На кого возлагается общее руководство по технике безопасности на энергопредприятии - RukovodstvoRus.ru

Утверждаю

Заместитель Министра

топлива и энергетики

Российской Федерации

В.В.КУДРЯВЫЙ

23 сентября 1996 года

Президент

РАО «ЕЭС России»

А.Ф.ДЬЯКОВ

24 августа 1995 года

ПРАВИЛА

ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ

И СЕТЕЙ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

РД 34.20.501-95

Обязательны для тепловых электростанций и котельных, работающих на органическом топливе, гидроэлектростанций, электрических и тепловых сетей Российской Федерации, а также научно — исследовательских институтов, конструкторских бюро, проектных, строительно — монтажных, ремонтных и наладочных организаций, выполняющих работы применительно к этим объектам, расположенным на территории Российской Федерации.

Разработчики: АО «Фирма ОРГРЭС» при участии ВТИ, ВНИИЭ, ЦКБ Энергоремонта, ЦДУ ЕЭС России под руководством доктора техн. наук, проф., чл.-корр. РАН А.Ф. Дьякова.

ПРЕДИСЛОВИЕ

«Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации» (15-е издание) переработаны и дополнены на основании вновь вышедших законодательных актов и постановлений с учетом опыта эксплуатации оборудования, производственных зданий и коммуникаций. Учтены изменения в структуре административного и хозяйственного управления, а также форм собственности в энергетике.

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

Требования к проектированию, строительству, монтажу, ремонту и устройству энергоустановок и оснащению их средствами контроля, автоматики и защиты, как и в прежних изданиях, изложены в настоящих Правилах кратко, поскольку они рассматриваются в других нормативно — технических документах (НТП, ПТБ, ПУЭ, ПГГТН, СНиП и др.).

Все действующие нормативно — технические документы должны быть приведены в соответствие с настоящим изданием Правил.

1. ОРГАНИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ

1.1. Задачи

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

1.1.2. Основным технологическим звеном энергопроизводства является энергосистема, представляющая собой комплекс электростанций, котельных, электрических и тепловых сетей (далее — энергообъекты), связанных общностью режима работы и имеющих централизованное оперативно — диспетчерское управление.

1.1.3. Основные обязанности работников отрасли:

соблюдение договорных условий энергоснабжения потребителей;

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

соблюдение оперативно — диспетчерской дисциплины;

содержание оборудования, зданий и сооружений в состоянии эксплуатационной готовности;

обеспечение максимальной экономичности и надежности энергопроизводства;

соблюдение требований промышленной и пожарной безопасности в процессе эксплуатации оборудования и сооружений;

выполнение требований охраны труда;

снижение вредного влияния производства на людей и окружающую среду;

использование достижений научно — технического прогресса в целях повышения экономичности, надежности, безопасности, улучшения экологического состояния энергообъектов.

1.1.4. На каждом энергообъекте между структурными подразделениями должны быть распределены функции по обслуживанию оборудования, зданий, сооружений и коммуникаций.

1.1.5. Каждый энергообъект вне зависимости от организационно — правового статуса должен обеспечивать выполнение целей и условий деятельности, изложенных в его уставе.

1.1.6. Акционерные общества энергетики и электрификации (АО-энерго) должны осуществлять:

развитие энергосистемы для удовлетворения потребностей в электрической энергии и тепле;

эффективную работу электростанций и сетей путем снижения производственных затрат, повышения эффективности использования мощности установленного оборудования, выполнения мероприятий по энергосбережению и использованию вторичных энергоресурсов;

повышение надежности и безопасности работы оборудования, зданий, сооружений, устройств, систем управления;

обновление основных производственных фондов путем технического перевооружения и реконструкции электростанций и сетей, модернизации оборудования;

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

повышение квалификации персонала, распространение передовых методов производства;

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

технический надзор за эксплуатацией блок — станций, сетей и районных отопительных котельных других ведомств, находящихся на территории и подключенных к сети данной энергосистемы.

Организации, осуществляющие проектирование, наладку, эксплуатацию энергообъектов, связанных с повышенной промышленной опасностью, должны иметь разрешения (лицензии) Госгортехнадзора России на все виды этой деятельности.

1.1.7. Каждый работник отрасли должен ясно представлять себе особенности энергопроизводства, строго соблюдать трудовую и технологическую дисциплину, правила трудового распорядка, содержать в чистоте и порядке свое рабочее место.

1.1.8. Предприниматель в электроэнергетике должен обеспечить все требования, определенные государственными и отраслевыми нормативными актами и документами в части организации и ведения производства.

1.2. Приемка в эксплуатацию оборудования и сооружений

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

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

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

До утверждения пусковой комплекс должен пройти экспертизу в Главгосэкспертизе РФ или в организациях государственной вневедомственной экспертизы субъектов Российской Федерации, а также в экспертных подразделениях Минтопэнерго РФ (РАО «ЕЭС России»).

Пусковые комплексы должны быть утверждены:

Минстроем РФ или в порядке, им установленном (объекты, сооружаемые за счет средств бюджета РФ);

органами госуправления субъектов Российской Федерации (объекты, сооружаемые за счет средств их бюджетов);

непосредственно заказчиками (объекты, сооружаемые за счет средств инвесторов).

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

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

комплексное опробование оборудования.

Во время строительства и монтажа зданий и сооружений должны быть проведены промежуточные приемки узлов оборудования и сооружений, а также скрытых работ.

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

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

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

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

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

подготовлены запасы топлива, материалов, инструмента и запасных частей;

введены в действие СДТУ с линиями связи, системы пожарной сигнализации и пожаротушения, аварийного освещения, вентиляции;

смонтированы и налажены системы контроля и управления;

получены разрешения на эксплуатацию энергообъекта от надзорных органов.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Приемочная комиссия назначается Правительством РФ, Минтопэнерго РФ или нижестоящими органами управления, а также инвесторами в зависимости от значения, сметной стоимости пускового объекта и источников финансирования строительства.

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

После комплексного опробования и устранения выявленных дефектов и недоделок приемочная комиссия должна оформить акт приемки в эксплуатацию оборудования с относящимися к нему зданиями и сооружениями. Приемочная комиссия устанавливает длительность периода освоения серийного оборудования, во время которого должны быть закончены необходимые испытания, наладочные и доводочные работы и обеспечена эксплуатация оборудования с проектными показателями. Для головных образцов оборудования срок освоения устанавливается заказчиком (инвесторами) в соответствии с координационным планом работ по доводке, наладке и освоению этого оборудования.

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

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

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

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

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

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

1.3. Персонал

1.3.1. К работе на энергообъектах электроэнергетики допускаются лица, имеющие специальное образование и прошедшие подготовку в объеме требований к занимаемой должности.

1.3.2. К непосредственному воздействию на органы управления энергоустановок допускаются лица, прошедшие профотбор и получившие лицензию на право управления этими установками.

1.3.3. Персонал, назначаемый для руководства работой лиц, воздействующих на органы управления энергоустановок, и лиц, непосредственно обслуживающих энергоустановки, должен пройти подготовку в объеме специальных требований.

1.3.4. Работники, занятые на тяжелых работах и работах, связанных с вредными или опасными условиями труда, должны проходить обязательные предварительные (при поступлении на работу) и периодические (в течение трудовой деятельности) медицинские осмотры для определения пригодности их к поручаемой работе и предупреждения профессиональных заболеваний.

Перечень вредных производственных факторов и работ, при выполнении которых проводятся предварительные и периодические медицинские осмотры, и порядок проведения таких осмотров устанавливаются Министерством здравоохранения РФ.

1.3.5. На энергообъектах должна проводиться постоянная работа с персоналом, направленная на обеспечение его готовности к выполнению профессиональных функций и поддержание его квалификации. Обучение и инструктаж по безопасности труда должны иметь непрерывный и многоуровневый характер.

1.3.6. Для обеспечения работы с персоналом на энергообъектах должны функционировать стационарные обучающие установки, учебно — курсовые комбинаты и другие специализированные учебные заведения.

Учебно — производственное подразделение для подготовки персонала должно иметь полигоны, учебные классы, мастерские, лаборатории, должно быть оснащено техническими средствами обучения и тренировки. К обучению персонала должны привлекаться высококвалифицированные специалисты.

1.3.7. На энергообъектах в соответствии с типовыми положениями должны функционировать техническая библиотека, технический кабинет, кабинеты по ТБ и ПБ.

1.3.8. Энергообъекты и другие организации электроэнергетики должны проводить работу по вовлечению и профессиональной ориентации молодежи и других социально — демографических групп населения для работы в отрасли.

