацию. Первые ремонтные работы на гидрогенераторах должны быть произведены 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".

5.1.44. Плановые отключения генераторов от сети при наличии положительной мощности на выводах машин запрещаются.

5.1.45. При плановых и аварийных отключениях генераторов (блоков генератор-трансформа­тор) необходимо обеспечить безотлагательную разборку главной схемы электрических соединений дня предотвращения самопроизвольной или ошибочной подачи напряжения на останавливающийся генератор.

 

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 с сохранением их номинальной мощности.

При изменении частоты питающей сети в пределах ±2,5 % номинального значения допускается работа электродвигателей с номинальной мощностью.

Номинальная мощность электродвигателей должна сохраняться при одновременном отклоне­нии напряжения до ±10 % и частоты до ±2,5 % номинальных значений при условии, что при работе с повышенным напряжением и пониженной частотой или с пониженным напряжением и повышен­ной частотой сумма абсолютных значений отклонений напряжения и частоты не превышает 10 %.

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. Количество воздуха, продуваемого через электродвигатель, а также его парамет­ры (температура, содержание примесей и т.п.) должны соответствовать требованиям заводских ин­струкций.

Плотность тракта охлаждения (воздуховодов, узлов присоединения кожухов воздуховодов к корпусу электродвигателя, 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 обмотки ротора и активной стали статора, а также со встроенными водяными воздухоохладителями должны быть оборудованы устройствами, сигнализирующими о появлении воды в корпусе. Эксплуатация оборудования и аппаратуры сис­тем водяного охлаждения, качество конденсата и воды должны соответствовать требованиям за­водских инструкций.

5.2.6. На электродвигателях, имеющих принудительную смазку подшипников, должна быть ус­тановлена защита, действующая на сигнал и отключение электродвигателя при повышении темпе­ратуры вкладышей подшипников или прекращении поступления смазки.

5.2.7. При перерыве в электропитании электродвигателей (включая электродвигатели с регули­руемой частотой вращения) ответственного тепломеханического оборудования должен быть обес­печен их групповой самозапуск при повторной подаче напряжения от рабочего или резервного источника питания с сохранением устойчивости технологического режима основного оборудова­ния.

Время перерыва питания, определяемое выдержками времени технологических и резервных электрических защит, должно быть не более 2,5 с.

Перечень ответственных механизмов должен быть утвержден техническим руководителем электростанции.

5.2.8. Электродвигатели с короткозамкнутыми роторами разрешается пускать из холодного со­стояния 2 раза подряд, из горячего — 1 раз, если заводской инструкцией не допускается большего количества пусков. Последующие пуски разрешаются после охлаждения электродвигателя в тече­ние времени, определяемого заводской инструкцией для данного типа электродвигателя.

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.

5.2.9. Электродвигатели, длительно находящиеся в резерве, и автоматические устройства вклю­чения резерва должны осматриваться и опробоваться вместе с механизмами по утвержденному техническим руководителем графику. При этом у электродвигателей наружной установки, не имеющих обогрева, должны проверяться сопротивление изоляции обмотки статора и коэффици­ент абсорбции.

5.2.10. Вертикальная и поперечная составляющие вибрации (среднее квадратическое значение виброскорости или удвоенная амплитуда колебаний), измеренные на подшипниках электродвига­телей, сочлененных с механизмами, не должны превышать значений, указанных в заводских ин­струкциях.

При отсутствии таких указаний в технической документации вибрация подшипников электро­двигателей, сочлененных с механизмами, не должна быть выше следующих значений:

 

Синхронная частота вращения, об/мин................................ 3000  1500  1000  750 и менее

Удвоенная амплитуда колебаний подшипников, мкм ........ 30      60      80      95

 

Для электродвигателей, сочлененных с углеразмольными механизмами, дымососами и другими механизмами, вращающиеся части которых подвержены быстрому износу, а также для электро­двигателей, сроки эксплуатации которых превышают 15 лет, допускается работа агрегатов с по­вышенной вибрацией подшипников электродвигателей в течение времени, необходимого для уст­ранения причины повышения вибрации.

Нормы вибрации для этих условий не должны быть выше следующих значений:

 

Синхронная частота вращения, об/мин................................. 3000  1500  1000  750 и менее

Удвоенная амплитуда колебаний подшипников, мкм ......... 50      100    130    160

 

Периодичность измерений вибрации ответственных механизмов должна быть установлена по графику, утвержденному техническим руководителем электростанции.

5.2.11. Надзор за нагрузкой электродвигателей, щеточным аппаратом, вибрацией, температу­рой элементов и охлаждающих сред электродвигателя (обмотки и сердечника статора, воздуха, подшипников и т.д.), уход за подшипниками (поддержание требуемого уровня масла) и устройст­вами подвода охлаждающего воздуха, воды к воздухоохладителям и обмоткам, 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 в пределах этих камер должен осуществлять персонал электроцеха.

5.2.12. Электродвигатели должны быть немедленно отключены от сети при несчастных случаях с людьми, появлении дыма или огня из корпуса электродвигателя, его пусковых и возбудительных устройств, поломке приводимого механизма.

Электродвигатель должен быть остановлен после пуска резервного (если он имеется) в случаях:

появления запаха горелой изоляции;

резкого увеличения вибрации электродвигателя или механизма;

недопустимого возрастания температуры подшипников;

перегрузки выше допустимых значений;

угрозы повреждения электродвигателей (заливание водой, запаривание, ненормальный шум и др.).

5.2.13. Для электродвигателей переменного тока мощностью свыше 100 кВт, а также электро­двигателей механизмов, подверженных технологическим перегрузкам, должен быть обеспечен кон­троль тока статора.

На электродвигателях постоянного тока для привода питателей топлива, аварийных маслонасосов турбин и уплотнений вала независимо от их мощности должен контролироваться ток якоря.

5.2.14. Профилактические испытания и ремонт электродвигателей, их съем и установку при ремонте должен производить персонал электроцеха, за исключением электродвигателей задвижек, обслуживаемых цехом тепловой автоматики и измерений.

5.2.15. Центровку и балансировку агрегата; 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, а также воды к воздухоохладителям, обмоткам и другим элементам электродвигателя; охладителей, не встроенных в статор электродвигателей, должен производить персонал цеха, обслуживающего приводимый механизм, или персонал под­рядной организации, производящей ремонт оборудования на данной электростанции.

5.2.16. Профилактические испытания и измерения на электродвигателях должны быть органи­зованы в соответствии с действующими "Нормами испытания электрооборудования".

 

5.3. Силовые трансформаторы и масляные

шунтирующие реакторы

 

5.3.1. При эксплуатации трансформаторов (автотрансформаторов) и шунтирующих масляных реакторов должны выполняться условия их надежной работы. Нагрузки, уровень напряжения, температура отдельных элементов трансформаторов (реакторов), характеристики масла и пара­метры изоляции должны находиться в пределах установленных норм; устройства охлаждения, ре­гулирования напряжения, другие элементы должны содержаться в исправном состоянии.

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. Стационарные средства пожаротушения, маслоприемники, маслоотводы и маслосборники должны быть в исправном состоянии.

5.3.4. 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.

5.3.5. 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.

5.3.6. Устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) трансформаторов должны быть в работе в автоматическом режиме. По решению технического руководителя АО-энерго (энергообъекта) допускается устанавливать неавтоматический режим регулирования напряжения путем дистанционного переключения РПН с пульта управления, если колебания напряжения в сети находятся в пределах, удовлетворяющих требования потребителей электроэнергии.

Переключение устройства РПН трансформатора, находящегося под напряжением, вручную (рукояткой) запрещается.

5.3.7. Вентиляция трансформаторных подстанций и камер должна обеспечивать работу транс­форматоров во всех нормированных режимах.

5.3.8. 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.

5.3.9. На трансформаторах с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла (система охлаждения Д) электродвигатели вентиляторов должны автоматически включаться при достижении температуры масла 55°С или номинальной нагрузки независимо от температуры масла и отключаться при понижении температуры масла до 50°С, если при этом ток нагрузки менее номинального.

Условия работы трансформаторов с отключенным дутьем должны быть определены заводской инструкцией.

5.3.10. При масловодяном охлаждении трансформаторов давление масла в маслоохладителях должно превышать давление циркулирующей в них воды не менее чем на 0,1 кгс/см² (10 кПа) при минимальном уровне масла в расширителе трансформатора.

Система циркуляции воды должна быть включена после включения рабочих маслонасосов при температуре верхних слоев масла не ниже 15°С и отключена при понижении температуры масла до 10°С, если иное не оговорено в заводской технической документации.

Должны быть предусмотрены меры для предотвращения замораживания маслоохладителей, насосов и водяных магистралей.

5.3.11. Масло в расширителе неработающего трансформатора (реактора) должно быть на уров­не отметки, соответствующей температуре масла в трансформаторе (реакторе).

5.3.12. 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°С, с естественным масляным охлаждением М и охлаждением Д — не выше 95°С; у трансформаторов с охлаждением Ц температура масла на входе в маслоохладитель должна быть не выше 70°С.

5.3.13. 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 допусти­мое повышение напряжения должно быть определено заводом-изготовителем.

5.3.14. 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.

5.3.15. 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

 

Допустимые продолжительные перегрузки сухих трансформаторов устанавливаются заводской инструкцией.

5.3.16. При аварийном отключении устройств охлаждения условия работы трансформаторов определяются требованиями заводской документации.

5.3.17. 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°С. При более низких температурах трансформатор должен быть предварительно прогрет включени­ем на нагрузку около 0,5 номинальной без запуска системы циркуляции масла до достижения температуры верхних слоев масла минус 25°С, 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.

5.3.18. Переключающие устройства РПН трансформаторов разрешается включать в работу при температуре верхних слоев масла минус 20°С и выше (для погружных резисторных устройств РПН) и минус 45°С 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.

5.3.19. Для каждой электроустановки в зависимости от графика нагрузки с учетом надежности питания потребителей и минимума потерь энергии должно быть определено количество одновре­менно работающих трансформаторов.

В распределительных электросетях напряжением до 15 кВ включительно должны быть органи­зованы измерения нагрузок и напряжений трансформаторов в период максимальных и минималь­ных нагрузок. Срок и периодичность измерений устанавливаются техническим руководителем энергообъекта.

5.3.20. Допускается работа двухобмоточных трансформаторов, имеющих расщепленную об­мотку низкого напряжения, при одинаковых напряжениях ее частей с параллельным соединением этих частей обмотки.

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. Для обес­печения безопасности персонала при отборе газа из газового реле и выявления причины его сра­батывания должны быть произведены разгрузка и отключение трансформатора (реактора). Время выполнения мероприятий по разгрузке и отключению трансформатора должно быть минималь­ным.

Если газ в реле негорючий, отсутствуют признаки повреждения трансформатора (реактора), а его отключение вызвало недоотпуск электроэнергии, трансформатор (реактор) может быть немед­ленно включен в работу до выяснения причины срабатывания газового реле на сигнал. Продол­жительность работы трансформатора (реактора) в этом случае устанавливается техническим руко­водителем энергообъекта.

По результатам анализа газа из газового реле, хроматографического анализа масла, других измерений (испытаний) необходимо установить причину срабатывания газового реле на сигнал, определить техническое состояние трансформатора (реактора) и возможность его нормальной экс­плуатации.

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) защитами, действие которых не связано с его повреждением, он может быть включен вновь без проверок.

5.3.24. Трансформаторы мощностью 1 МВ·А и более и реакторы должны эксплуатироваться с системой непрерывной регенерации масла в термосифонных или адсорбционных фильтрах.

Масло в расширителе трансформаторов (реакторов), а также в баке или расширителе устрой­ства РПН 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. Осмотры трансформаторов (реакторов) без отключения производятся в сроки, устанав­ливаемые техническим руководителем энергообъекта в зависимости от их назначения, места уста­новки и технического состояния.

5.3.27. Ремонты трансформаторов и реакторов (капитальные, текущие) и их составных частей (РПН, система охлаждения и др.) выполняются по мере необходимости в зависимости от их тех­нического состояния, определяемого испытаниями и внешним осмотром.

Сроки ремонта устанавливаются техническим руководителем АО-энерго (энергообъекта).

5.3.28. 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 нормированных 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. Персонал, обслуживающий РУ 330 кВ и выше, должен располагать картой распределения напряженности электрического поля на площадке ОРУ на уровне 1,8 м над поверхностью земли.

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 должно быть выбрано оборудование с изоляцией, обеспечивающей надежную ра­боту без дополнительных мер защиты.

При эксплуатации оборудования с негрязестойкой изоляцией в местах с загрязненной атмосфе­рой 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 (КРУ) наружной установки — уплотнение шкафов, обработка изоляции гидрофобными пастами и установка устройств электро­подогрева с ручным или автоматическим управлением.