1.3.9. Ответственность за работу с персоналом на энергообъекте несет лицо, осуществляющее управление имуществом этого энергообъекта.

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

1.3.11. В зависимости от категории работников устанавливаются следующие формы работы с персоналом:

подготовка по новой должности (профессии) с обучением на рабочем месте (стажировкой);

проверка знаний правил, норм и инструкций по технической эксплуатации, охране труда, промышленной и пожарной безопасности;

дублирование;

контрольные противоаварийные и противопожарные тренировки;

инструктажи по ТБ и ПБ: вводный, первичный, повторный (периодический), целевой (текущий);

спецподготовка;

занятия по пожарно — техническому минимуму;

непрерывное профессиональное обучение для повышения квалификации.

1.3.12. Работа с персоналом организуется и проводится по утвержденным техническим руководителем энергообъекта или структурного подразделения планам:

на энергообъектах — многолетним или годовым;

в структурных подразделениях энергообъекта — квартальным или месячным.

1.3.13. Планы работ должны содержать следующие направления:

обучение новых рабочих;

переподготовка и обучение рабочих вторым и смежным профессиям;

повышение квалификации;

организация работы технических библиотек, технических кабинетов, кабинетов по ТБ и ПБ, полигонов, центров и пунктов тренажерной подготовки;

оснащение учебно — материальной базы;

предэкзаменационная подготовка руководителей и специалистов;

специальная подготовка;

проверка знаний;

проведение контрольных противоаварийных и противопожарных тренировок;

проведение инструктажей по ТБ и ПБ;

проведение мероприятий по ТБ и ПБ;

проведение соревнований по профессиональному мастерству;

проведение проверок рабочих мест;

выполнение санитарно — гигиенических, лечебно — профилактических и реабилитационных мероприятий;

коллективные формы работы с персоналом.

1.3.14. Все работники, за исключением лиц, непосредственно не принимающих участия в технологических процессах производства, обязаны проходить проверку знаний правил, норм и инструкций по технической эксплуатации, охране труда, промышленной и пожарной безопасности.

Проверку осуществляют комиссии энергообъектов, их структурных подразделений, вышестоящего органа управления, а также региональные комиссии и центральная экзаменационная комиссия РАО «ЕЭС России».

Список лиц, освобожденных от прохождения проверок знаний, или перечень должностей и профессий, для которых такая проверка не требуется, должен быть утвержден руководителем энергообъекта.

1.3.15. Проверка знаний и допуск к самостоятельной работе рабочих и отдельных категорий специалистов, обслуживающих объекты, поднадзорные Госгортехнадзору России, производятся в соответствии с требованиями правил Госгортехнадзора России.

1.3.16. Персонал ремонтных, наладочных и других специализированных организаций проходит подготовку, проверку знаний и получает право самостоятельного производства работ в комиссиях своих организаций.

1.3.17. Проверка знаний работника состоит из первичной, периодической и внеочередной.

1.3.18. Первичная проверка знаний производится при приеме работника на работу после его обучения или подготовки по новой должности, при переводе с другой работы (должности) или другого предприятия.

Первичная проверка знаний руководителей и специалистов должна производиться не позже 1 мес. со дня назначения их на должность, работников других категорий — в сроки, установленные программами и планами их подготовки.

1.3.19. Периодическая проверка знаний работников всех категорий должна производиться не реже 1 раза в 3 года.

Для оперативных руководителей и руководителей оперативно — ремонтного персонала периодичность Проверки знаний правил и норм охраны труда должна быть не реже 1 раза в год.

Периодическая проверка знаний правил и норм по охране труда и правил Госгортехнадзора России рабочих всех категорий должна производиться 1 раз в год.

1.3.20. Проверке подлежат:

знание отраслевых ПТЭ, ПТБ и ППБ;

знание межотраслевых правил безопасности и других специальных правил, если это требуется при выполнении работы;

знание должностных и производственных инструкций, планов (инструкций) ликвидации аварий, аварийных режимов;

знание устройства и принципов действия технических средств безопасности, средств противоаварийной защиты;

знание устройства и принципов действия оборудования, контрольно — измерительных приборов и средств управления;

знание технологических схем и процессов энергопроизводства;

знание условий безопасной эксплуатации энергоустановок, объектов Госгортехнадзора России и др.;

умение пользоваться средствами защиты и оказывать первую помощь пострадавшим при несчастном случае;

умение управления энергоустановкой (на тренажерах и других технических средствах обучения).

Перечень руководящих и распорядительных документов, знание которых подлежит обязательной проверке, для руководителей и специалистов всех категорий определяется их должностными обязанностями и утверждается руководителем энергообъекта (организации), возглавляющим соответствующую экзаменационную комиссию.

Руководители и специалисты перед проверкой знаний должны проходить подготовку в специализированных учебно — производственных подразделениях, после чего проверка знаний может производиться в региональных комиссиях по месту расположения учебно — производственных подразделений или в комиссиях энергообъектов (организаций).

1.3.21. Лицо, получившее неудовлетворительную оценку знаний, должно пройти повторную проверку в течение одного месяца.

Вопрос о соответствии занимаемой должности специалиста, не сдавшего экзамен во второй раз, решается работодателем согласно трудовому законодательству.

1.3.22. Допуск к самостоятельной работе вновь принятого или имевшего перерыв в работе более 6 мес. работника из числа оперативного и оперативно — ремонтного персонала производится только после инструктажа, стажировки, проверки знаний и дублирования; ремонтного и наладочного персонала — после инструктажа, стажировки и проверки знаний.

Условия допуска работника, имевшего перерыв в работе от 3 нед. до 6 мес., определяются продолжительностью этого перерыва.

1.3.23. Все работники энергообъектов (организаций) должны обучаться на курсах повышения квалификации в объеме и с периодичностью, установленными «Типовым положением о непрерывном профессиональном и экономическом обучении кадров народного хозяйства».

1.4. Контроль за эффективностью работы

электростанций и сетей

1.4.1. На каждой тепловой электростанции мощностью 10 МВт и более, гидроэлектростанции мощностью 30 МВт и более, в каждой районной котельной теплопроизводительностью 50 Гкал/ч (209,5 ГДж/ч) и более должны быть разработаны энергетические характеристики оборудования, устанавливающие зависимость технико — экономических показателей его работы в абсолютном или относительном исчислении от электрических и тепловых нагрузок. Кроме того, на тепловой электростанции и в районной котельной должны быть разработаны графики исходно — номинальных удельных расходов топлива на отпущенную электрическую и тепловую энергию, а на гидроэлектростанции — нормативных удельных расходов воды на отпущенную электрическую энергию.

Целесообразность разработки характеристик по электростанциям и районным котельным меньшей мощности и теплопроизводительности должна быть установлена АО-энерго.

Разработка, пересмотр, согласование и утверждение энергетических характеристик оборудования и графиков удельных расходов топлива или воды должны осуществляться в соответствии с действующими положениями и методическими указаниями.

1.4.2. Энергетические характеристики должны отражать реально достижимую экономичность работы освоенного оборудования при выполнении требований настоящих Правил.

1.4.3. В тепловых сетях энергетические характеристики должны составляться по следующим показателям: тепловые потери, удельный расход электроэнергии на транспорт тепловой энергии, удельный среднечасовой расход сетевой воды, разность температур в подающем и обратном трубопроводах и утечки сетевой воды. Допускается составление энергетической характеристики по показателю температуры сетевой воды в обратном трубопроводе вместо разности температур в подающем и обратном трубопроводах.

1.4.4. Для электрической сети нормируемым показателем является технологический расход электроэнергии на ее транспорт.

1.4.5. По объему, форме и содержанию энергетические характеристики должны соответствовать требованиям действующих нормативных и методических документов.

1.4.6. В энергосистемах, АО-энерго, на электростанциях, в районных котельных, электрических и тепловых сетях в целях улучшения конечного результата работы должны быть обеспечены:

требуемая точность измерений расходов энергоносителей и технологических параметров;

учет (сменный, суточный, месячный, годовой) по установленным формам показателей работы оборудования, основанный на показаниях контрольно — измерительных приборов и информационно — измерительных систем;

анализ технико — экономических показателей для оценки состояния оборудования, режимов его работы, резервов экономии топлива, эффективности проводимых организационно — технических мероприятий;

рассмотрение (не реже 1 раза в месяц) с персоналом результатов работы смены, цеха, структурной единицы регионального АО-энерго в целях определения причин отклонения фактических значений параметров и показателей от определенных по энергетическим характеристикам, выявления недостатков в работе и их устранения, ознакомления с опытом работы лучших смен и отдельных работников;

разработка и выполнение мероприятий по повышению надежности и экономичности работы оборудования, снижению нерациональных расходов и потерь топливно — энергетических ресурсов.

1.5. Технический контроль.

Технический и технологический надзор за организацией

эксплуатации энергообъектов

1.5.1. На каждом энергообъекте должен быть организован постоянный и периодический контроль (осмотры, технические освидетельствования) технического состояния энергоустановок (оборудования, зданий и сооружений), определены ответственные за их состояние и безопасную эксплуатацию лица, а также назначен персонал по техническому и технологическому надзору и утверждены его должностные обязанности.

Все энергообъекты, осуществляющие в составе электроэнергетических систем производство, преобразование, передачу и распределение электрической и тепловой энергии, подлежат ведомственному техническому и технологическому надзору со стороны специально уполномоченных органов.

1.5.2. Все технологические системы, оборудование, здания и сооружения, в том числе гидросооружения, входящие в состав энергообъекта, должны подвергаться периодическому техническому освидетельствованию.

Техническое освидетельствование производится комиссией энергообъекта, возглавляемой техническим руководителем энергообъекта или его заместителем. В комиссию включаются руководители и специалисты структурных подразделений энергообъекта, представители служб АО-энерго, специалисты специализированных организаций и предприятий энергонадзора (по договору).

Техническое освидетельствование может производиться аудиторскими организациями (фирмами).

Задачами технического освидетельствования являются оценка состояния, установление сроков и условий эксплуатации, а также определение мер, необходимых для обеспечения установленного ресурса энергоустановки.

В объем периодического технического освидетельствования на основании действующих нормативно — технических документов должны быть включены: наружный и внутренний осмотр, проверка технической документации, испытания на соответствие условиям безопасности оборудования, зданий и сооружений (гидравлические испытания, настройка предохранительных клапанов, испытания автоматов безопасности, грузоподъемных механизмов, контуров заземлений и т.п.).

Одновременно с техническим освидетельствованием должна осуществляться проверка выполнения предписаний надзорных органов и мероприятий, намеченных по результатам расследования нарушений работы энергообъекта и несчастных случаев при его обслуживании, а также мероприятий, разработанных при предыдущем техническом освидетельствовании.

Техническое освидетельствование должно производиться в сроки, установленные действующими инструкциями, но не реже 1 раза в 5 лет.

Результаты технического освидетельствования должны быть занесены в технический паспорт энергообъекта.

Эксплуатация энергоустановок с аварийно — опасными дефектами, выявленными в процессе контроля, а также с нарушениями сроков технического освидетельствования запрещается.

1.5.3. Постоянный контроль технического состояния оборудования должен производиться оперативным и оперативно — ремонтным персоналом энергообъекта.

Объем контроля устанавливается в соответствии с требованиями нормативно — технических документов.

Порядок контроля должен устанавливаться местными производственными и должностными инструкциями.

1.5.4. Периодические осмотры оборудования, зданий и сооружений должны производиться лицами, ответственными за их безопасную эксплуатацию.

Периодичность осмотров устанавливается техническим руководителем энергообъекта. Результаты осмотров должны фиксироваться в специальном журнале.

1.5.5. Лица, ответственные за состояние и безопасную эксплуатацию оборудования, зданий и сооружений, должны обеспечивать соблюдение технических условий при эксплуатации энергообъектов, учет их состояния, расследование и учет отказов в работе энергоустановок и их элементов, ведение эксплуатационно — ремонтной документации.

1.5.6. Работники энергообъектов, осуществляющие технический и технологический надзор за эксплуатацией оборудования, зданий и сооружений энергообъекта, должны:

организовывать расследование нарушений в эксплуатации оборудования и сооружений;

вести учет технологических нарушений в работе оборудования;

контролировать состояние и ведение технической документации;

вести учет выполнения профилактических противоаварийных и противопожарных мероприятий;

участвовать в организации работы с персоналом.

1.5.7. Акционерные общества энергетики и электрификации должны осуществлять:

систематический контроль за организацией эксплуатации энергообъектов;

периодический контроль за состоянием оборудования, зданий и сооружений энергообъектов;

периодические технические освидетельствования;

контроль за соблюдением установленных техническими нормами сроков проведения среднего и капитального ремонта;

контроль за выполнением мероприятий и требований нормативно — технических и организационно — распорядительных документов;

контроль и организацию расследования причин пожаров и технологических нарушений на энергообъектах;

оценку достаточности применяемых на объекте предупредительных и профилактических мер по вопросам безопасности производства;

контроль за разработкой и проведением мероприятий по предупреждению пожаров и аварий на энергообъектах и обеспечению готовности энергообъектов к их ликвидации;

контроль за выполнением предписаний уполномоченных органов ведомственного технического и технологического надзора;

учет нарушений, в том числе на объектах, подконтрольных органам Государственного надзора;

учет выполнения противоаварийных и противопожарных мероприятий на объектах, подконтрольных органам Государственного надзора; пересмотр технических условий на изготовление и поставку оборудования энергоустановок.

1.5.8. Основными задачами органов ведомственного технического и технологического надзора должны быть:

контроль за соблюдением установленных требований по техническому обслуживанию и ремонту;

контроль за выполнением правил и инструкций по безопасному и экономичному ведению режима;

организация, контроль и оперативный анализ результатов расследования причин пожаров и технологических нарушений в работе электростанций, сетей и энергосистем;

контроль за разработкой и осуществлением мероприятий по профилактике пожаров, аварий и других технологических нарушений в работе энергооборудования и совершенствованию эксплуатации;

обобщение практики применения нормативных требований, направленных на безопасное ведение работ и надежную эксплуатацию оборудования при сооружении и использовании энергоустановок, и организация разработки предложений по их совершенствованию;

организация разработки и сопровождение нормативно — технических документов по вопросам промышленной и пожарной безопасности и охраны труда.

1.5.9. Собственники энергообъектов должны обеспечивать беспрепятственный доступ на эти объекты представителей государственных и ведомственных органов надзора.

1.6. Техническое обслуживание, ремонт и модернизация

1.6.1. На каждом энергообъекте должны быть организованы техническое обслуживание, плановые ремонт и модернизация оборудования, зданий, сооружений и коммуникаций энергоустановок.

1.6.2. Ответственность за техническое состояние оборудования, зданий и сооружений, выполнение объемов ремонтных работ, обеспечивающих стабильность установленных показателей эксплуатации, полноту выполнения подготовительных работ, своевременное обеспечение запланированных объемов ремонтных работ запасными частями и материалами, а также за сроки и качество выполненных ремонтных работ должна быть возложена на руководителей энергообъектов.

1.6.3. Структуры управления техническим обслуживанием и ремонтом энергообъектов должны предусматривать разделение функций и исполнителей путем организации соответствующих подразделений по подготовке и производству ремонта:

отдела (группы) подготовки ремонта;

цехов централизованного ремонта;

ремонтного персонала других цехов.

1.6.4. Объем технического обслуживания и планового ремонта должен определяться необходимостью поддержания исправного и работоспособного состояния оборудования, зданий и сооружений с учетом их фактического технического состояния. Рекомендуемый перечень и объем работ по техническому обслуживанию и капитальному ремонту оборудования приведены в «Правилах организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей» и в «Технико — экономических нормативах планово — предупредительного ремонта энергоблоков 150 — 800 МВт».

1.6.5. На все виды ремонта основного оборудования, зданий и сооружений электростанций, котельных и сетей должны быть составлены перспективные (пятилетние) и годовые графики.

Графики ремонта оборудования и сооружений, влияющие на изменение объемов производства или условий передачи электрической энергии и тепла, должны быть утверждены РАО «ЕЭС России» или АО-энерго. На вспомогательное оборудование составляются годовые и месячные графики ремонта, утверждаемые техническим руководителем энергообъекта.

1.6.6. Периодичность и продолжительность всех видов ремонта установлены «Правилами организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей» и нормативно — техническими документами на ремонт данного вида оборудования.

1.6.7. Увеличение периода эксплуатации энергоблоков между капитальными ремонтами и увеличение продолжительности капитального (среднего) ремонта энергоблоков мощностью 160 МВт и выше по сравнению с нормативными должны производиться в соответствии с порядком, установленным «Правилами организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей».

1.6.8. Организация ремонтного производства, разработка ремонтной документации, планирование и подготовка к ремонту, вывод в ремонт и производство ремонта; а также приемка и оценка качества ремонта оборудования должны осуществляться в соответствии с «Правилами организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей».

1.6.9. Объемы ремонтных работ должны быть предварительно согласованы с организациями — исполнителями (подрядными организациями).