5.4.3. Температура воздуха внутри помещений ЗРУ в летнее время должна быть не выше 40°С. В случае ее превышения должны быть приняты меры к понижению температуры оборудования или охлаждению воздуха. Температура в помещении комплектных распределительных устройств с элегазовой изоляцией (КРУЭ) должна быть в пределах требований эксплуатационной технической документации изготовителя.

5.4.4. Должны быть приняты меры, исключающие попадание животных и птиц в помещение ЗРУ, камеры КРУ.

Покрытие полов должно быть таким, чтобы не происходило образования цементной пыли.

Помещение РУ, в котором установлены ячейки КРУЭ, а также помещения для их ремонта и технического обслуживания должны быть изолированы от других помещений и улицы. Стены, пол и потолок должны быть окрашены пыленепроницаемой краской. Уборка помещений КРУЭ должна производиться мокрым или вакуумным способом. Помещения должны быть оборудованы приточно-вытяжной вентиляцией с отсосом воздуха снизу. Воздух приточной вентиляции должен проходить через фильтры, предотвращающие попадание в помещение пыли.

Помещения с ячейками КРУЭ должны быть оборудованы устройствами, сигнализирующими о недопустимой концентрации элегаза и включающими приточно-вытяжную вентиляцию.

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, маслосборники, 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 темпера­турах окружающего воздуха.

Масло негерметичных вводов должно быть защищено от увлажнения и окисления.

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, выкатными тележками комплектных РУ (КРУ) и заземляющими ножами. Блокировочные замки с устройствами опломбирования должны быть постоянно опломбированы.

Схема и объем блокировочных устройств определяются: по РУ, находящимся в ведении дис­петчера ОДУ, решением технического руководителя АО-энерго, по остальным РУ — решением технического руководителя энергообъекта.

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. В действующих электроустановках, в которых зазем­ляющие ножи не могут быть установлены по условиям компоновки или конструкции, заземление осуществляется с помощью переносных заземлителей.

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, наружных и внутрен­них лицевых частях КРУ, сборках, а также на лицевой и оборотной сторонах 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.

На металлических частях корпусов оборудования должна быть обозначена расцветка фаз.

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, защитные и первичные средства пожаротушения могут на­ходиться у ОВБ.

5.4.15. Осмотр оборудования РУ без отключения от сет должен быть организован:

на объектах с постоянным дежурством персонала: не реже 1 раза в 1 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, а также после отключения оборудования при коротком замыкании должны быть организованы дополнительные осмотры.

О всех замеченных неисправностях должны быть произведены записи и поставлен в извест­ность вышестоящий оперативно-диспетчерский и инженерно-технический персонал.

Неисправности должны быть устранены в кратчайший срок.

Внешний осмотр токопроводов должен проводиться на электростанциях ежедневно. При изме­нении окраски оболочки токопровод должен быть отключен.

Шкафы управления выключателей и разъединителей, верхняя часть которых расположена на высоте 2 м и более, должны иметь стационарные площадки обслуживания.

5.4.16. При обнаружении утечек сжатого воздуха у отключенных воздушных выключателей прекращение подачи в них сжатого воздуха должно производиться только после снятия напряже­ния с выключателей с разборкой схемы разъединителями.

5.4.17. 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.

Масляные выключатели должны быть оборудованы устройством электроподогрева днищ баков и корпусов, включаемым при понижении температуры окружающего воздуха ниже допус­тимой.

В масляных баковых выключателях, установленных в районах с низкими зимними температу­рами окружающего воздуха (ниже минус 25-30°С), должно применяться арктическое масло или выключатели должны быть оборудованы устройством электроподогрева масла, включаемым при понижении температуры окружающего воздуха ниже допустимой.

5.4.18. В схемах питания электромагнитов управления приводов выключателей должна быть предусмотрена защита от длительного протекания тока.

5.4.19. Комплектные распределительные устройства 6-10 кВ должны иметь быстродействую­щую защиту от дуговых коротких замыканий внутри шкафов КРУ.

5.4.20. Автоматическое управление, защита и сигнализация воздухоприготовительной установ­ки, а также предохранительные клапаны должны систематически проверяться и регулироваться согласно действующим нормативно-техническим документам.

5.4.21. 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/см² (2 МПа) и не менее че­тырех для аппаратов с номинальным рабочим давлением 26-40 кгс/см² (2,6-4 МПа).

В целях уменьшения влагосодержания рекомендуется дополнительно применять адсорбцион­ные методы осушки сжатого воздуха.

5.4.22. Влага из всех воздухосборников компрессорного давления 40-45 кгс/см² (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 спускной вентиль 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/см² (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 электроподогревом¹.

Продувка влагоотделителя блока очистки сжатого воздуха (БОВ) должна производиться не реже 3 раз в сутки. Проверка степени осушки — точки росы воздуха на выходе из БОВ должна производиться 1 раз в сутки. Точка росы должна быть не выше минус 50°С при положительной температуре окружающего воздуха и не выше минус 40°С — при отрицательной температуре.

5.4.23. Резервуары воздушных выключателей и других аппаратов, а также воздухосборники и баллоны должны удовлетворять требованиям "Правил устройства и безопасной эксплуатации со­судов, работающих под давлением" Госгортехнадзора России.

Резервуары воздушных выключателей и других аппаратов высокого напряжения регистрации в органах Госгортехнадзора России не подлежат.

Внутренний осмотр и гидравлические испытания воздухосборников и баллонов компрессорно­го давления должны проводиться в соответствии с Правилами Госгортехнадзора России. Внутрен­ний осмотр резервуаров воздушных выключателей и других аппаратов должен производиться при средних ремонтах.

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.

5.4.24. 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 произво­диться 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.

 

_____________

¹ За исключением баллонов, установленных после блоков очистки сжатого воздуха.

 

5.4.25. У воздушных выключателей должно периодически проверяться наличие вентиляции внутренних полостей изоляторов (для выключателей, имеющих указатели).

Периодичность проверок должна быть установлена на основании рекомендаций заводов-изго­товителей.

После спуска сжатого воздуха из резервуаров и прекращения вентиляции изоляция выключа­теля перед включением его в сеть должна быть просушена продувкой воздуха через систему вен­тиляции.

5.4.26. Контроль концентрации элегаза в помещении КРУ и ЗРУ должен производиться с по­мощью специальных приборов на высоте 10-15 см от уровня пола.

Концентрация элегаза в помещении не должна превышать допустимых норм, указанных в ин­струкциях заводов — изготовителей аппаратов.

5.4.27. 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 ножей, отделителей, короткозамыкателей и других ап­паратов, отделенных от аппаратов стенкой, должны иметь указатели отключенного и включенно­го положений.

5.4.28. Вакуумные дугогасительные камеры (КДВ) должны испытываться в объемах и в сроки, установленные инструкциями заводов — изготовителей выключателей. При испытании КДВ по­вышенным напряжением с амплитудным значением более 20 кВ необходимо использовать экран для защиты персонала от возникающих рентгеновских излучений.

5.4.29. Первый текущий и средний ремонт оборудования РУ должен производиться в сроки, указанные в технической документации заводов-изготовителей. Периодичность последующих средних ремонтов может быть изменена, исходя из опыта эксплуатации. Изменение периодичнос­ти ремонтов по присоединениям, находящимся в ведении диспетчера энергосистемы, осуществля­ется решением технического руководителя АО-энерго, а по остальным присоединениям — реше­нием технического руководителя энергообъекта.

Текущий ремонт оборудования РУ, а также проверки его действия (опробования) должны про­изводиться по мере необходимости в сроки, установленные техническим руководителем энерго­объекта..

После исчерпания ресурса должен производиться средний ремонт оборудования РУ независи­мо от продолжительности его эксплуатации.

5.4.30. Испытания электрооборудования РУ должны быть организованы в соответствии с "Нормами испытания электрообо-рудования".

 

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 поднаряда. Для батарей типа СК напряжение подзаряда должно составлять 2,2±0,05 В на элемент, для бата­рей типа СН-2,18±0,04 В на элемент.

Подзарядная установка должна обеспечивать стабилизацию напряжения на шинах батареи с отклонениями, не превышающими 2 % номинального напряжения.

Дополнительные элементы батареи, постоянно не используемые в работе, должны эксплуати­роваться в режиме постоянного подзаряда.

5.5.4. Кислотные батареи должны эксплуатироваться без тренировочных разрядов и периоди­ческих уравнительных перезарядов. Один раз в год должен быть проведен уравнительный заряд батареи типа СК напряжением 2,3-2,35 В на элемент до достижения установившегося значения плотности электролита во всех элементах 1,2-1,21 г/см³ при температуре 20°С.

Продолжительность уравнительного заряда зависит от состояния батареи и должна быть не менее 6 ч.

Уравнительные заряды батарей типа СН проводятся при напряжении 2,25-2,4 В на элемент после доливки воды до уровня 35-40 мм над предохранительным щитком (при снижении уровня электролита до 20 мм над предохранительным щитком) до достижения плотности электролита 1,235-1,245 г/см³.

Продолжительность уравнительного заряда ориентировочно составляет: при напряжении 2,25 В—30 сут, при 2,4 В—5 сут.

5.5.5. На тепловых электростанциях 1 раз в 1-2 года должен выполняться контрольный разряд батареи для определения ее фактической емкости (в пределах номинальной емкости).

На подстанциях и гидроэлектростанциях не менее 1 раза в год должна проверяться работоспо­собность батареи по падению напряжения при толчковых токах, а контрольные разряды 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 то же. 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°С для батарей типа СК. Для батарей типа СН температура должна быть не выше 35°С при максимальном зарядном токе.

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 уравнительного заряда 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.

Коэффициент пульсации на шинах постоянного тока не должен превышать допустимых значе­ний по условиям питания устройств РЗА.

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 тока должно быть не ниже двукратного значения указанной уставки устройства для 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 техническим руководителем энергообъекта 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°С; на подстанциях без постоянного дежурства персонала и в случаях, если емкость батареи вы­брана и рассчитана с учетом понижения температуры, допускается понижение температуры до 5°С.

5.5.14. На дверях помещения аккумуляторной батареи должны быть надписи "Аккумулятор­ная", "Огнеопасно", "Запрещается курить" или вывешены соответствующие знаки безопасности согласно ГОСТ 12.4.026-76 о запрещении пользоваться открытым огнем и курить.

5.5.15. Осмотр аккумуляторных батарей должен производиться по графику, утвержденному техническим руководителем энергообъекта.

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 и батареи должен производиться по мере необходи­мости.

5.5.19. Батареи с кислотными аккумуляторами закрытого исполнения других типов, а также с щелочными аккумуляторами должны эксплуатироваться в соответствии с требованиями инструк­ции завода-изготовителя.

 

5.6. Конденсаторные установки¹

 

5.6.1. Управление режимом работы конденсаторной установки должно быть автоматическим, если при ручном управлении невозможно обеспечить требуемое качество электроэнергии.

Конденсаторная установка (конденсаторная батарея или ее секция) должна включаться при по­нижении напряжения ниже номинального и отключаться при повышении напряжения до 105-110 % номинального.

5.6.2. 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.

 

_____________

¹ Установки напряжением 6 кВ и выше и частотой 50 Гц, предназначенные для выработки реактивной мощности и регулирования напряжения.

 

5.6.3. Если напряжение на выводах единичного конденсатора превышает 110 % его номиналь­ного напряжения, эксплуатация конденсаторной установки запрещается.

5.6.4. 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 понижения температуры, конденсаторная установка должна быть отключена.

5.6.5. Не допускается включение конденсаторной установки при температуре конденсаторов ниже:

минус 40°С — для конденсаторов климатического исполнения У и Т;

минус 60°С — для конденсаторов 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.

5.6.6. Если токи в фазах различаются более чем на 10 %, работа конденсаторной установки за­прещается.

5.6.7. При отключении конденсаторной установки повторное ее включение допускается не ранее чем через 1 мин после отключения.

5.6.8. Включение конденсаторной установки, отключившейся действием защит, разрешается после выяснения и устранения причины, вызвавшей ее отключение.

5.6.9. 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 этих конденсаторов должны быть приняты меры, предотвращающие попа­дание трихлордифенила в окружающую среду. Вышедшие из строя конденсаторы с пропиткой трихлордифенилом должны храниться в герметичном контейнере, конструкция которого исключа­ет попадание трихлордифенила в окружающую среду.

Уничтожение поврежденных конденсаторов с пропиткой трихлордифенилом должно произво­диться централизованно на специально оборудованном полигоне.

5.6.10. Осмотр конденсаторной установки без отключения должен производиться не реже 1 раза в месяц.

5.6.11. Средний ремонт конденсаторных установок должен производиться по мере необходи­мости в зависимости от их технического состояния.

Текущий ремонт конденсаторных установок должен производиться ежегодно.

5.6.12. Испытания конденсаторных установок должны быть организованы в соответствии с "Нормами испытания электрообо-рудования" и заводскими инструкциями.