1.6.10. Перед началом ремонта и во время его проведения комиссией, состав которой утверждается техническим руководителем, должны быть выявлены все дефекты. Критерии, которым должно соответствовать отремонтированное оборудование, здание или сооружение, установлены в нормативно — технической документации.

1.6.11. Вывод оборудования и сооружений в ремонт и ввод их в работу должны производиться в сроки, указанные в годовых графиках ремонта и согласованные с организацией, в оперативном управлении или в оперативном ведении которой они находятся.

1.6.12. Приемка оборудования, зданий и сооружений из капитального и среднего ремонта должна производиться комиссией по программе, согласованной с исполнителями и утвержденной техническим руководителем энергообъекта. Состав приемочной комиссии должен быть установлен приказом по энергообъекту.

1.6.13. Оборудование электростанций, подстанций 35 кВ и выше, прошедшее капитальный и средний ремонт, подлежит приемо — сдаточным испытаниям под нагрузкой в течение 48 ч, оборудование тепловых сетей — в течение 24 ч.

Перевод оборудования в резерв после ремонта без приемо — сдаточных испытаний под нагрузкой должен производиться при наличии согласования с предприятием Энерготехнадзора.

1.6.14. При приемке оборудования из ремонта должна производиться оценка качества ремонта, которая включает оценку:

качества отремонтированного оборудования;

качества выполненных ремонтных работ;

уровня пожарной безопасности.

Оценки качества устанавливаются:

предварительно — по окончании приемо — сдаточных испытаний;

окончательно — по результатам месячной подконтрольной эксплуатации, в течение которой должна быть закончена проверка работы оборудования на всех режимах, проведены испытания и наладка всех систем.

Выборочный контроль правильности принятых решений по качеству отремонтированного оборудования осуществляется предприятием Энерготехнадзора.

1.6.15. Временем окончания капитального (среднего) ремонта является:

для энергоблоков, паровых турбин ГЭС с поперечными связями, гидроагрегатов и трансформаторов — время включения генератора (трансформатора) в сеть;

для паровых котлов ТЭС с поперечными связями — время подключения котла к станционному трубопроводу свежего пара;

для энергоблоков с двухкорпусными котлами (дубль — блоков) — время включения энергоблока под нагрузку с одним из корпусов котла; при этом растопка и включение второго корпуса котла должны производиться в соответствии с графиком нагружения энергоблока, если задержка в ремонте не предусмотрена графиком ремонта;

для тепловых сетей — время включения сети и установление в ней циркуляции сетевой воды;

для электрических сетей — момент включения в сеть, если при включении под напряжение не произошло отказа;

при ремонте без снятия напряжения — момент сообщения дежурному диспетчеру руководителем (производителем) работ об их завершении.

Если в течение приемо — сдаточных испытаний были обнаружены дефекты, препятствующие работе оборудования с номинальной нагрузкой, или дефекты, требующие немедленного останова, то ремонт считается незаконченным до устранения этих дефектов и повторного проведения приемо — сдаточных испытаний.

При возникновении в процессе приемо — сдаточных испытаний нарушений нормальной работы отдельных составных частей оборудования, при которых не требуется немедленный останов, вопрос о продолжении приемо — сдаточных испытаний решается в зависимости от характера нарушений техническим руководителем энергообъекта по согласованию с исполнителем ремонта. При этом обнаруженные дефекты устраняются исполнителем ремонта в сроки, согласованные с энергообъектом.

Если приемо — сдаточные испытания оборудования под нагрузкой прерывались для устранения дефектов, то временем окончания ремонта считается время последней в процессе испытаний постановки оборудования под нагрузку.

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

1.6.17. Энергообъекты, ремонтные и ремонтно — наладочные организации должны вести систематический учет технико — экономических показателей ремонта и технического обслуживания оборудования, зданий и сооружений.

1.6.18. На энергообъектах должны быть оборудованы:

на электростанциях — центральные ремонтные мастерские, ремонтные площадки и производственные помещения ремонтного персонала в главном корпусе, вспомогательных зданиях и на сооружениях;

в тепловых сетях — ремонтно — эксплуатационные базы;

в электрических сетях — ремонтно — производственные базы.

1.6.19. Оборудование энергообъектов должно обслуживаться стационарными и инвентарными грузоподъемными машинами и средствами механизации ремонта в главном корпусе, вспомогательных зданиях и на сооружениях.

1.6.20. Энергообъекты, ремонтные и ремонтно — наладочные организации для своевременного и качественного проведения ремонта должны быть укомплектованы ремонтной документацией, инструментом и средствами производства ремонтных работ.

1.6.21. Энергообъекты, ремонтные, ремонтно — наладочные организации, ремонтирующие объекты Госгортехнадзора России, должны иметь его разрешение (лицензию) на право производства ремонта этих объектов.

1.6.22. Энергообъекты должны располагать запасными частями, материалами и обменным фондом узлов и оборудования для своевременного обеспечения запланированных объемов ремонта.

Запасные оборудование и узлы однотипных агрегатов (роторы турбин, турбогенераторов, питательных насосов, диафрагмы, комплекты турбинных лопаток и обмоток статоров генераторов и др.) должны находиться в централизованном запасе АО-энерго или РАО «ЕЭС России».

Должен быть организован входной контроль поступающих на склад и учет всех имеющихся на складе, в цехах или на участках энергообъекта запасных частей, запасного оборудования и материалов; их состояние и условия хранения должны периодически проверяться.

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

1.7. Техническая документация

1.7.1 На каждом энергообъекте должны быть следующие документы:

акты отвода земельных участков;

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

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

акты заложения фундаментов с разрезами шурфов;

акты приемки скрытых работ;

первичные акты об осадках зданий, сооружений и фундаментов под оборудование;

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

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

первичные акты индивидуального опробования и испытаний оборудования и технологических трубопроводов;

акты государственной и рабочих приемочных комиссий;

утвержденная проектная документация со всеми последующими изменениями;

технические паспорта зданий, сооружений, технологических узлов и оборудования;

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

исполнительные рабочие схемы первичных и вторичных электрических соединений;

исполнительные рабочие технологические схемы;

чертежи запасных частей к оборудованию;

оперативный план пожаротушения;

документация в соответствии с требованиями органов государственного надзора;

комплект действующих и отмененных инструкций по эксплуатации оборудования, зданий и сооружений, должностных инструкций для всех категорий специалистов и для рабочих, относящихся к дежурному персоналу, и инструкций по охране труда.

Комплект указанной выше документации должен храниться в техническом архиве энергообъекта со штампом «Документы» и при изменении собственника передаваться в полном объеме новому владельцу, который обязан обеспечить ее постоянное хранение.

1.7.2. На каждом энергообъекте, в производственных службах АО-энерго должен быть установлен перечень необходимых инструкций, положений, технологических и оперативных схем для каждого цеха, подстанции, района, участка, лаборатории и службы. Перечень утверждается техническим руководителем энергообъекта (АО-энерго).

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

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

1.7.5. Все изменения в энергоустановках, выполненные в процессе эксплуатации, должны быть внесены в инструкции, схемы и чертежи до ввода в работу за подписью ответственного лица с указанием его должности и даты внесения изменения.

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

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

В эти же сроки пересматриваются инструкции и перечни необходимых инструкций и технологических схем.

1.7.7. Комплекты необходимых схем должны находиться у диспетчера ЦДУ ЕЭС России, ОДУ, энергосистемы, тепловой и электрической сети, начальника смены электростанции, начальника смены каждого цеха и энергоблока, дежурного подстанции, района тепловой и электрической сети и мастера оперативно — выездной бригады. Форма хранения схем должна определяться местными условиями.

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

Инструкции системного значения должны быть согласованы с ОДУ и утверждены техническим руководителем АО-энерго, инструкции межсистемного значения по кругу вопросов ОДУ (ЦДУ ЕЭС России) — главным диспетчером ОДУ (ЦДУ ЕЭС России).

Перечень инструкций, требующих согласования, определяют соответственно ОДУ и ЦДУ ЕЭС России.

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

краткая характеристика оборудования установки, зданий и сооружений;

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

порядок подготовки к пуску;

порядок пуска, останова и обслуживания оборудования, содержания зданий и сооружений во время нормальной эксплуатации и при нарушениях в работе;

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

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

1.7.10. В должностных инструкциях по каждому рабочему месту должны быть указаны:

перечень инструкций по обслуживанию оборудования, схем оборудования и устройств, знание которых обязательно для работников на данной должности;

права, обязанности и ответственность работника;

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

1.7.11. У дежурного персонала должна находиться оперативная документация, объем которой представлен в табл. 1.1.