 

5.7. Воздушные линии электропередачи

 

5.7.1. При эксплуатации воздушных линий электропередачи (ВЛ) должны производиться тех­ническое обслуживание и ремонт, направленные на обеспечение их надежной работы.

5.7.2. При выдаче задания на проектирование ВЛ, сооружаемых и подлежащих техническому перевооружению, реконструкции и модернизации, АО-энерго и организации, эксплуатирующие электрические сети, должны предоставлять проектным организациям имеющиеся данные о факти­ческих условиях в зоне проектируемой ВЛ (фактические данные по гололеду и ветру, по загряз­нениям атмосферы на трассе ВЛ, по отказам ВЛ и их элементов и другие данные, характеризую­щие местные условия) и требовать их учета в проектной документации.

5.7.3. При сооружении, техническом перевооружении, реконструкции и модернизации ВЛ, вы­полняемых подрядной организацией и подлежащих сдаче в эксплуатацию организации, эксплуа­тирующей электрические сети, последней должны быть организованы технический надзор за про­изводством работ, проверка выполненных работ на соответствие утвержденной технической доку­ментации.

5.7.4. Приемка в эксплуатацию ВЛ организацией, эксплуатирующей электрические сети (АО-энерго), должна производиться в соответствии со СНиП 3.01.04-87 и действующими правилами приемки в эксплуатацию законченных строительством линий электропередачи.

5.7.5. При техническом обслуживании должны производиться работы по предохранению элементов ВЛ от преждевременного износа путем устранения повреждений и неисправностей, выяв­ленных при осмотрах, проверках и измерениях.

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 иди замены их новыми, повышающими их надежность и улучшающими эксплуатационные характеристики линии.

Перечень работ, которые должны выполняться на ВЛ при техническом обслуживании, ремонте и техническом перевооружении, приведен в типовых инструкциях по эксплуатации ВЛ.

5.7.6. Техническое обслуживание и ремонтные работы должны быть организованы, как прави­ло, комплексно путем проведения всех необходимых работ с максимально возможным сокраще­нием продолжительности отключения ВЛ. Они могут производиться 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.

Организация, эксплуатирующая электрические сети, должна информировать предприятия и ор­ганизации, находящиеся в районе прохождения ВЛ, о требованиях указанных 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 технического руководителя энергообъекта.

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 производиться обрезка деревьев.

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).

5.7.11. 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 устанавливаться специальные устройства, исключающие возможность перекрытий, а также отпугивающие птиц и не угрожающие их жизни.

5.7.12. 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.

5.7.13. Организации, эксплуатирующие электрические сети, 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" 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.

5.7.14. Организация, эксплуатирующая электрические сети, должна следить за исправностью дорожных знаков ограничения габаритов, устанавливаемых на пересечениях ВЛ с автомобильны­ми дорогами; дорожных знаков, устанавливаемых на пересечениях ВЛ 330 кВ и выше с автомо­бильными дорогами и запрещающих остановку транспорта в охранных зонах этих ВЛ.

По представлению организаций, эксплуатирующих электрические сети, в ведении которых находятся ВЛ, установка и обслуживание указанных знаков производятся организациями, в ведении которых находятся автомобильные дороги.

5.7.15. При эксплуатации ВЛ должны быть организованы их периодические и внеочередные осмотры. График периодических осмотров должен быть утвержден техническим руководителем организации, эксплуатирующей электрические сети.

Периодичность осмотров каждой ВЛ по всей длине должна быть не реже 1 раза в год¹. Кроме того, не реже 1 раза в год инженерно-техническим персоналом должны производиться выбороч­ные осмотры отдельных ВЛ (или их участков), а все ВЛ (участки), подлежащие капитальному ре­монту, должны быть осмотрены полностью.

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 6 лет; на остальных ВЛ 35 кВ и выше (участках) — не реже 1 раза в 12 лет.

На ВЛ 0,38-20 кВ верховые осмотры должны производиться при необходимости.

5.7.16. Внеочередные осмотры ВЛ или их участков должны производиться:

при образовании на проводах и тросах гололеда, при пляске проводов, во время ледохода и разлива рек, при лесных и степных пожарах, а также после стихийных бедствий;

после автоматического отключения ВЛ релейной защитой.

5.7.17. На ВЛ должны выполняться следующие проверки и измерения:

проверка состояния трассы ВЛ — при проведении осмотров и измерения габаритов от прово­дов до поросли — при необходимости;

проверка загнивания деталей деревянных опор — через 3-6 лет после ввода ВЛ в эксплуата­цию, далее — не реже 1 раза в 3 года, а также перед подъемом на опору или сменой деталей;

проверка визуально состояния изоляторов и линейной арматуры при осмотрах, а также про­верка электрической прочности подвесных тарельчатых фарфоровых изоляторов первый раз на 1-2-м, второй раз на 6-10-м годах после ввода ВЛ в эксплуатацию и далее с периодичностью, при­веденной в "Тыловой инструкции по эксплуатации воздушных линий электропередачи напряжени­ем 35-800 кВ" в зависимости от уровня отбраковки и условий работы изоляторов на ВЛ;

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 6 лет; болтовые соединения, находящиеся в неудовлет­ворительном состоянии, подвергаются вскрытию, а затем ремонтируются или заменяются;

проверка и подтяжка бандажей, болтовых соединений и гаек анкерных болтов — не реже 1 раза в 6 лет;

выборочная проверка состояния фундаментов и U-образных болтов на оттяжках со вскрытием грунта — не реже 1 раза в 6 лет;

проверка состояния железобетонных опор и приставок — не реже 1 раза в 6 лет;

проверка состояния антикоррозионного покрытия металлических опор и траверс, металличес­ких подножников и анкеров оттяжек с выборочным вскрытием грунта — не реже 1 раза в 6 лет;

проверка тяжения в оттяжках опор — не реже 1 раза в 6 лет;

измерения сопротивления заземления опор, а также повторных заземлений нулевого прово­да — в соответствии с п. 5.10.7 настоящих Правил;

измерения 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;

проверка состояния опор, проводов, тросов, расстояний от проводов до поверхности земли и различных объектов, до пересекаемых сооружений — при осмотрах ВЛ.

5.7.18. Неисправности, обнаруженные при осмотре ВЛ и производстве 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.

 

_____________

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 техническим руководителем энергообъекта.

 

5.7.19. Капитальный ремонт ВЛ должен выполняться по решению технического руководителя организации, эксплуатирующей электрические сети, на ВЛ с железобетонными и металлическими опорами — не реже 1 раза в 12 лет, на ВЛ с деревянными опорами — не реже 1 раза в 6 лет.

5.7.20. Конструктивные изменения опор и других элементов ВЛ, а также способа закрепления опор в грунте должны выполняться только при наличии технической документации и с разреше­ния технического руководителя организации, эксплуатирующей электрические сети.

5.7.21. Плановый ремонт, техническое перевооружение, реконструкция и модернизация ВЛ, проходящих по сельскохозяйственным угодьям, должны производиться по согласованию с земле­пользователями и, как правило, в период, когда эти угодья не заняты сельскохозяйственными культурами или когда возможно обеспечение сохранности этих культур.

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 организация, эксплуатирующая электрические сети, долж­на привести земельные угодья в состояние, пригодное для их использования по целевому назна­чению, а также возместить землепользователям убытки, причиненные при производстве работ.

5.7.22. Организации, эксплуатирующие ВЛ с совместной подвеской проводов, должны произ­водить плановый ремонт в согласованные сроки. В аварийных случаях ремонтные работы должны производиться с предварительным уведомлением другой стороны (владельца линии или прово­дов).

5.7.23. На ВЛ напряжением выше 1000 В, подверженных интенсивному гололедообразованию, должна осуществляться плавка гололеда электрическим током.

Организация, эксплуатирующая электрические сети, должна 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.

3.7.24. 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.

Организации, эксплуатирующие электрические сети, должны быть оснащены переносными приборами для определения мест замыкания на землю ВЛ 6-35 кВ.

5.7.25. В целях своевременной ликвидации аварийных повреждений на ВЛ в организациях, экс­плуатирующих электрические сети (в АО-энерго), должен храниться аварийный запас материалов и деталей согласно установленным нормам.

 

5.8. Силовые кабельные линии

 

5.8.1. При эксплуатации силовых кабельных линий должны производиться техническое обслу­живание и ремонт, 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°С.

5.8.4. На период послеаварийного режима допускается перегрузка по току для кабелей с про­питанной бумажной изоляцией на напряжение до 10 кВ включительно — на 30 %, для кабелей с изоляцией из полиэтилена и поливинилхлоридного пластиката — на 15 %, для кабелей 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, перегрузка по току не должна превы­шать 10 %.

Перегрузка кабелей с пропитанной бумажной изоляцией на напряжение 20 и 35 кВ не допус­кается.

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 масштабах 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 перед прокладкой линии должен быть согласован с эксплуатирующей организа­цией и в случае изменения марки кабеля с заводом-изготовителем 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, доложенных 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 энерго­объекту:

исполнительные высотные отметки кабеля и подпитывающей аппаратуры (дня 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 с указанием основных данных по линии, а также архивную папку с документацией по п. 5.8.7 настоящих Правил.

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 техническим руководителем энергообъекта.

На основании данных этих измерений при необходимости должны уточняться режим работы и схема кабельной сети.

Требования этого пункта распространяются и на кабельные линии потребителей, отходящие от шин распределительных устройств электростанций и подстанций.

5.8.12. Осмотры кабельных линий должны производиться 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 ниже 1000 В должен также производиться при осмотре электрооборудования.

Осмотр подводных кабелей должен производиться в сроки, установленные техническим руко­водителем энергообъекта.

Периодически должны производиться выборочные контрольные осмотры кабельных линий ин­женерно-техническим персоналом.

В период паводков и после ливней, а также при отключении кабельной линии релейной защи­той производятся 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 техническим руководителем энергообъекта.

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" 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. Энергообъекты должны контролировать выполнение управлениями и службами город­ского трамвая, метрополитена и электрифицированных железных дорог мероприятий по уменьше­нию значений блуждающих токов в земле. Нормативные требования к источникам блуждающих токов приведены в ГОСТ 9.602.

При обнаружении на кабельных линиях опасности разрушения металлических оболочек вслед­ствие электрокоррозии, почвенной или химической коррозии должны быть приняты меры к ее предотвращению. В целях предотвращения коррозии участков алюминиевых оболочек, примыка­ющих к муфтам, необходимо обеспечить их защиту в соответствии с рекомендациями "Сборника руководящих материалов. Электротехническая часть".

За защитными устройствами должно быть установлено регулярное наблюдение.

5.8.18. Раскопки кабельных трасс или земляные работы вблизи них должны производиться с письменного разрешения энергообъекта.

5.8.19. Производство раскопок землеройными машинами на расстоянии 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 энергообъекта кон­трольное вскрытие трассы.

Для производства взрывных работ должны быть выданы дополнительные технические условия.

5.8.20. Организации, эксплуатирующие электрические сети, 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 энергообъекта, района, орга­низации, эксплуатирующей электрические сети.

5.8.22. Для предупреждения электрических пробоев на вертикальных участках кабелей с бумаж­ной изоляцией 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 нарушении нормальных режимов устройствами ре­лейной защиты, автоматическими выключателями или предохранителями и оснащено устройства­ми электроавтоматики, в том числе устройствами противоаварийной автоматики и устройствами автоматического регулирования.

Устройства релейной защиты и электроавтоматики (РЗА), в том числе противоаварийной авто­матики, по принципам действия, уставкам, настройке и выходным воздействиям должны соответ­ствовать схемам и режимам работы энергосистем и постоянно находиться в работе, кроме уст­ройств, которые должны выводиться из работы в соответствий с назначением и принципом дей­ствия, режимом работы энергосистемы и условиями селективности.

5.9.2. В эксплуатации должны быть обеспечены условия нормальной работы аппаратуры РЗА и вторичных цепей (допустимые температура, влажность, вибрация, отклонения рабочих парамет­ров от номинальных, уровень помех 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 сторонах должны быть надписи, указывающие их назначение в соответствии с диспетчерскими наименованиями.

Установленная на панелях, пультах и в шкафах с поворотными панелями аппаратура должна иметь с обеих сторон надписи или маркировку согласно схемам. Расположение надписей или мар­кировки должно однозначно определять соответствующий аппарат.

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.

Надписи у устройств, которыми управляет оперативный персонал, должны четко указывать назначение этих устройств.

5.9.5. Силовое электрооборудование и линии электропередачи могут находится под напряже­нием только с включенной релейной защитой от всех видов повреждении. 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 быстродействующая защита или введено ускорение резервной защиты, 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 ре­монта или нахождения без напряжения, а также операции по переключению разъединителями и воздушными выключателями должны осуществляться при введенных в работу этих защитах; если на время проведения операций какие-либо из этих защит не могут быть введены в работу или должны быть выведены из работы по принципу действия, следует ввести ускорение на резервных защитах либо выполнить временную защиту, хотя бы неселективную, но с таким же временем действия, как и постоянная защита.