В зависимости от местных условий объем оперативной документации может быть изменен по решению технического руководителя энергообъекта или АО-энерго.

Таблица 1.1

┌───────────┬─────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────┐ │ Дежурный │ Документ │ │ персонал │ │ ├───────────┼────────────┬───────────┬───────────────┬─────────────┬────────────┬────────────┬────────────┤ │Диспетчер │Оперативная │Оперативный│Журнал или кар-│Журнал релей-│Карты уста- │Журнал │ │ │энергосис- │исполнитель-│журнал │тотека заявок │ной защиты, │новок релей-│распоряжений│ │ │темы (объе-│ная схема │ │на вывод из ра-│автоматики и │ной защиты и│ │ │ │диненной │(схема — │ │боты оборудова-│телемеханики │автоматики │ │ │ │энергосис- │макет) │ │ния, находяще- │ │ │ │ │ │темы) │ │ │гося в управле-│ │ │ │ │ │ │ │ │нии и ведении │ │ │ │ │ │ │ │ │диспетчера │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │Начальник │Суточная │То же │Журнал или кар-│Журнал заявок│Журнал рас- │ │ │ │смены │оперативная │ │тотека заявок │главному │поряжений │ │ │ │электрос- │исполнитель-│ │диспетчеру на │инженеру на │ │ │ │ │танции │ная схема │ │вывод из работы│вывод из ра- │ │ │ │ │ │или схема — │ │оборудования, │боты оборудо-│ │ │ │ │ │макет │ │находящегося в │вания, не на-│ │ │ │ │ │ │ │ведении диспет-│ходящегося в │ │ │ │ │ │ │ │чера │ведении дис- │ │ │ │ │ │ │ │ │петчера │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │Начальник │То же │То же │Журнал релейной│Карты устано-│То же │Журнал учета│Журнал или │ │смены │ │ │защиты, автома-│вок релейной │ │работы по │картотека │ │электроцеха│ │ │тики и телеме- │защиты и ав- │ │нарядам и │дефектов и │ │ │ │ │ханики │томатики │ │распоряже- │неполадок с │ │ │ │ │ │ │ │ниям │оборудовани-│ │ │ │ │ │ │ │ │ем │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │Начальники │Оперативная │То же │Журнал распоря-│Журнал учета │Журнал или │-«- │-«- │ │смен тепло-│исполнитель-│ │жений │работы по на-│картотека │ │ │ │вых цехов │ная схема │ │ │рядам и рас- │дефектов и │ │ │ │ │основных │ │ │поряжениям │неполадок с │ │ │ │ │трубопрово- │ │ │ │оборудова- │ │ │ │ │дов │ │ │ │нием │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │Начальник │Оперативный │Журнал тех-│Карта установок│Журнал распо-│Журнал уче- │Журнал или │-«- │ │смены цеха │журнал │нологичес- │технологических│ряжений │та работы │картотека │ │ │тепловой │ │ких защит и│защит и сигна- │ │по нарядам │дефектов и │ │ │автоматики │ │автоматики │лизации и карты│ │и распоря- │неполадок с │ │ │ │ │и журнал │заданий авторе-│ │жениям │оборудовани-│ │ │ │ │технических│гуляторам │ │ │ем │ │ │ │ │средств АСУ│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │Начальник │Оперативная │Оперативный│Журнал распоря-│Журнал учета │Журнал или │-«- │-«- │ │смены хими-│исполнитель-│журнал │жений │работы по на-│картотека │ │ │ │ческого │ная схема │ │ │рядам и рас- │дефектов и │ │ │ │цеха │химводоочис-│ │ │поряжениям │неполадок с │ │ │ │ │тки │ │ │ │оборудова- │ │ │ │ │ │ │ │ │нием │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │Диспетчер │Суточная │Оперативный│Журнал или кар-│Журнал релей-│Карты уста- │Журнал рас- │-«- │ │электросети│оперативная │журнал │тотека заявок │ной защиты, │новок защи- │поряжений │ │ │ │исполнитель-│ │на вывод из ра-│автоматики и │ты и авто- │ │ │ │ │ная схема │ │боты оборудова-│телемеханики │матики │ │ │ │ │(схема — │ │ния, находяще- │ │ │ │ │ │ │макет) │ │гося в управле-│ │ │ │ │ │ │ │ │нии и ведении │ │ │ │ │ │ │ │ │диспетчера │ │ │ │ │ │ │ │ │энергосистемы │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │Дежурный │Суточная │То же │Журнал заявок │То же │То же │То же │Журнал де- │ │подстанции │оперативная │ │на вывод из ра-│ │ │ │фектов и не-│ │с постоян- │исполнитель-│ │боты оборудова-│ │ │ │поладок с │ │ным дежур- │ная схема │ │ния │ │ │ │оборудовани-│ │ством, дис-│или схема — │ │ │ │ │ │ем │ │петчер рай-│макет │ │ │ │ │ │ │ │онной сети │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │Диспетчер │Оперативная │То же │То же │Температурные│Журнал рас- │Журнал │-«- │ │теплосети │исполнитель-│ │ │и пьезометри-│поряжений │дефектов и │ │ │ │ная схема │ │ │ческие графи-│ │неполадок с │ │ │ │трубопрово- │ │ │ки работы се-│ │оборудовани-│ │ │ │дов │ │ │тей │ │ем │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │Дежурный │Суточная │То же │То же │- │- │То же │Журнал учета│ │инженер │оперативная │ │ │ │ │ │работ по на-│ │района │исполнитель-│ │ │ │ │ │рядам и рас-│ │тепловой │ная схема │ │ │ │ │ │поряжениям │ │сети │ │ │ │ │ │ │ │ └───────────┴────────────┴───────────┴───────────────┴─────────────┴────────────┴────────────┴────────────┘

1.7.12. На рабочих местах оперативно — диспетчерского персонала в цехах электростанции, на щитах управления с постоянным дежурством персонала, на диспетчерских пунктах должны вестись суточные ведомости.

1.7.13. Административно — технический персонал в соответствии с установленными графиками осмотров и обходов оборудования должен проверять оперативную документацию и принимать необходимые меры к устранению дефектов и нарушений в работе оборудования и персонала.

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

ленты с записями показаний регистрирующих приборов — 3 года;

магнитофонные записи оперативных переговоров в нормальных условиях — 10 сут., если не поступит указание о продлении срока;

магнитофонные записи оперативных переговоров при авариях и других нарушениях в работе — 3 мес., если не поступит указание о продлении срока.

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 развитием 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 энергообъекте) 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 инструктивных и методических материалов, необходимых для функционирования АСУ;

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

1.8.11. Обслуживающий персонал по каждой АСУ кроме проектной и заводской должен вести техническую и эксплуатационную документацию по утвержденному 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 энергоустановок СИ должен обеспечивать контроль за техническим состоянием оборудования и режимом его работы; учет прихода и расхода ресурсов, выработанных, затраченных и отпущенных, электроэнергии и 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 АСУ 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, тепловой 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 измерений 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 сети, 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 «Инструкцией 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 целях 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 типовых 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 для 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 для 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 обеспечивать соответствие оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей правилам устройства и безопасной эксплуатации, ППБ и ПТБ, беречь и охранять имущество предприятий и организаций.

1.13.5. 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 и сооружения — за каждое нарушение, происшедшее по их вине;

начальники смен, а также дежурный и оперативно — ремонтный персонал, диспетчеры электрических и тепловых сетей, энергосистем, объединенных и единой энергосистем — за нарушения, допущенные ими или 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 град. C — ежедневно.

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

2.2. Производственные здания, сооружения

и санитарно — технические устройства

2.2.1. Производственные здания и сооружения 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 быть организованы наблюдения за осадками фундаментов зданий, сооружений и оборудования: в первый год эксплуатации — 3 раза, во второй — 2 раза, в дальнейшем до стабилизации осадок фундаментов — 1 раз в год, после стабилизации осадок (1 мм в год и менее) — 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 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 энергообъектов 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 должно 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 каменно — набросных 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 подземных 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, сползание 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 застройки 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 горно — мелиоративные 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 обработки 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 в 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 электростанций должен проводиться контроль за:

напряженным состоянием анкерного и сводового 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 деформации 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 сработки водохранилища перед половодьем и его последующего наполнения должен обеспечивать:

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

благоприятные условия для сброса через сооружения 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 пиротехнических 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 быта 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 более 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 устройства 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 наблюдения, 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 должны 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 воя.