5.9.7. Сопротивление изоляции электрически связанных вторичных цепей напряжением выше 60 В 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 В; а во втором случае — 500 В.

Измерение сопротивления изоляции цепей 24 В и ниже устройств РЗА на микроэлектронной базе производится в соответствии с указаниями завода-изготовителя. Если таких указаний нет, проверяется отсутствие замыкания этих цепей на землю омметром на напряжение до 15 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 контроле 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 настоящих Правил.

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 установленной 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;

исполнительные рабочие схемы: принципиальные, монтажные или принципиально-монтажные;

рабочие программы вывода в проверку (ввода в работу) сложных устройств РЗА с указанием последовательности, способа и места отсоединения их цепей от остающихся в работе устройств РЗА, цепей управления оборудованием и цепей тока и напряжения; перечень устройств, на кото­рые рабочие программы не составляются, утверждается техническим руководителем АО-энерго или энергообъекта.

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, в службах РЗА ОДУ (ЦДУ ЕЭС России) 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, изменение параметров настройки или изменение действия устройств РЗА должны быть оформлены в соответствии с пп. 6.4.2; 6.4.5; 6.4.6 и 6.4.10 настоящих Правил.

При угрозе неправильного срабатывания устройство РЗА должно быть выведено из работы с учетом требования п. 5.9.5 настоящих Правил без разрешения вышестоящего оперативно-диспет­черского персонала, но с последующим сообщением ему (в соответствии с местной инструкцией) и последующим оформлением заявки в соответствии с п. 6.4.6 настоящих Правил.

5.9.12. Репе, 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 в исключительных случаях 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, пультах, в шкафах и в цепях управления и РЗА должны быть приняты меры против ошибочного отключения оборудования. Работы должны выполняться толь­ко изолированным инструментом.

Выполнение этих работ без исполнительных схем, заданных объемов и последовательности работ (типовая или специальная программа) запрещается.

Операции во вторичных цепях трансформаторов тока и напряжения (в том числе с испытатель­ными блоками) должны производиться с выводом из действия устройств РЗА (или отдельных их ступеней), которые по принципу действия и параметрам настройки (уставкам) могут срабатывать ложно в процессе выполнения указанных операций.

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 на оборудова­ние, действующие устройства РЗА, 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 неба­лансов 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 и опробования, перечень аппаратов и устройств, подлежащих опро­бованию, порядок операций при опробовании, а также порядок действий персонала при выявле­нии отклонений от норм должны быть установлены местными инструкциями.

5.9.17. Персонал служб РЗА организаций, эксплуатирующих электрические сети, 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 энергообъекта.

Независимо от периодических осмотров персоналом службы РЗА оперативно-диспетчерский 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 жил, 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 или другие наглядные методы контроля, а также программы для сложных переключений.

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 и шкафах пере­ключающие устройства в цепях РЗА 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 настоящих Правил, должны быть представ­лены протоколы приемо-сдаточных испытаний этих устройств.

5.10.3. Каждый элемент установки, подлежащий заземлению, должен быть присоединен к заземлителю посредством отдельного заземляющего проводника.

Последовательное соединение заземляющими проводниками нескольких элементов установки запрещается.

5.10.4. Присоединение заземляющих проводников к заземлителю и 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 и не реже 1 раза в 12 лет выборочная про­верка со вскрытием грунта для оценки коррозионного состояния элементов заземлителя, находя­щихся в земле;

проверка наличия и состояния цепей между заземлителем и заземляемыми элементами, соеди­нений естественных заземлителей с заземляющим устройством — не реже 1 раза в 12 лет;

измерение напряжения прикосновения в электроустановках, заземляющее устройство которых выполнено по нормам на напряжение прикосновения;

проверка (расчетная) соответствия напряжения на заземляющем устройстве требованиям ПУЭ — после монтажа, переустройства и капитального ремонта заземляющего устройства, но не реже 1 раза в 12 лет;

в установках до 1000 В проверка пробивных предохранителей и полного сопротивления петли фаза-нуль — не реже 1 раза в 6 лет.

5.10.7. Измерение сопротивления заземляющих устройств должно производиться:

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 должны производиться 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. Проверка коррозионного состояния заземлителей должна проводиться:

на подстанциях и электростанциях — в местах, где заземлители наиболее подвержены корро­зии, а также вблизи нейтралей силовых трансформаторов, короткозамыкателей;

на ВЛ — у 2 % опор с заземлителями.

Для заземлителей подстанций и опор ВЛ в случае необходимости по решению технического руководителя энергообъекта может быть установлена более частая проверка коррозионного со­стояния.

 

5.11. Защита от перенапряжений

 

5.11.1. На электростанциях, подстанциях и в организациях, эксплуатирующих электрические сети, должны иметься сведения по защите от перенапряжений каждого распределительного уст­ройства и ВЛ:

очертание защитных зон молниеотводов, прожекторных мачт, металлических и железобетон­ных конструкций, возвышающихся сооружений и зданий;

схемы устройств заземления РУ с указанием мест подключения защитных аппаратов, заземля­ющих спусков подстанционного оборудования и порталов с молниеотводами, расположения дополнительных заземляющих электродов с данными по их длине и количеству;

паспортные данные по импульсной прочности (импульсные испытательные и пробивные на­пряжения) оборудования РУ;

паспортные защитные характеристики использованных на РУ и ВЛ ограничителей перенапря­жений, вентильных и трубчатых разрядников и искровых промежутков;

схемы РУ со значениями длин защищенных тросом подходов ВЛ (для ВЛ с тросом по всей длине — длин опасных зон) и соответствующими им расстояниями по ошиновке между защитны­ми аппаратами РУ и защищаемым оборудованием;

значения сопротивлений заземления опор ВЛ, в том числе тросовых подходов ВЛ, РУ, ТП и переключательных пунктов;

данные о проводимости грунтов по трассе ВЛ и территории распределительных устройств;

данные о пересечении ВЛ между собой, с линиями свя-хи, радиотрансляции, автоблокировоч­ными линиями железных дорог.

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.

Для указанных целей должны применяться кабели с металлическими оболочками или кабели без оболочек, проложенные в металлических трубах в земле.

Оболочки кабелей, металлические трубы должны быть заземлены.

Подводка лиши к взрывоопасным помещениям должна быть выполнена с учетом требований действующей инструкции по устройству молниезащиты зданий и сооружений.

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.

На предприятиях должны регистрироваться случаи грозовых отключений и повреждений ВЛ, обо­рудования РУ и ТП. На основании полученных данных должна проводиться оценка надежности грозозащиты и разрабатываться в случае необходимости мероприятия по повышению ее надежности.

При установке в РУ нестандартных аппаратов или оборудования необходима разработка со­ответствующих грозозащитных мероприятий.

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 перенапряжении 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 в соответст­вии с требованиями местных инструкций.

Ремонт трубчатых разрядников должен производиться по мера 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 до устранения по­вреждения.

При этом к отысканию места повреждения на ВЛ, проходящих в населенной местности, где возникает опасность поражения током людей и животных, следует приступать немедленно и лик­видировать повреждение в кратчайший срок.

В сетях генераторного напряжения, а также в сетях, к которым подключены двигатели высо­кого напряжения, работа с замыканием не землю допускается в соответствии с п. 5.1.24 настоящих Правил.

5.11.8. Компенсация емкостного тока замыкания на землю дугогасящими реакторами 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 собственных нужд 6 кВ блочных электростанций допекается режим работы с заземле­нием нейтрали сети через резистор. В цепях генераторного напряжения при обосновании соответ­ствующими расчетами допускается режим работы с изолированной нейтралью.

В сетях 6-35 кВ с ВЛ на железобетонных и металлических опорах должны использоваться дугогасящие реакторы при емкостном токе замыкания на землю более 10 А.

Работа сетей 6-35 кВ без компенсации емкостного тока при его значениях, превышающих ука­занные выше, не допускается.

Для компенсации емкостных токов замыкания на землю в сетях должны применяться зазем­ляющие дугогасящие реакторы с ручным или автоматическим регулированием.

Измерение емкостных токов, токов дугогасящих реакторов, токов замыкания на землю и на­пряжений смещения нейтрали в сетях с компенсацией емкостного тока должно проводиться при вводе в эксплуатацию дугогасящих реакторов и значительных изменениях режимов сети, но не реже 1 раза в 6 лет.

5.11.9. Мощность дугогасящих реакторов должна быть выбрана по емкостному току сети с учетом ее перспективного развития.

Заземляющие дугогасящие реакторы должны быть установлены на подстанциях, связанных с компенсируемой сетью не менее чем двумя линиями электропередачи.

Установка дугогасящих реакторов на тупиковых подстанциях запрещается.

Дугогасящие реакторы должны быть подключены к нейтралям трансформаторов, генераторов или синхронных компенсаторов через разъединители.

Для подключения дугогасящих реакторов, как правило, должны использоваться трансформа­торы со схемой соединения обмоток звезда-треугольник.

Подключение дугогасящих реакторов к трансформаторам, защищенным плавкими предохрани­телями, запрещается.

Ввод дугогасящего реактора, предназначенный для заземления, должен быть соединен с общим заземляющим устройством через трансформатор тока.

5.11.10. Дугогасящие реакторы 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 реакторы 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 %.

Работа сетей с недокомпенсацией емкостного тока, как правило, не допускается. Разрешается применение настрочи с недокомпенсацией лишь временно при отсутствии дугогасящих реакторов необходимой мощности и при условии, что аварийно возникающие несимметрии емкостей фаз сети не могут привести 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 централи 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. В сетях 6-10 кВ, как правило, должны применяться плавнорегулируемые дугогасящие реакторы с автоматической .настройкой тока компенсации.

При применении дугогасящих реакторов 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. В установках с вакуумными выключателями, как правило, должны быть предусмотре­ны мероприятия по защите от коммутационных перенапряжений. Отказ от защиты от перенапря­жений должен быть обоснован.

5.11.14. 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.

В сетях 110-220 кВ при появлении неполнофазного режима питания трансформаторов, работа­ющих с изолированной нейтралью, оперативные действия, связанные с заземлением нейтрали этих трансформаторов, не допускаются.

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.

5.11.15. 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 или ограни­чителями перенапряжений, присоединенными к вводу каждой фазы. Защита не требуется, если к обмотке низшего напряжения постоянно подключена кабельная линия длиной не менее 30 м, имеющая заземленную оболочку или броню.

Защита неиспользуемых обмоток низшего и среднего напряжения в других случаях должна быть осуществлена заземлением одной фазы или нейтрали либо вентильными разрядниками (или ограничителями перенапряжений), присоединенными к вводу каждой фазы.

5.11.16. 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.

5.11.17. 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.

В числителях табл. 5.3 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_1c + 0,3 (U_0,1c – U_1c), где U_1c и U_0,1c — допустимые повышения напряжения при длительности соот­ветственно 1 и 0,1 с.

 

Таблица 5.3

 

Допустимое повышение напряжения

промышленной частоты оборудования в электросетях 110-750 кВ

 

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 напряжения	110-330	1,15 1,15	1,35 1,35	2,00 1,50	2,10 1,58
	500	1,15 1,15	1,35 1,35	2,00 1,50	2,08 1,58
Коммутационные аппараты**, емкостные трансфор­маторы напряжения, трансформаторы тока, конден­саторы связи и шинные опоры	110-500	1,15 1,15	1,60 1,60	2,20 1,70	2,40 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 РВМК-П	330-500	1,15	1,35	1,70	—
Силовые трансформаторы и автотрансформаторы*	750	1,10	1,25	1,67	1,76
Шунтирующие реакторы, коммутационные аппара­ты**, транс-форматоры напряжения и тока, конденса­торы связи и шинные опоры	750	1,10	1,30	1,88	1,98
Вентильные разрядники	750	1,15	1,36	1,40	—
Ограничители перенапряжений нелинейные	110-220	1,39	1,50	1,65	—
	330-750	1,26	1,35	1,52	—

 

_____________

* 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.

 

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 два раза (с часовым интервалом), то в течение ближайших 24 ч повышение натяжения 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 н 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, аварийное и эвакуационное 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 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.

Эвакуационное освещение должно обеспечивать в помещениях и проходах освещенность не менее 30 лк.

5.12.3. Рабочее и аварийное освещение в нормальном режиме должно питаться от разных не­зависимых источников питания. При отключении источников питания на электростанциях и под­станциях и на диспетчерских пунктах аварийное освещение должно автоматически переключаться на аккумуляторную батарею или другой независимый источник питания.

Присоединение к сети аварийного освещения других видов нагрузок, не относящихся к этому освещению, запрещается.

Сеть аварийного освещения не должна иметь штепсельных розеток.

Светильники эвакуационного освещения должны быть присоединены к сети, не зависящей от сети рабочего освещения. При отключении источника питания эвакуационного освещения оно должно переключаться на аккумуляторную батарею или двигатель-генераторную установку.