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 окалываться 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 должен 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 открытое 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, указанного 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 или 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 находящимся 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 направляющие 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 3 6 10 16 30 и менее 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, записанных 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 град. C 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 бить 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 в 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 и 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/куб. дм; при вводе кислоты непосредственно в циркуляционную воду щелочность ее поддерживать не ниже 2,0 — 2,5 мг — экв/куб. дм; 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 3 фосфатов в пересчете на PO — поддерживать в пределах 2,0 — 2,7 4 мг/куб. дм;

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

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/куб. дм.

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/куб. дм. 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/куб. дм.

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/куб. дм 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 град. C по сравнению с требуемой по нормативной характеристике должны быть приняты меры к выяснению и устранению причин недоохлаждения.

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

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

Антикоррозионное покрытие металлических конструкций, 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 куб. м/ч на 1 кв. м площади орошения, а температура воды на выходе из градирни — не ниже 10 град. C.

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

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

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

3.4.24. В случае временного вывода из эксплуатации градирен с элементами конструкций из дерева, 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 соответствии 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 поддерживаться не ниже 10 град. C, а в помещении дробильных устройств — не ниже 15 град. C.

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

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 уплотнений, 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 CO) 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 град. C, 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 дня 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/кв. см (0,8 — 1,3 МПа), температура 200 — 250 град. C.

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

4.1.33. На мазутосливе (в цистернах, лотках и приемных емкостях) мазут должен подогреваться до температуры, обеспечивающей нормальную работу перекачивающих насосов. Температура мазута в приемных емкостях и резервуарах не должна быть выше 90 град. C.

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

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

4.1.36. 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 град. ВУ (16 кв. мм/с), для паровых и ротационных форсунок 6 град. ВУ (44 кв. мм/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, хранение 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 быта 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 быта 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 град. ВУ (12 кв. мм/с), при использовании воздушных (паровых) форсунок — 3 град. ВУ (20 куб. мм/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 его 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, ГРАД. C

┌───────────────┬───────────────────────────────────┬────────────┐ │ Топливо │ Установка с прямым вдуванием, │Установка с │ │ │ за сепаратором при сушке │пылевым бун-│ │ ├─────────────────┬─────────────────┤кером, при │ │ │ воздухом │ дымовыми газами │сушке │ │ ├────────┬────────┼────────┬────────┼──────┬─────┤ │ │системы │системы │системы │системы │возду-│дымо-│ │ │с молот-│со сред-│с молот-│с мель- │хом │выми │ │ │ковыми │неходны-│ковыми │ницами -│ < * > │газа-│ │ │мельни- │ми мель-│мельни- │вентиля-│ │ми │ │ │цами │ницами │цами │торами │ │ < ** > │ ├───────────────┼────────┼────────┼────────┼────────┼──────┼─────┤ │Экибастузский │210 │150 │- │- │130 │150 │ │уголь │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │Тощий уголь │180 │150 │- │- │130 │150 │ │ │ │ │ │ │ │ │ │Кузнецкие │130 │130 │180 │- │ 80 │130 │ │каменные угли │ │ │ │ │ │ │ │марок ОС и СС │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │Другие каменные│130 │130 │180 │- │ 70 │130 │ │угли │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │Фрезерный торф │ 80 │- │150 │150 │- │- │ │ │ │ │ │ │ │ │ │Канско — ачин- │ 80 │- │180 │220 │ 70 │120 │ │ские, азейские,│ │ │ │ │ │ │ │райчихинские, │ │ │ │ │ │ │ │башкирский │ │ │ │ │ │ │ │бурые угли │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │Другие бурые │100 │- │180 │220 │ 70 │120 │ │угли │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │Сланцы │100 │- │180 │- │- │- │ │ │ │ │ │ │ │ │ │Лигниты │- │- │- │220 │- │- │ │ │ │ │Антрацитовый │не нормируется │ │штыб │ │ └───────────────┴────────────────────────────────────────────────┘

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

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

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 действующей 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 пылеприготовления с бункером │Системы пы- │ │сушильного │ пыли при сушке │леприготов- │ │ агента, ├──────────────────┬────────────────────┤ления прямо-│ │ тыс. куб. │воздушной и газо- │газовоздушной с за- │го вдувания │ │ м/ч │воздушной в случае│бором газов из газо-│с мельницами│ │ │установки перед │ходов за счет разре-│- вентилято-│ │ │мельницами дымосо-│жения, создаваемого │рами при га-│ │ │сов рециркуляции │мельничным вентиля- │зовоздушной │ │ │ │тором │сушке │ │ ├─────┬────────────┼─────┬──────────────┤ │ │ │с ШБМ│с мельницами│с ШБМ│ с мельницами │ │ │ │ │других типов│ │ других типов │ │ ├───────────┼─────┼────────────┼─────┼──────────────┼────────────┤ │До 50 │ 30 │ 25 │ 40 │ 35 │ 40 │ │51 — 100 │ 25 │ 20 │ 35 │ 30 │ 35 │ │101 — 150 │ 22 │ 17 │ 32 │ 27 │ 30 │ │Свыше 150 │ 20 │ 15 │ 30 │ 25 │ 25 │ └───────────┴─────┴────────────┴─────┴──────────────┴────────────┘

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

4.2.11. 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 или внутри оборудования струей воды, огнетушителем либо другим способом, могущим вызвать взвихривание пыли, запрещается.

4.3. Паровые и водогрейные котельные установки

4.3.1. При эксплуатации котлов должны быть обеспечены:

надежность и безопасность работы всего основного и вспомогательного оборудования;

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

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

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

минимально допустимые нагрузки;

допустимые выбросы вредных веществ в атмосферу.

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

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

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.

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

Если температура металла верха барабана превышает 140 град. C, заполнение его водой для гидроопрессовки запрещается.

4.3.7. Заполнение водой прямоточного котла, удаление из него воздуха, а также операции при промывке от загрязнений должны 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/кв. см (12 — 13 МПа) для котлов с рабочим давлением 140 кгс/кв. см (13,8 МПа) и 240 — 250 кгс/кв. см (24 — 25 МПа) для котлов на сверхкритическое давление.

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

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

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

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

4.3.11. Перед растопкой котла на газе должна быть 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/кв. см (3,9 МПа) и ниже — при избыточном давлении в коте около 1 кгс/кв. см (0,1 МПа) и перед включением в главный паропровод;

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

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

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

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

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

4.3.17. При растопках и остановах котлов должен быть организован контроль за температурным режимом барабана. Скорость прогрева и охлаждения нижней образующей барабана и перепад температур между верхней и нижней образующими барабана не должны превышать допустимых значений:

Скорость прогрева при растопке котла, град. C/10 мин. 30 Скорость охлаждения при останове котла, град. C/10 мин. 20 Перепад температур при растопке котла, град. C 60 Перепад температур при останове котла, град. C 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, град. C, поступающего в воздухоподогреватель, должна быть не ниже следующих значений:

┌──────────────────────────────────────────┬─────────────────────┐ │ Вид топлива │ Воздухоподогреватель│ │ ├───────────┬─────────┤ │ │ трубчатый │регенера-│ │ │ │тивный │ ├──────────────────────────────────────────┼───────────┼─────────┤ │Бурые угли (Sпр < = 0,4%), торф, сланцы │ 50 │ 30 │ │Канско — ачинскис бурые угли │ 65 │ — │ │Каменный уголь (Sпр < = 0,4%), антрациты │ 30 │ 30 │ │Экибастузский уголь (Sпр < = 0,4%) │ 75 │ 55 │ │Бурый уголь (Sпр > 0,4%) │ 80 │ 60 │ │Подмосковный бурый уголь (Sпр > 0,4%) │ 140 │ — │ │Каменный уголь (Sпр > 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 град. C.

В случае сжигания мазута с предельно малыми коэффициентами избытка воздуха на выходе из топки (менее 1,03) или применения эффективных антикоррозионных средств (присадок, материалов, покрытий) температура воздуха перед воздухоподогревателями может быть снижена 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 град. C.

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 град. C температура на поверхности обмуровки должна быть не более 45 град. C.

4.3.31. Топка и весь газовый тракт котлов должны быть плотными. Присосы воздуха в топку и в газовый тракт до выхода из пароперегревателя для паровых газомазутных котлов паропроизводительностью до 420 т/ч должны быть не более 5%, для котлов 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 или ремонт должны быть приняты меры для консервации поверхностей нагрева котла и калориферов в соответствии с действующими указаниями по консервации теплоэнергетического оборудования.