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 % (для люминесцентных ламп — не более 7,5 %).

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, замену ламп и плавких вставок, ремонт и осмотр осветительной сети на электростанциях должен производить персонал электроцеха. В помещениях с мостовыми кранами допускается их использование для обслуживания светильников с соблюдением мер без­опасности.

Очистка светильников и замена перегоревших ламп может выполняться обученным персона­лом технологических цехов энергообъектов, имеющих группу по электробезопасности не ниже II, с помощью устройств, обеспечивающих удобный и безопасный доступ к светильникам.

Периодичность очистки должна быть установлена с учетом местных условий.

5.12.12. Осмотр и проверка осветительной сети должны производиться 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, эва­куационного и рабочего освещения, испытание и измерение сопротивления изоляции должны про­изводиться при пуске в эксплуатацию, а в дальнейшем — по графику, утвержденному техническим руководителем энергообъекта.

 

5.13. Электролизные установки

 

5.13.1. Устройство и эксплуатация электролизных установок должны соответствовать требова­ниям Госгортехнадзора России.

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/м² (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°С, 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 причты 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 показаний 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 ресиверах, 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 болев 30 мкг/дм³, хлоридов не более 20 мкг/дм³ и карбонатов не более 70 мкг-экв/дм³.

Для приготовления электролита должен применяться гидрат окиси калия технический высшего сорта, поставляемый в виде чешуек в полиэтиленовых вкладышах или мешках, или жидкий марки ХЧ соответствующего ГОСТ.

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°С.

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/см² (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 производиться, 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°С.

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 понижено до 0,1-0,2 кгс/см² (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 другого в резерве вентили 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 производиться 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 произво­диться 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 технического руководителя энергообъекта.

5.13.20. Трубопроводы электролизной установки должны окрашиваться в соответствии с ГОСТ 14202-69; 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 технологических систем маслонаполненного оборудования; сохранение эксплуатационных свойств масел; сбор и регенерация отработанных масел в целях повторного применения по прямому на­значению.

5.14.1 Все энергетические масла (турбинные, электроизоляционные, компрессорные, индустри­альные и др.), принимаемые на энергопредприятиях от поставщиков, должны иметь сертификаты качества или паспорта и быть подвергнуты лабораторному анализу в целях определения их соответствия требованиям стандарта (ГОСТ или ТУ). Масла, не отвечающие требованиям стандарта (ГОСТ или ТУ), в соответствии с которым они производятся, применять в оборудовании запрещается.

Отбор проб масел из транспортных емкостей осуществляется в соответствии с требованиями ГОСТ 2517-85.

5..14.3. Контроль качества изоляционного масла должен быть организован в соответствии с "Нормами испытания электрооборудования".

5.14.4. 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 и регенерированного масла с кислотным числом не более 0,05 мг КОН на 1 г масла, удовлетворяющего нормам на эксплуатационное масло по реакции водной вытяжки, содержании растворенного шлама, механических примесей и имеющего пробивное напряжение в соответствии с требованиями к свежему маслу и тангенс угла диэлектрических потерь (tgd) при температуре 90°С не более 6 %. В масляных выключателях допускается повторно использовать масло, слитое из этого оборудования и очищенное от механических примесей и воды до норм на свежее сухое масло.

5.14.5. 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.

5.14.6. Сорбенты в термосифонных и адсорбционных фильтрах трансформаторов мощностью свыше 630 кВ·А должны заменяться при достижении значения кислотного числа масла 0,1 мг КОН на 1 г масла, а также в случае появления в масле растворенного шлама, водорастворимых кислот и (или) повышения значения тангенса угла диэлектрических потерь выше эксплуатацион­ной нормы.

Замена сорбента в фильтрах трансформаторов до 630 кВ·А включительно должна произво­диться во время ремонта или при эксплуатации при ухудшении характеристик твердой изоляции.

Содержание воды в сорбенте, загружаемом в фильтры, должно быть не более 0,5 % массы.

5.14.7. 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 188. Испытание на стабильность и 188 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 определите пробивного на­пряжения, температуры вспышки, кислотного числа, реакции водной вытяжки, визуальное опре­деление механических примесей и нерастворенной воды.

5.14.8. Баки для сухого масла должны быть оборудованы воздухоосушительными фильтрами.

5.14.9. 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 маска, залитого в трансформатор наибольшей емкости.

В организациях, эксплуатирующих электрические сети (в районах), должен постоянно храниться запас трансформаторного масла не менее 2% залитого в оборудование.

5.14.10. До слива из цистерн турбинные нефтяные и огнестойкие масла должны быть подверг­нуты лабораторному испытанию:

нефтяное — на кислотное число, температуру вспышки, кинематическую вязкость, реакцию водной вытяжки, время деэмульсации, содержание механических примесей и воды;

огнестойкое — на кислотное число, содержание водорастворимых кислот и щелочей, темпера­туру вспышки, вязкость, плотность, цвет; содержание механических примесей должно определяться экспресс-методом.

Нефтяное турбинное масло, слитое из цистерны в свободный чистый сухой резервуар, 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.

5.14.11. Эксплуатационное турбинное масло в паровых турбинах, питательных электро- и тур­бонасосах должно удовлетворять следующим нормам:

а) нефтяное:

кислотное число — не более 0,3 мг КОН на 1 г масла;

вода, шлам, механические примеси должны отсутствовать (определяются визуально);

растворенный шлам должен отсутствовать (определяется при кислотном числе масла 0,1 мг КОН на 1 г масла и выше);

термоокислительная стабильность — по ГОСТ 981-75 для масла Тп-22С (кислотное число — не более 0,8 КОН на 1 г масла; массовая доля осадка — не болев 0,15 %).

Условия окисления масла: температура испытания 120±0,5°С, время — 14 ч; скорость подачи кислорода — 200 см²/мин.

Термоокислительная стабильность 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 масла и более. Для масла из маслосистем питательных электро- и турбонасосов этот показатель не опре­деляется;

б) огнестойкое синтетическое:

кислотное число — не более 1 мг КОН на 1 г масла;

содержание водорастворимых кислот — не более 0,4 мг КОН на 1 г масла;

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 КОН на 1 г масла и выше).

5.14.12. 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 в соответствии с требования­ми специальной инструкции.

5.14.13. Эксплуатационное масло Тп-30 в гидротурбинах должно удовлетворять следующим нормам:

кислотное число — не выше 0,6 мг КОН на 1 г масла;

вода, шлам, механические примеси должны отсутствовать (определяются визуально);

массовая доля растворенного шлама — не более 0,01 %.

5.14.14. В процессе хранения и эксплуатации турбинное масло должно периодически подвер­гаться визуальному контролю и сокращенному анализу.

В объем сокращенного анализа нефтяного маета 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.

5.14.15. Периодичность проведения сокращенного анализа турбинного масла следующая:

масла 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 2 мес при кислотном числе до 0,1 мг КОН на 1 г масла включительно и не реже 1 раза в 1 мес при кислотном числе более 0,1 мг КОН на 1 г масла;

огнестойкого масла — не позднее чем через 1 нед после начала эксплуатации и далее не реже 1 раза в 2 мес при кислотном числе не выше 0,5 мг КОН на 1 г масла и не реже 1 раза в 3 нед при кислотном числе выше 0,5 мг КОН на 1 г масла;

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.

5.14.16. 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.

5.14.17. 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; в организациях, эксплуатирующих электричес­кие сети, 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.

5.14.18. 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.

5.14.19. Для вспомогательного оборудования и механизмов на электростанциях и в организациях, эксплуатирующих электрические сети, должны быть установлены нормы расхода, периодичность контроля качества и смены смазочных материалов. Марка смазочного материала, используемого для этих цепей, должна соответствовать требованиям заводских инструкций по эксплуатации к ассорти­менту смазок, допущенных к применению на данном оборудовании. Возможность замены смазочных материалов должна быть согласована с предприятием — изготовителем оборудования.

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 в каждой организации, эксплуатирующей электрические сети, должен храниться постоянный запас смазочных материалов для вспомогательного оборудования не менее 45-дневной потребности.

5.14.20. Контроль качества свежих и эксплуатационных энергетических масел на энергообъектах 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 организации, эксплуатирующей электрические сети, должно находиться в подчинении службы изоляции и молниезащиты или тугого производственного подразделения, определенного приказом руководителя.

На электростанциях обслуживание оборудования для обработки электроизоляционных масел осуществляет персонал электроцеха, а для обработки турбинных масел — персонал котлотурбинного цеха.

Объединенное центральное масляное хозяйство электростанций должно находиться в подчине­нии производственного подразделения, определенного приказом руководителя предприятия.

5.14.21. В химической лаборатории на турбинные, трансформаторные и индустриальные масла, залитые в оборудование, должен быть заведен 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 и качестве долитого масла.

5.14.22. Необходимость и периодичность дополнительных анализов эксплуатационного масла должны быть определены инструкциями по его эксплуатации в конкретном оборудовании.

5.14.23. 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 АО-энерго (энергосистеме), объединенной энергосистеме (ОЭС), Единой энер­госистеме (БЭС России) 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, обеспечивающих заданные условия энергоснабжения потребителей;

планирование и подготовка ремонтных работ;

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 технологических нарушений при производстве, преобразовании, передаче и распределении электрической энергии и тепла.

6.1.2. На каждом энергообъекте (электростанции, электрической сети, тепловой сети) должно быть организовано круглосуточное оперативное управление оборудованием, задачами которого являются:

ведение требуемого режима работы;

производство переключений, пусков и остановов;

локализация аварий и восстановление режима работы;

подготовка к производству ремонтных работ.

6.1.3. Оперативно-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 ЕЭС — центральное диспетчерское управление (ЦДУ ЕЭС России);

в ОЭС — объединенное диспетчерское управление (ОДУ);

в энергосистеме — центральная диспетчерская служба (ЦДС);

в электрической сети — оперативно-диспетчерская служба этой сети;

в тепловой сети — диспетчерская служба этой сети.

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 диспетчера должны находиться оборудование, теплопроводы, линии электропередачи, устройства репейной защиты, аппаратура систем противоаварийной и ре­жимной автоматики, средства диспетчерского и технологического управления, операции с кото­рыми требуют координации действий подчиненного оперативно-диспетчерского персонала и согласованных изменений на нескольких объектах разного оперативного подчинения.

Операции с указанным оборудованием и устройствами должны производиться под руководст­вом диспетчера.

6.1.7. В оперативном ведении 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 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 диспетчеров энергообъектов или АО-энерго, должны быть составлены с учетом решений вышестоящего органа оперативно-диспетчерского управления и утверждены техническим руководителем этого энергообъекта или АО-энерго.

6.1.9. Взаимоотношения персонала различных уровней оперативно-диспетчерского управления должны быть регламентированы соответствующими типовыми положениями и договорами на участие собственников энергообъектов в параллельной работе с ЕЭС России. Уклонение от заклю­чения договоров не допускается. Спорные вопросы, возникающие при заключении договоров, должны решаться в соответствии с законодательством Российской Федерации.

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 каждом АО-энерго должны быть разработаны инструкции по оперативно-диспетчер­скому управлению, ведению оперативных переговоров и записей, производству переключений и ликвидации аварийных режимов с учетом специфики и структурных особенностей энергосистемы.

Все оперативные 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 России с учетом энергоресурсов, состояния оборудования, пропускной спо­собности электрических и тепловых связей;

эффективность принципов оперативного управления режимом и функционирования систем противоаварийной и режимной автоматики;

надежность и экономичность производства и передачи электрической и тепловой энергии;

выполнение годовых графиков ремонта основного оборудования энергообъектов.

6.2.2. Планирование режима должно производиться на долгосрочные и кратковременные пе­риоды и осуществляться на основе:

данных суточных ведомостей и статистических данных энергосистем, ОЭС, ЕЭС России за предыдущие дни и периоды;

прогноза нагрузки энергосистем, ОЭС и ЕЭС России на планируемый период;

результатов контрольных измерений потокораспределения, нагрузок и уровней напряжения в электрических сетях энергосистем, ОЭС и ЕЭС России, которые должны производиться 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 России, ОЭС, энергосистемы и энергообъекта должно осуществляться для характерных периодов года (годовой максимум нагрузок, летний минимум нагрузок, 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 и тепловой энергии, располагаемой мощности электростанции и теплоисточников с учетом заданного коэффициента эффективности использования установленной мощности и наличия энер­горесурсов по месяцам года;

разработку планов использования гидроресурсов гидроэлектростанции;     

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 России, ОЭС, энергосистем, электростанции, котельных, тепловых и электрических сетей должно производиться с упреждением от 1 сут до 1 нед.