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

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

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

4.3.37. Спуск воды из остановленного котла с естественной циркуляцией разрешается после понижения давления в нем до 10 кгс/кв. см (1 МПа), а при наличии вальцовочных соединений — при температуре воды не выше 80 град. C. Из остановленного прямоточного котла разрешается спускать воду при давлении выше атмосферного, верхний предел этого давления должен быть установлен местной инструкцией в зависимости от системы дренажей и расширителей.

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

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

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

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

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

а) недопустимого < ** > 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 водоспускных 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.

< * > 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.

< ** > Под «недопустимым» повышением или понижением параметров здесь и далее понимаются указанные в местных инструкциях предельные значения, соответствующие уставкам защиты.

4.3.45. Котел должен быть остановлен по распоряжению технического руководителя электростанции с уведомлением диспетчера энергосистемы в случаях:

а) обнаружения свищей в трубах поверхностей нагрева, пароводоперепускных, а также водоспускных 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.

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 и 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;

удерживать частоту вращения ротора турбины ниже уровня настройки срабатывания автомата безопасности при мгновенном сбросе до нуля электрической нагрузки (в том числе при отключении генератора от сети), соответствующей максимальному расходу пара при номинальных его параметрах 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, 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% Nном, не более 10 в диапазоне нагрузок от 15% Nном 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/кв. см (0,25 МПа), кПа, не более 5 при давлении в отборе (противодавлении) 2,5 кгс/кв. см (0,25 МПа) и выше, %, не более 2.

< * > Для турбин типа Р степень неравномерности допускается 4,5 — 6,5%.

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

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

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/кв. см (0,5 кПа) из-за загрязнений поверхностей охлаждения;

контроль за чистотой поверхности охлаждения и трубных досок конденсатора;

контроль за расходом охлаждающей воды (непосредственным измерением расхода или по тепловому балансу конденсаторов), оптимизация расхода охлаждающей воды в соответствии с ее Температурой и паровой нагрузкой конденсатора;

проверка плотности вакуумной системы и ее уплотнение;

присосы воздуха (кг/ч) в диапазоне изменения паровой нагрузки конденсатора 40 — 100% должны быть не выше значений, определяемых по формуле

Gв = 8 + 0,065N,

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 энергообъекта.

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 к разгону турбины;

неисправности одного из масляных насосов смазки, регулирования, уплотнений генератора и устройств их автоматического включения (АВР);

отклонения качества масла от норм на эксплуатационные масла или 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/кв. см (60 кПа).

4.4.26. При эксплуатации турбоагрегатов средние квадратические значения виброскорости подшипниковых опор должны быть не выше 4,5 -1 мм x с . При превышении нормативного значения вибрации должны быть приняты меры к ее снижению в срок не более 30 сут. -1 При вибрации свыше 7,1 мм x с эксплуатировать турбоагрегаты -1 более 7 сут. запрещается, а при вибрации 11,2 мм x с 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 -1 опор, или двух компонентов вибрации одной опоры на 1 мм x с и более от любого начального уровня. Турбина должна быть разгружена и остановлена, если в течение 1 — 3 сут. произойдет плавное возрастание любого компонента вибрации -1 одной из опор подшипников на 2 мм x с . Эксплуатация турбоагрегата при низкочастотной вибрации недопустима. При появлении низкочастотной вибрации, превышающей 1 -1 мм x с , 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 -1 1500 об./мин.; изменение вибрации на 1 — 2 мм x с 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 безинжекторных 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;

-1 д) увеличения вибрации опор выше 7,1 мм x с ;

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

ж) обнаружения течей масла из подшипников, трубопроводов и арматуры, создающих опасность возникновения пожара;

з) обнаружения свищей на неотключаемых для ремонта участках трубопроводов пароводяного тракта;

и) отклонения качества свежего пара по химическому составу от норм;

к) обнаружения недопустимой концентрации водорода в картерах подшипников, токопроводах, маслобаке, а также превышающей норму утечки водорода из корпуса 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 котлов < * > . При этом в местные инструкции должны быть внесены соответствующие дополнения.

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

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.

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 град. C; обеспечивать беспомпажную работу компрессоров;

иметь степень статической неравномерности регулирования частоты вращения генераторного вала в пределах 4 — 5% номинальной (возможное повышение степени неравномерности для улучшения условий эксплуатации ГТУ конкретных типоразмеров должно быть указано в технических условиях;

минимальная местная степень статической неравномерности должна быть не ниже 2%);

иметь степень нечувствительности при любой нагрузке не более 0,2% номинальной частоты вращения.

Возможность и продолжительность работы ГТУ с отклонениями от нормальной частоты вращения должна быть регламентирована техническими условиями на ГТУ.

4.6.3. Импульс по температуре, используемый в системах регулирования и защиты, должен быть выработан малоинерционными датчиками (термоэлектрическими пирометрами или другими измерительными устройствами с динамической коррекцией в случае необходимости), установленными в характерных сечениях тракта и обеспечивающими представительное определение температуры.

4.6.4. Устройства защиты от недопустимого повышения температуры газов после каждой ступени сгорания должны быть настроены на срабатывание при температуре, указанной в технических условиях на ГТУ.

4.6.5. Автоматы безопасности должны быть отрегулированы на срабатывание при повышении частоты вращения роторов на 10 — 12% выше номинальной или до значения, указанного в технических условиях на ГТУ.

4.6.6. При эксплуатации ГТУ должны быть выполнены мероприятия, обеспечивающие снижение запыленности засасываемого в компрессор воздуха (засев свободных площадок травами, устройство газонов, асфальтирование дорог, сооружение средств полива и т.п.) и исключающие возможность попадания собственных или посторонних выбросов в воздухозаборное устройство.

4.6.7. Система очистки воздуха должна обеспечивать компрессор ГТУ воздухом при остаточной среднегодовой запыленности не более 0,3 мг/кв. м, в этом воздухе концентрация пыли с размером частиц более 20 мкм должна быть не выше 0,03 мг/куб. м. Допускается (в периоды повышенной запыленности) кратковременная, не более 100 ч в год, концентрация пыли до 5 мг/куб. м с частицами размером не более 30 мкм. Состояние воздушных фильтров при эксплуатации должно регулярно контролироваться. Не допускается вынос из них масла или других материалов во всасывающий тракт ГТУ. Не реже 2 раз в месяц воздушные фильтры должны быть осмотрены и очищены от пыли и шлама (если ГТУ работает в базовом режиме, то при ее ближайшем плановом останове).

4.6.8. Система фильтрации воздуха должна быть оборудована байпасными клапанами двустороннего действия, открывающимися автоматически при превышении допустимого перепада давлений на фильтрах или появления избыточного давления в камере фильтров.

4.6.9. Обледенение воздушных фильтров и проточной части компрессоров не допускается. При необходимости воздухозаборные тракты ГТУ должны быть оборудованы устройствами, предотвращающими обледенение.

4.6.10. Стопорные и регулирующие топливные клапаны ГТУ должны быть плотными. Клапаны должны расхаживаться на полный ход перед каждым пуском, а также ежедневно на часть хода при непрерывной работе, если это предусмотрено инструкцией.

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 оснований 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 ацетата должны производиться не реже 1 раза в месяц.

4.6.30. При эксплуатации ГТУ средние квадратические значения виброскорости подшипниковых опор турбин, компрессоров, -1 турбогенератора и возбудителя должны быта не выше 4,5 мм x с . При превышении нормативного значения вибрации должны быть приняты меры к ее снижению в срок не более 30 сут. -1 При вибрации свыше 7,1 мм x с эксплуатировать ГТУ более 7 -1 сут. запрещается, а при вибрации 11,2 мм x с 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 -1 мм x с и более от любого начального уровня. Газотурбинная установка должна быть разгружена и остановлена, если в течение 1 — 3 сут. произойдет плавное возрастание любого -1 компонента вибрации одной из опор подшипников на 2 мм x с .

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 водоповоротного 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: для котельного и турбинного отделений.

Распределение по подгруппам, группам должно осуществляться через самостоятельные аппараты защиты, 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 град. C, относительная влажность не более 90%. В аварийных режимах, характеризующихся образованием течей технологического оборудования, температура и относительная влажность допускаются соответственно 75 град. C 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 град. C и 40 — 80%. В аварийных режимах, обусловленных неисправностью систем кондиционирования воздуха, указанные параметры могут быть соответственно 35 град. C 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 технических средств, входящих в информационные и вычислительные комплексы с ЭВМ, должен осуществляться, как правило, на специализированных предприятиях по заводской технологии.

В случае выполнения ремонта специализированным предприятием ответственность за сдачу средств в ремонт и приемку их из ремонта должен нести персонал цеха ТАИ 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 проверка 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, включая 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 регуляторов допускается только в случаях, указанных в инструкциях по эксплуатации.