Краткосрочное планирование должно предусматривать:

прогноз суточной электрической нагрузки ЕЭС России, 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 мощности (или сальдо-перетоков мощности) 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 России, ОЭС, энергосис­тем и электростанций, а также графики межсистемных перетоков мощности должны быть выданы соответствующему диспетчеру после утверждения главным диспетчером ЦДУ ЕЭС России, ОДУ, начальником ЦДС, техническим руководителем энергообъекта.

Графики нагрузки отдельных энергоустановок на электростанции должны быть утверждены техническим руководителем этой 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 тепловой сети и утвержден главным диспетчером (начальником диспетчер­ской службы) тепловой сети.

6.2.6. Графики капитальных, средних и текущих ремонтов основного оборудования и сооруже­ний (дымовых труб, градирен и др.) электростанции на предстоящий год должны быть составлены на основании нормативов и заданных значений ремонтной мощности по месяцам года, согласо­ваны с ОДУ или ЦДУ ЕЭС России и утверждены в установленном порядке.

Изменение годовых графиков капитальных и средних ремонтов допускается в исключительных случаях по согласованию с ЦДУ ЕЭС России, 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 России, ОДУ, техническим руководителем АО-энерго или энергообъекта 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. Центральное диспетчерское управление ЕЭС России должно ежегодно задавать ОДУ, а ОДУ — энергосистемам объем и диапазоны уставок устройств автоматической частотной разгруз­ки (АЧР) и частотного АПВ (ЧАПВ).

Диспетчерские службы энергосистемы 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 ГТУ 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 техничес­ким руководителем АО-энерго.

6.2.9. Объем нагрузок, подключаемых к специальной автоматике отключения нагрузки (САОН), и ее использование по условиям аварийных режимов ЕЭС России, ОЭС, энергосистемы должны определяться ОДУ ЕЭС России, ОДУ, ЦДС.

Условия подключения потребителей к САОН должны быть установлены органами Энергонад­зора энергосистемы.

Решения о вводе САОН в работу должны приниматься ЦДУ ЕЭС России, ОДУ, техническим руководителем АО-энерго.

6.2.10. Значение нагрузки, фактически подключенной к отдельным очередям устройств АЧР и к САОН, должно измеряться два раза в год (в июне и декабре) ежечасно в течение одних рабочих суток.

6.2.11. В каждой энергосистеме на основе заданий ЦДУ ЕЭС России 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 оперативно-диспетчерский персонал электростанции и теплоисточника должен немедленно сообщать дежурному диспетчеру энергосистемы и диспетче­ру теплосети.

Диспетчер энергосистемы имеет право по условиям ее режима изменил» график нагрузки электростанции, а также кратковременно (не более чем на 3 ч) график теплосети. Понижение тем­пературы сетевой воды допускается до 10°С по сравнению со значением ее в утвержденном гра­фике. При наличии среди потребителей промпредприятий с технологической нагрузкой или теп­личных хозяйств величина понижения температуры должна быть согласована с ними. Не допус­кается понижать температуру сетевой воды ниже минимальной, принятой для тепловой сети.

При изменении графика нагрузки электростанции должен быть выполнен суммарный график нагрузки энергосистемы и межсистемных перетоков мощности, заданный ОДУ (ЦДУ ЕЭС Рос­сии); отклонения от него могут быть допущены только по распоряжению диспетчера ОДУ (ЦДУ ЕЭС России).

Изменение графика перетока мощности между ОЭС должно производиться по распоряжению диспетчера ЦДУ ЕЭС России.

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 диспетчер ЦДС, ОДУ, ЦДУ ЕЭС России 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. При регулировании частоты электрического тока и мощности в энергосистеме должно быть обеспечено:

поддержание частоты электрического тока в соответствии с требованиями ГОСТ 13109-87;

для параллельно работающих энергосистем поддержание согласованных в установленном по­рядке и задаваемых ОДУ, ЦДУ ЕЭС России суммарных перетоков мощности (сальдо перетоков мощности) по внешним связям с коррекцией по частоте;

ограничение перетоков мощности по условиям устойчивости работы энергосистемы, нагрева проводов линий электропередачи, перегрузки оборудования.

6.3.3. Регулирование частоты и перетоков мощности в ЕЭС России или в отдельно работаю­щих ОЭС (энергосистемах) должно осуществляться:

всеми электростанциями при изменении частоты путем изменения мощности под воздействием систем регулирования турбин в пределах регулировочного диапазона (первичное регулирование частоты), при этом статизм регулирования и зона нечувствительности по частоте должны быть согласованы с ОДУ, ЦДУ ЕЭС России;

выделенными для регулирования режима по частоте и перетокам мощности электростанциями (вторичное регулирование режима).

6.3.4. Использование систем автоматического управления и режимов работы, препятствующих изменению мощности 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 регуляторов мощности или уст­ройств автоматического регулирования производительности котельных установок и т.п.), допус­кается только временно при неисправности основного оборудования с разрешения технического руководителя АО-энерго.

После изменения мощности, вызванного изменением частоты, персонал электростанций вправе вмешиваться в процесс регулирования мощности только в следующих случаях:

после восстановления частоты 50 Гц;

с разрешения диспетчера ЦДС;

при выходе мощности за допустимые при данном состоянии оборудования пределы.

6.3.5. 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 Рос­сии (для раздельно работающих ОЭС или энергосистем — по распоряжению диспетчера ОДУ или ЦДС).

6.3.6. При снижении частоты ниже установленных пределов диспетчер ЕЭС России 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 ОДУ (ЦДС), принимающий 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 вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала.

6.3.9. Ответственность за поддержание частоты в ЕЭС России несет диспетчер ЦДУ ЕЭС Рос­сии, а в изолированно работающих ОЭС и энергосистемах — диспетчеры ОДУ или ЦДС. При этом диспетчеры ОЭС, работающих в составе ЕЭС России, и энергосистем, работающих в составе ОЭС, отвечают за выполнение заданного перетока мощности (сальдо перетока мощности) с кор­рекцией по частоте, заданий по рабочей мощности электростанций и несение ими заданной на­грузки (при этом не должно быть превышено заданное предельное потребление в часы максимума нагрузок), а начальники смен электростанций — за выполнение заданий по рабочей мощности, несение заданной нагрузки и участие в первичном регулировании частоты, а для выделенных электростанций — также и во вторичном регулировании частоты и перетоков мощности.

Руководители АО-энерго, служб Энергонадзора, диспетчерских служб АО-энерго и электрических сетей несут ответственность за своевременную разгрузку потребителей и эффективность действия графиков их ограничения и отключения.

6.3.10. При регулировании напряжения в электрических сетях должны быть обеспечены:

соответствие показателей напряжения 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 использоваться ответвления переключателей без воз­буждения (ПБВ), обеспечивающие с учетом регулирования напряжения трансформаторами с РПИ 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 энергообъекта.

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 быта определены службами АО-энерго, ОДУ, ЦДУ БЭС России на предстоящий квартал и корректи­роваться, если необходимо, при краткосрочном планировании режима.

Контрольные пункты должны быть установлены соответствующими диспетчерскими службами и диспетчерскими управлениями в зависимости от степени влияния уровня напряжения в этом пункте на устойчивость и потери электроэнергии в энергосистеме, ОЭС, ЕЭС России.

Регулирование напряжения должно осуществляться преимущественно средствами автоматики и телемеханики, а при их отсутствии — оперативно-диспетчерским персоналом энергообъектов под контролем диспетчера электрических сетей, энергосистемы, ОДУ, ЦДУ ЕЭС России.

6.3.13. Перечень пунктов, напряжение которых контролируется диспетчером ЦДУ ЕЭС России или ОДУ, а также графики напряжения и характеристики регулирования в этих пунктах должны быть утверждены главным диспетчером ЦДУ ЕЭС России или ОДУ. Перечень пунктов, напряже­ние которых должно контролироваться диспетчером ЦДС, оперативно-диспетчерских служб электрических сетей, а также графики напряжения и характеристики регулирования в них должны быть утверждены техническим руководителем АО-энерго, энергообъекта.

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 ЦДС узловых пунктов электростанций 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, оперативно-диспетчерский персонал электростанций и подстанций с синхронными компенсаторами должен самостоятельно поддерживать напряжение путем использования перегрузочной способности гене­раторов и компенсаторов, а диспетчеры ЦДС, ОДУ, ЦДУ ЕЭС России должны оказывать электростанциям и электрическим сетям помощь путем перераспределения реактивной и активной мощности между ними. При этом не разрешается поднимать напряжение в отдельных контроль­ных пунктах выше значений, предельно допустимых для оборудования.

В тех узлах энергосистемы, ОЭС, ЕЭС России, где возможно снижение напряжения ниже ава­рийно допустимого предела при изменении режима работы или схемы сети, должна быть установ­лена автоматика отключения нагрузки в объеме, необходимом для предотвращения нарушения устойчивости в узле.

6.3.16. Регулирование параметров тепловых сетей должно обеспечивать поддержание заданного давления и температуры теплоносителя в контрольных пунктах.

Допускается отклонение температуры теплоносителя от заданных значений при кратковремен­ном (не более 3 ч) изменении утвержденного графика, если иное не предусмотрено договорными отношениями между энергосистемой и потребителями тепла.

6.3.17. Регулирование в тепловых сетях должно осуществляться автоматически или вручную путем воздействия на:

работу источников и потребителей тепла;

гидравлический режим тепловых сетей, в том числе изменением перетоков и режимов работы насосных станций и теплоприемников;

режим подпитки путем поддержания постоянной готовности водоподготовительных установок теплоисточников к покрытию изменяющихся расходов подпиточной воды.

 

6.4. Управление оборудованием

 

6.4.1. Оборудование энергообъектов, 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, устройств ТАИ, а также оперативно-информационных комплексов и средств диспетчерского и технологического управления (СДТУ) из работы и резерва в ремонт и для испытания, даже по утвержденному плану, должен быть оформлен 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 техническим руководителем электростанции или сети.

6.4.3. Испытания, в результате которых может существенно измениться режим энергосистемы, ОЭС, ЕЭС России, должны быть проведены по рабочей программе, утвержденной техническим руководителем АО-энерго и согласованной с главным диспетчером ОДУ, ЦДУ ЕЭС России (по оперативной подчиненности).

Рабочие программы других испытаний оборудования энергообъектов должны быть утвержде­ны техническими руководителями энергообъектов.

Рабочая программа испытаний должна быть представлена на утверждение и согласование не позднее чем за 7 дн до их начала.

6.4.4. Заявки делятся на плановые, соответствующие утвержденному плану ремонта и отключе­ний, и срочные для проведения непланового и неотложного ремонта. Срочные заявки разрешается подавать в любое время суток непосредственно диспетчеру, в управлении или ведении которого находится отключаемое оборудование.

Диспетчер имеет право разрешить ремонт лишь на срок в пределах своей смены. Разрешение на более длительный срок должно быть дано соответственно главным диспетчером (начальником диспетчерской службы) энергообъекта, энергосистемы, ОДУ, ЦДУ ЕЭС России.

6.4.5. При необходимости немедленного отключения оборудование должно быть отключено оперативным персоналом энергообъекта, где установлено отключаемое оборудование, в соответ­ствии с требованиями производственных инструкций с предварительным, если это возможно, или последующим уведомлением вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала.

После останова оборудования оформляется срочная заявка с указанием причин и ориентиро­вочного срока ремонта.

6.4.6. Разрешение на вывод или перевод в капитальный, средний или текущий ремонт основ­ного оборудования энергообъекта, находящегося в ведении или управлении энергообъекта, энер­госистемы, ОДУ, ЦДУ ЕЭС России, должно быть выдано в установленном порядке по заявке дис­петчерской службой энергообъекта, АО-энерго, ОДУ.

6.4.7. Время операций, связанных с выводом в ремонт и вводом в работу оборудования и линий электропередачи, а также растопкой котла, пуском турбины и набором на них требуемой нагрузки, должно быть включено в срок ремонта, разрешенного 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 энергообъекта, АО-энерго, ОДУ, ЦДУ ЕЭС России (по оперативной подчиненности).

6.4.8. Несмотря на разрешенную заявку, вывод оборудования из работы и резерва или испытания могут быть выполнены лишь с разрешения начальника смены электростанции или соответ­ствующего диспетчера сетей, энергосистемы, ОДУ, ЦДУ ЕЭС России непосредственно перед вы­водом из работы и резерва оборудования или перед проведением испытаний.

6.4.9. Персонал электростанции или электрических сетей не имеет права без разрешения на­чальника смены электростанций, диспетчера электрических сетей, энергосистемы, ОЭС (ЕЭС Рос­сии) осуществлять отключения, включения, испытания и изменения уставок системной автомати­ки, а также СДТУ, находящихся в ведении или управлении соответствующего диспетчера (началь­ника смены электростанции).

Проверка (испытания) устройств релейной защиты и автоматики, аппаратура которых распо­ложена на двух и болев объектах, должна выполняться одновременно на всех этих объектах.

6.4.10. Начальник смены электростанции, диспетчер электрических сетей, энергосистемы, ОДУ, ЦДУ ЕЭС России 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.

6.4.12. Нарушение режима или повреждение оборудования с выводом его по разрешенной срочной заявке или разрешение на перевод в капитальный, средний или текущий ремонт офор­мляется как нарушение (авария или отказ) в соответствии с "Инструкцией по расследованию и учету технологических нарушений в работе электростанций, сетей и энергосистем".

 

6.5. Предупреждение и ликвидация технологических нарушений

 

6.5.1. Основными задачами оперативно-диспетчерского управления при ликвидации технологи­ческих нарушений являются:

предотвращение развития нарушений, исключение травмирования персонала и повреждения оборудования, не затронутого технологическим нарушением;

быстрое восстановление энергоснабжения потребителей и нормальных параметров отпускае­мой потребителям электроэнергии;

создание наиболее надежных послеаварийной схемы и режима работы системы в целом и ее частей;

выяснение состояния отключившегося и отключенного оборудования и при возможности включение его в работу и восстановление схемы сети.

6.5.2. На каждом диспетчерском пункте АО-энерго, щите управления энергообъекта должны быть местная инструкция по предотвращению и ликвидации технологических нарушений, которая составляется в соответствии с типовой инструкцией и инструкцией вышестоящего органа опера­тивно-диспетчерского управления, и планы ликвидации технологических нарушений в тепловых сетях и газовом хозяйстве электростанций и котельных.

Планы ликвидации технологических нарушений в тепловых сетях городов и крупных населен­ных пунктов должны быть согласованы с местными органами власти.

Аварийно-диспетчерскими службами городов и энергообъектами должны быть согласованы документы, определяющие их взаимодействие при ликвидации технологических нарушений на энергообъектах.

6.5.3. Распределение функций по ликвидации технологических нарушений между диспетчерами ЦДУ ЕЭС России, ОДУ, ЦДС, оперативно-диспетчерских служб сетей и оперативно-диспетчерским персоналом электростанций должно быть регламентировано соответствующими инструкциями.

Распределение функций при ликвидации технологических нарушений на связях между ЕЭС России и энергосистемами суверенных государств должно быть регламентировано в отдельных со­глашениях.

6.5.4. Ликвидацией технологических нарушений на электростанции должен руководить началь­ник смены станции.

На подстанциях руководство ликвидацией технологических нарушений должно возлагаться на дежурного подстанции, оперативно-выездную бригаду, мастера или начальника группы подстан­ций в зависимости от типа обслуживания подстанции.

Руководство ликвидацией технологических нарушений в тепловых сетях должно осуществляться диспетчером тепловых сетей. Его указания являются также обязательными доя оперативно-диспетчерского персонала ТЭЦ или других самостоятельно действующих теплоисточников.

Технологические нарушения в электрических сетях, имеющие местное значение и не затраги­вающие режима работы энергосистемы, должны ликвидироваться под руководством диспетчера электрических сетей или диспетчера опорной подстанции в зависимости от района распростране­ния таких нарушений и структуры управления сетями.

Ликвидация технологических нарушений, затрагивающих режим работы одной энергосистемы, должна производиться под руководством диспетчера энергосистемы.

Руководство ликвидацией технологических нарушений, охватывающих несколько энергосис­тем, должно осуществляться диспетчером ОДУ (ЦДУ ЕЭС России).

В случае необходимости оперативные руководители или административные руководители лиц, указанных выше, имеют право поручить руководство ликвидацией технологического нарушения другому лицу или взять руководство на себя, сделав запись в оперативном журнале.

О замене ставится в известность как вышестоящий, так и подчиненный оперативный персонал.

6.5.5. Приемка и сдача смены во время ликвидации технологических нарушений запрещаются.

Пришедший на смену оперативный персонал используется по усмотрению лица, руководящего ликвидацией технологических нарушений. При затянувшейся ликвидации технологического нару­шения в зависимости от его характера допускается сдача смены с разрешения вышестоящего опе­ративно-диспетчерского персонала.

В тех случаях, когда при ликвидации технологического нарушения операции производятся на оборудовании, не находящемся в оперативном управлении или ведении вышестоящего оператив­но-диспетчерского персонала, сдача смены допускается с разрешения руководящего администра­тивно-технического персонала энергообъекта, на котором произошло технологическое нарушение.

6.5.6. Оперативно-диспетчерский персонал несет полную ответственность за ликвидацию техно­логического нарушения, принимая решения и осуществляя мероприятия по восстановлению нор­мального режима независимо от присутствия лиц из числа административно-технического персо­нала.

6.5.7. Все оперативные переговоры и распоряжения диспетчеров всех уровней диспетчерского управления, а также начальников смен электростанций и дежурных крупных подстанций во время ликвидации технологического нарушения должны записываться на магнитофон.

6.5.8. 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.

 

6.6. Требования к оперативным схемам

 

6.6.1. Схемы электрических соединений ЕЭС России, ОЭС, энергосистем, электрических сетей, электростанций и подстанций, настройка средств РЗА для нормальных и ремонтных режимов должны обеспечивать:

электроснабжение потребителей электроэнергией, качество которой должно соответствовать требованиям государственного стандарта (по договорным обязательствам);

устойчивую работу электрической сети ЕЭС России, ОЭС и энергосистем;

соответствие токов короткого замыкания значениям, допустимым для оборудования;

экономичное распределение потоков активной и реактивной мощности;

локализацию аварий с минимальными потерями как для производителей, так и для потребите­лей электроэнергии.

6.6.2. Схемы 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 напряжении;

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 шин рас­пределительного устройства;

распределения механизмов СН по секциям шин 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 при понижении частоты и напряжения до значений, угрожающих их бесперебойной работе, с наименьшей потерей рабочей мощности.

6.6.3. Присоединение посторонних потребители» (поселков и пр.) к шинам распределительных устройств СН электростанций запрещается. Исключение составляют электростанции, на которых генераторы соединены в блоки с трансформаторами, при отсутствии в данной местности распре­делительных сетей.

6.6.4. Нормальные и ремонтные схемы соединений электрической сети, подстанции и электро­станции ежегодно должен утверждать технический руководитель энергообъекта (структурной еди­ницы), а схемы энергосистемы — технический руководитель АО-энерго.

Указанные схемы должны быть согласованы с органом диспетчерского управления, в опера­тивном ведении или оперативном управлении которого 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 мини­мальной мощности потребителей.

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, а также локализацию и ликвидацию аварий с минимальным отключением потребителей.

 

6.7. Оперативно-диспетчерский персонал

 

6.7.1. К оперативно-диспетчерскому персоналу АО-энерго и энергообъектов относятся:

оперативный персонал — персонал, непосредственно воздействующий на органы управления энергоустановок и осуществляющий управление и обслуживание энергоустановок в смене;

оперативно-ремонтный персонал — ремонтный персонал с правом непосредственного воздей­ствия на органы управления;

оперативные руководители — персонал, осуществляющий оперативное руководство в смене работой закрепленных за ним объектов (энергосистемы, электрических сетей, тепловых сетей, электростанции, энергообъекта) и подчиненного ему персонала.

6.7.2. Оперативно-диспетчерский персонал должен вести безопасный, надежный и экономич­ный режим работы оборудования энергообъекта, энергосистемы, ОЭС в соответствии с производ­ственными и должностными инструкциями и оперативными распоряжениями вышестоящего опе­ративного персонала.

Комплектация оперативно-диспетчерского персонала по численности и квалификации осущест­вляется в соответствии с отраслевыми нормативными документами.

Совмещение рабочих мест оперативно-диспетчерского персонала при его работе в смене не­полным составом может быть разрешено только по письменному указанию технического руково­дителя АО-энерго или энергообъекта.

6.7.3. Оперативно-диспетчерский персонал во время смены несет ответственность за эксплуата­цию оборудования, находящегося в его оперативном управлении или ведении, в соответствии с настоящими Правилами, заводскими и местными инструкциями, ПТБ и другими руководящими документами, а также за безусловное выполнение распоряжений вышестоящего оперативно-дис­петчерского персонала.

6.7.4. При нарушениях режимов работы, повреждении оборудования, а также при возникнове­нии пожара оперативно-диспетчерский персонал должен немедленно принять меры к восстановле­нию нормального режима работы или ликвидации аварийного положения и предотвращению раз­вития технологического нарушения, а также сообщить о происшедшем соответствующему опера­тивно-диспетчерскому и руководящему административно-техническому персоналу по утвержден­ному списку.

6.7.5. Распоряжение вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала по вопросам, входя­щим в его компетенцию, обязательно к исполнению подчиненным ему оперативно-диспетчерским персоналом.

6.7.6. Оборудование, находящееся в оперативном управлении или оперативном ведении выше­стоящего оперативно-диспетчерского персонала, не может быть включено в работу или .выведено из работы без разрешения вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала, за исключением случаев явной опасности для людей и оборудования.

6.7.7. Оперативное распоряжение вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала должно быть четким, кратким.

Выслушав распоряжение, подчиненный оперативно-диспетчерский персонал должен дословно повторить текст распоряжения и получить подтверждение, что распоряжение понято правильно.

Распоряжения вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала должны выполняться неза­медлительно и точно.

Оперативно-диспетчерский персонал, отдав или получив распоряжение или разрешение, дол­жен записать его в оперативный журнал. При наличии магнитофонной записи объем записи в оперативный журнал определяется соответствующим административно-техническим руководством.

6.7.8. Оперативные переговоры должны вестись технически грамотно. Все энергооборудование, присоединения, устройства релейной и технологической защиты и автоматики должны называться полностью согласно установленным диспетчерским наименованиям. Отступление от технической терминологии и диспетчерских наименований категорически запрещается.

Оперативные переговоры на всех уровнях диспетчерского управления и оперативные перегово­ры начальников смен электростанций и крупных подстанций должны автоматически фиксировать­ся на магнитной ленте.

6.7.9. В распоряжениях по изменению режима работы оборудования электростанции, энерго­системы должны быть указаны необходимое значение изменяемого режимного параметра и время, к которому должно быть достигнуто указанное значение параметра, а также время отдачи распо­ряжения.

6.7.10. Оперативно-диспетчерский персонал, получив распоряжение руководящего администра­тивно-технического персонала по вопросам, входящим в компетенцию вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала, должен выполнять его только с согласия последнего.

6.7.11. Ответственность за невыполнение или задержку выполнения распоряжения вышестояще­го оперативно-диспетчерского персонала несут лица, не выполнившие распоряжение, а также ру­ководители, санкционировавшие его невыполнение или задержку.

6.7.12. В случае, если распоряжение вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала пред­ставляется подчиненному оперативно-диспетчерскому персоналу ошибочным, он должен немед­ленно доложить об этом лицу, давшему распоряжение. При подтверждении распоряжения опера­тивно-диспетчерский персонал обязан выполнить его.

Распоряжения вышестоящего персонала, содержащие нарушения ПТБ, а также распоряжения, которые могут привести к повреждению оборудования, потере питания СН электростанции, под­станции или обесточению потребителей I категории, выполнять запрещается. О своем отказе вы­полнить такое распоряжение оперативно-диспетчерский персонал обязан немедленно доложить вышестоящему оперативно-диспетчерскому персоналу, отдавшему распоряжение, и соответствую­щему административно-техническому руководителю, а также записать в оперативный журнал.

6.7.13. Лица оперативно-диспетчерского персонала, находящиеся в резерве, могут быть привле­чены к выполнению работ по обслуживанию энергоустановки в рамках должностной инструкции и только с разрешения соответствующего руководящего оперативно-диспетчерского персонала, находящегося в смене с записью в соответствующих документах.

6.7.14. Замена одного лица из числа оперативно-диспетчерского персонала другим до начала смены в случае необходимости допускается с разрешения соответствующего административно-технического персонала, подписавшего график, и с уведомлением вышестоящего оперативно-диспет­черского персонала.

Работа в течение двух смен подряд запрещается.

6.7.15. Каждый работник из числа оперативно-диспетчерского персонала, заступая на рабочее место, должен принять смену от предыдущего работника, а после окончания работы сдать смену следующему по графику работнику.

Уход с дежурства без сдачи смены запрещается.

6.7.16. При приемке смены работник из числа оперативно-диспетчерского персонала должен:

ознакомиться с состоянием, схемой и режимом работы энергоустановок, находящихся в его оперативном управлении и ведении, в объеме, определяемом соответствующими инструкциями;

получить сведения от сдавшего 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 заявкам, 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 с его 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 его подписью и подпи­сью сдающего смену.

6.7.17. Оперативно-диспетчерский персонал должен периодически в соответствии с местной ин­струкцией опробовать действие устройств автоматики, сигнализации, средств связи и телемехани­ки (СДТУ), а также проверять правильность показаний часов на рабочем месте и т.д.

6.7.18. Оперативно-диспетчерский персонал должен по утвержденным графикам осуществлять переход с рабочего оборудования на резервное, производить опробование и профилактические ос­мотры оборудования.

6.7.19. Оперативные и административно-технические руководители имеют право снять с рабо­чего места подчиненный ему оперативно-диспетчерский персонал, не выполняющий свои обязан­ности, и произвести соответствующую замену или перераспределение обязанностей в смене. При этом делается запись в оперативном журнале или выпускается письменное распоряжение и уве­домляется по соподчиненности персонал соответствующих уровней оперативно-диспетчерского управления.

6.7.20. Оперативно-диспетчерский персонал по разрешению вышестоящего оперативно-диспет­черского персонала может кратковременно привлекаться к ремонтным работам и испытаниям с освобождением на это время от исполнения обязанностей на рабочем месте и записью в опера­тивном журнале. При этом должны быть соблюдены требования ПТБ.

 

6.8. Переключения в электрических установках

 

6.8.1. Все изменения в схемах электрических соединений электрических сетей и электроустано­вок энергообъектов и АО-энерго и в цепях устройств 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 все переключения (кроме одиночных) на электроуста­новках, не оборудованных блокировочными устройствами или имеющих неисправные блокиро­вочные устройства, должны выполняться по программам, бланкам переключений.

К сложным относятся переключения, требующие строгой последовательности операций с ком­мутационными аппаратами, заземляющими разъединителями и устройствами релейной защиты, противоаварийной и режимной автоматики.

Перечни сложных переключении, утверждаемые техническими руководителями соответствую­щих АО-энерго и энергообъектов, должны храниться на диспетчерских пунктах АО-энерго и энер­гообъектов, центральных (главных) щитах управления электрических станций и подстанций.

Перечни сложных переключений должны пересматриваться при изменении схемы, состава обо­рудования, устройств защиты и автоматики.

6.8.3. Для повторяющихся сложных переключений должны быть использованы типовые про­граммы, бланки переключений.

При ликвидации технологических нарушений или для их предотвращения разрешается произ­водить 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 РЗА.

Бланки переключений (типовые бланки) должен использовать оперативно-диспетчерский пер­сонал, непосредственно выполняющий переключения.

Программы переключений (типовые программы) должны применять оперативные руководите­ли 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 соответствующего диспетчера, 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 России, ОЭС, энергосисте­мы и изменениях в устройствах РЗА производственными службами ОДУ и АО-энерго, в управле­нии которых находится оборудование и устройства РЗА, должны быть заранее внесены необхо­димые изменения и дополнения в типовые программы и бланки переключений на соответствующих уровнях оперативного управления.

6.8.6. Все переключения на электростанциях и подстанциях должны выполняться в соответствии с инструкциями по производству переключений.

6.8.7. Переключения на электрооборудовании и в устройствах РЗА, находящихся в оперативном управлении вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала, должны производиться по распоряжению, а находящихся в его ведении — с его разрешения.

Переключения без распоряжения и разрешения вышестоящего оперативно-диспетчерского пер­сонала, но с последующим его уведомлением разрешается выполнять в случаях, не терпящих отлагательства (несчастный случай, стихийное бедствие, пожар, авария).

При пожаре и ликвидации аварии оперативно-диспетчерский персонал должен действовать в соответствии с местными инструкциями и оперативным планом пожаротушения.

6.8.8. В распоряжении о переключениях должна быть указана последовательность операции в схеме электроустановки и цепях РЗА с необходимой степенью детализации, определяемой выше­стоящим оперативно-диспетчерским персоналом.

Исполнителю переключений должно быть одновременно выдано не более одного задания на проведение оперативных переключений, содержащего операции одного целевого назначения.

6.8.9. Сложные переключения должны выполнять, как правило, два лица, из которых одно яв­ляется контролирующим.

При выполнении переключений двумя лицами контролирующим, как правило, должен быть старший по должности. Ответственность за правильность переключений возлагается на оба лица, производящих переключения.

При наличии в смене одного лица из числа оперативно-диспетчерского персонала контролиру­ющим лицом может быть работник из административно-технического персонала, знающий схему данной электроустановки, правила производства переключений и допущенный к выполнению переключений распоряжением по энергообъекту.

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, вы­полняющего переключения.

Все остальные переключения при наличии работоспособного блокировочного устройства могут быть выполнены единолично независимо от состава смены.

6.8.10. При исчезновении напряжения на электроустановке оперативно-диспетчерский 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, должно 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 сотовых 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 напряжении 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 присоединении 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. Оперативно-диспетчерскому 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 энергообъекту.

В случае необходимости деблокирования составляется бланк переключений с внесением в него операций по деблокированию.

 

6.9. Переключения в тепловых схемах

электростанций и тепловых сетей

 

6.9.1. Все переключения в тепловых схемах должны выполняться в соответствии с местными инструкциями по эксплуатации и отражаться в оперативной документации.

6.9.2. В случаях, не предусмотренных инструкциями, а также при участии двух и более смеж­ных подразделений или энергообьектов переключения должны выполняться по программе.

Сложные переключения, описанные в инструкциях, также должны выполняться по программе.

6.9.3. К сложным относятся переключения:

в тепловых схемах со сложными связями;

длительные по времени;

на объектах большой протяженности;

редко выполняемые.

К редко выполняемым переключениям могут быть отнесены:

ввод основного оборудования после монтажа и реконструкции;

гидравлическое испытание оборудования и тепловых сетей;

изменения в схемах паропроводов свежего и отборного пара и питательных трубопроводов;

специальные испытания оборудования;

проверка и испытания новых нетрадиционных способов эксплуатации оборудования и т.п.

Степень сложности переключений и необходимость составления программы для их выполнения определяется техническим руководителем энергообъекта в зависимости от особенностей условий работы.

6.9.4. На каждом энергообъекте должен быть разработан перечень сложных переключений, утвержденный техническим руководителем. 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 оперативно-диспетчерского персонала цеха и энергообъекта.

6.9.5. Техническим руководителем энергообъекта должен быть утвержден список лиц из адми­нистративно-технического персонала, имеющих право контролировать выполнение переключении, проводимых по программам. Список должен быть скорректирован при изменении состава персо­нала. Копии списка должны находиться на рабочем месте оперативно-диспетчерского персонала цеха и энергообъекта.

6.9.6. В программе выполнения переключений должны быть указаны:

цель выполнения переключений;

объект переключений;

перечень мероприятий по подготовке к выполнению переключений;

условия выполнения переключений;

плановое время начала и окончания переключений, которое может уточняться в оперативном порядке;

в случае необходимости — схема объекта переключений (наименования и нумерация элементов объекта на схеме должны полностью соответствовать наименованиям н нумерации, принятым на объекте);

порядок и последовательность выполнения операций с указанием положения запорных и регу­лирующих органов и элементов цепей технологических защит и автоматики;

оперативно-диспетчерский персонал, выполняющий переключения;

персонал, привлеченный к участию в переключениях;

оперативно-диспетчерский персонал, руководящий выполнением переключений;

в случае участия в переключениях двух и более подразделений энергообъекта — лицо админи­стративно-технического персонала, осуществляющее общее руководство;

в случае участия в переключениях двух и более энергообъектов — лица из числа администра­тивно-технического персонала, ответственные за выполнение переключений на каждом энерго­объекте, и лицо из числа административно-технического персонала, осуществляющее общее руко­водство проведением переключений;

обязанности и ответственность лиц, указанных в программе;

перечень мероприятий по обеспечению безопасности проведения работ;

действия персонала при возникновении аварийной ситуации или положения, угрожающего жизни людей и целостности оборудования.

6.9.7. Программа утверждается техническим руководителем энергообъекта, а при выходе дей­ствия программы за рамки одного энергообъекта — техническими руководителями участвующих в программе энергообъектов.

6.9.8. Для повторяющихся переключений, указанных в п. 6.9.3 настоящих Правил, на энерго­объектах должны применяться заранее составленные типовые программы.

Типовые программы должны пересматриваться 1 раз в 3 года и корректироваться с вводом, реконструкцией или демонтажем оборудования, изменением технологических схем и схем техно­логических защит и автоматики.

6.9.9. Программа переключений и типовые программы переключений применяются оператив­но-диспетчерским персоналом и являются оперативными документами при выполнении переклю­чений.

6.9.10. При наличии на объекте мнемосхемы все изменения отражаются па пей после оконча­ния переключений.

6.9.11. Программы переключений должны храниться наравне с другой оперативной докумен­тацией.

 

6.10. Автоматизированные системы

диспетчерского управления

 

6.10.1. Диспетчерский пункт электрической сети, энергосистемы, ОДУ, ЦДУ ЕЭС России 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 АО-энерго и энергообъектов.

6.10.3. На базе АСДУ и АСУ ТП в соответствии с задачами каждого иерархического уровня управления должны выполняться:

долгосрочное и краткосрочное планирование режимов ЕЭС России, ОЭС и энергосистем;

оперативное управление нормальными режимами работы энергосистем, электростанций, энер­гоблоков и подстанций;

контроль нагрузки электростанций и потребляемой мощности энергосистем и энергообъектов;

ретроспективный анализ аварийных ситуаций;

хранение ретроспективной информации с необходимой дискретностью о режиме работы управ­ляемого объекта и ее вывод на печатающее устройство по требованию диспетчера;

контроль оперативных переключений;

автоматизированное ведение оперативной документации.

Полный перечень и 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 в совокупности с АСУ ТП (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;

вспомогательные системы (гарантированного электропитания, кондиционирования воздуха, противопожарные).

6.10.5. Все устройства и комплекс программно-технических средств АСДУ 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 диспетчера, в ведении которого они находятся.

6.10.6. Исправность систем электропитания должна периодически проверяться по графику, ут­вержденному техническим руководителем, главным диспетчером или начальником диспетчерской службы АО-энерго, энергообъекта.

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 экранов информационных цепей долж­ны обеспечивать помехозащищенность систем.

6.10.8. Устройства АСДУ должны проходить периодические поверки в соответствии с действу­ющими нормативными документами.

6.10.9. 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, энергосистемы, электростанции, электрические и тепловые сети, электрические подстанции должны быть оснащены средствами СДТУ в соответствии с "Нор­мами технологического проектирования диспетчерских пунктов и узлов СДТУ энергосистем", "Руководящими указаниями по выбору объемов информации, проектированию систем сбора и передачи информации в энергосистемах" и другими 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 АО-энерго.

6.11.3. Аппаратура СДТУ, установленная на диспетчерских пунктах АО-энерго, энергообъек­тов, должна быть закреплена за службами телемеханики и связи или 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 энергообъекта.

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 России, ОДУ, АО-энерго и энергообъекта. Взаимоотношения между службами, границы обслуживания СДТУ должны быть указаны в положениях о службах СДТУ, составленных для конкретных ОДУ, АО-энерго, энергообъектов на основе действующих нормативно-технических документов.

6.11.7. Техническая эксплуатация магистральных кабельных линий связи должна быть органи­зована в соответствии с "Правилами технической эксплуатации магистральной и внутризоновых первичных сетей ЕАСС".

6.11.8. Оперативное и техническое обслуживание СДТУ должно быть обеспечено:

центральными узлами средств управления (ЦУСУ) ЦДУ ЕЭС России, ОДУ, АО-энерго;

местными узлами средств управления (МУСУ) электрических сетей и электростанций;

лабораториями, входящими в состав служб (энергообъектов) СДТУ.

В целях обеспечения бесперебойной работы СДТУ на центральных и местных узлах средств управления, как правило, должно быть организовано круглосуточное дежурство оперативно-дис­петчерского персонала; ЦУСУ и МУСУ должны быть оснащены вводно-коммутационными, изме­рительными и проверочными устройствами, обеспечены инструментом, материалами, запасными частями. Автотранспорт, закрепленный за службами СДТУ, приравнивается по режиму работы к оперативно-диспетчерскому и выделяется без предварительной заявки.

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 КБ 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 РАО "ЕЭС России" и Минсвязи РФ.

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 персонала узлов связи при превышении допустимых значений мешающих влия­ний или помех должны быть установлены местными инструкциями.

6.11.15. Измеренные значения, напряженности поля радиопомех, создаваемых ВЛ и электричес­кими подстанциями, должны соответствовать "Общесоюзным нормам допускаемых индустриаль­ных радиопомех".

6.11.16. На линиях электропередачи, по которым организованы высокочастотные каналы связи и телемеханики, при работах, требующих наложения заземления, должны применяться переносные заземляющие высокочастотные заградители.

6.11.17. Вывод из работы средств диспетчерской связи и систем телемеханики должен быть оформлен оперативной заявкой.

6.11.18. 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.

6.11.19. 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.

6.11.20. 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 0,5 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.

6.11.21. 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.

6.11.22. 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.

6.11.23. 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.

6.11.24. Полные и частичные проверки и ремонт СДТУ должны выполняться по утвержденно­му графику, согласованному с диспетчерской службой и вышестоящей службой СДТУ.

6.11.25. 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.