4.7.21. Технологическое оборудование должно соответствовать требованиям настоящих Правил и техническим условиям заводов — изготовителей автоматизированного оборудования.

4.7.22. По каждому контуру регулирования, введенному в эксплуатацию, на электростанции должны быть данные, необходимые для 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 доведения 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 обеспечить 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 pH котловой воды раствором едкого натра. На котлах давлением 40 — 100 кгс/кв. см (3,9 — 9,8 МПа) разрешается применение трилонной обработки котловой воды взамен фосфатирования.

4.8.10. На котлах давлением до 70 кгс/кв. см (7 МПа) при необходимости более глубокого удаления кислорода из питательной воды в дополнение к термической деаэрации можно проводить обработку питательной воды сульфитом натрия или гидразином.

На котлах давлением 70 кгс/кв. см (7 МПа) и выше обработка конденсата или питательной воды должна производиться только гидразином, кроме котлов с кислородными водно — химическими режимами 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 pH питательной воды должно осуществляться вводом аммиака.

Химический контроль

4.8.11. Химический контроль на электростанции должен обеспечивать:

своевременное выявление нарушений режимов работы водоподготовительного, теплоэнергетического и теплосетевого оборудования, приводящих к коррозии, накипеобразованию и отложениям;

определение качества или состава воды, пара, конденсата, отложений, реагентов, консервирующих и промывочных растворов, топлива, шлака, золы, газов, масел и сточных вод;

проверку загазованности производственных помещений, баков, колодцев, каналов и других объектов;

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 град. C.

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 нормам < * > :

< * > Нормы качества пара и воды здесь и ниже по содержанию соединений натрия, железа и меди даны в пересчете соответственно на Na, Fe, Cu, аммиака к его соединений — в пересчете на NH3, кремниевой кислоты — в пересчете на SiO2 , фосфатов — в пересчете 3 на PO ; удельная электрическая проводимость приведена для 4 H-катионированной или дегазированной пробы в пересчете на 25 град. C, значение pH — также в пересчете на 25 град. C. Соединения натрия, мкг/куб. дм, не более 5 Кремниевая кислота, мкг/куб. дм, не более 15 Удельная электрическая проводимость, мкСм/см, не более 0,3 pH, не менее 7,5.

При нейтрально — кислородном водно — химическом режиме допускается значение pH не менее 6,5.

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

Общая жесткость, мкг-экв/куб. дм, не более 0,2 Соединения натрия, мкг/куб. дм, не более 5 Кремниевая кислота, мкг/куб. дм, не более 15 Соединения железа, мкг/куб. дм, не более 10 Растворенный кислород при кислородных режимах, мкг/куб. дм 100 — 400 Удельная электрическая проводимость, мкСм/см, не более 0,3 Соединения меди в воде перед деаэратором, мкг/куб. дм, не более 5 < * > Растворенный кислород в воде после деаэратора, мкг/куб. дм, не более 10 Значение pH 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/куб. дм, при режиме: гидразинно — аммиачном 20 — 60 гидразинном 80 — 100 пуска и останова до 3000 Содержание нефтепродуктов (до конденсатоочистки), мкг/куб. дм, не более 0,1.

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

4.8.17. На тех электростанциях с прямоточными котлами на давление пара 140 кгс/кв. см (13,8 МПа), где проектом не была предусмотрена очистка всего конденсата, выходящего из конденсатосборника турбины, допускается содержание соединений натрия в питательной воде и паре при работе котлов не более 10 мкг/куб. дм, общая жесткость питательной воды должна быть не более 0,5 мкг-экв/куб. дм, а содержание в ней соединений железа — не более 20 мкг/куб. дм.

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

4.8.19. При пуске энергоблока с прямоточным котлом после доведения нагрузки до заданной диспетчерским графиком или при подключении второго котла дубль — блока в течение первых 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/куб. дм 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/куб. дм по каждому из этих составляющих.

4.8.20. Среднее по всем точкам отбора качество насыщенного пара котлов с естественной циркуляцией, а также качество перегретого пара после всех устройств для регулирования его температуры должно удовлетворять следующим нормам:

Номинальное давление за котлом, кгс/кв. см (МПа) 40 (3,9) 100 (9,8) 140 (13,8) Содержание соединений натрия, мкг/куб. дм, не более: для ГРЭС 60 15 5 для ТЭЦ 100 25 5.

Содержание кремниевой кислоты для котлов давлением 70 кгс/кв. см (7 МПа) и выше на ГРЭС должно быть не более 15, на ТЭЦ — не более 25 мкг/куб. дм. Значение pH дня котлов всех давлений должно быть не менее 7,5.

Удельная электрическая проводимость должна быть: для котлов давлением 100 кгс/кв. см (9,8 МПа) не более 0,5 мкСм/см для дегазированной H-катионированной пробы или 1,5 мкСм/см для H-катионированной пробы;

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

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

Номинальное давление за котлом, кгс/кв. см (МПа) 40( 3,9) 100 (9,8) 140 (13,8) Общая жесткость, мкг-экв/куб. дм, не более, для котлов: на жидком топливе 5 1 1 на других видах топлива 10 3 1 Содержание соединений железа, мкг/куб. дм, 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/куб. дм, 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/куб. дм, не более 20 10 10 Содержание нефтепродуктов, мг/куб. дм, не более 0,5 0,3 0,3 Значение pH < * > 8,5 — 9,5 9,1 +/- 0,1 9,1 +/- 0,1 Номинальное давление за котлом, кгс/кв. см (МПа) 70 — 100 (7,0 — 9,8) 140(13,8) Содержание кремниевой кислоты, мкг/куб. дм, не более: для ГРЭС и отопительных ТЭЦ 80 30 для ТЭЦ с производственным отбором пара устанав- 60. ливается тепло- химичес- кими испыта- ниями

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

Содержание соединений натрия для котлов 140 кгс/кв. см (13,8 МПа) должно быть не более 50 мкг/куб. дм. 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 H-катионированной пробы для котлов давлением 140 кгс/кв. см (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/куб. дм; в период пуска и останова котла допускается содержание гидразина до 3000 мкг/куб. дм.

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

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

Суммарное содержание нитритов и нитратов для котлов давлением 140 кгс/кв. см (13,8 МПа) должно быть не более 20 мкг/куб. дм; для котлов давлением 100 кгс/кв. см (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/кв. см (7,0 МПа) и менее содержание нитратов не нормируется.

4.8.22. Качество питательной воды котлов с естественной циркуляцией давлением менее 40 кгс/кв. см (3,9 МПа) должно соответствовать ГОСТ 20995-75. Для электростанций, на которых установлены котлы с давлением пара, отличающимся от стандартизированных значений, нормы качества пара и питательной воды должны быть скорректированы 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/кв. см (13,8 МПа) по чистому отсеку — 0,5 — 2 мг/куб. дм, по солевому отсеку — не более 12 мг/куб. дм;

для котлов давлением 100 кгс/кв. см (9,8 МПа) и ниже по чистому отсеку 2 — 6 мг/куб. дм, по солевому отсеку — не более 30 мг/куб. дм.

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 pH котловой воды чистого отсека должно составлять:

для котлов давлением 140 кгс/кв. см (13,8 МПа) — 9,0 — 9,5;

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

Значение pH котловой воды солевого отсека должно составлять:

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

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

для котлов давлением 40 кгс/кв. см (3,9 МПа) — не более 11,8.

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

Для котлов давлением 140 кгс/кв. см (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/кв. см (9,8 МПа) и ниже в котловой воде солевого и чистого отсеков должно выполняться условие — Щ(фф) > = 0,5 Щ(общ).

В случае несоблюдения требуемых значений pH 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 размера продувки до 5%.

Периодические продувки котлов из нижних точек должны осуществляться при каждом пуске и останове котла, а также во время работы котлов по графику, разработанному электростанцией или службами 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/кв. см (25 МПа):

при увеличении удельной электрической проводимости до 0,5 мкСм/см, содержания соединений натрия до 10 мкг/куб. дм 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/куб. дм 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/куб. дм или снижении pH 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 pH 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 для котлов 140 кгс/кв. см (13,8 МПа) допускается увеличение избытка фосфатов до 12 мг/куб. дм.

В случае снижения в котловой воде значения pH 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/кв. см (13,8 — 25 МПа) должно отвечать следующим нормам, не более:

общая жесткость 0,5 мкг-экв/куб. дм; 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/куб. дм.

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

Содержание растворенного кислорода после конденсатных насосов должно быть не более 20 мкг/куб. дм.

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

Общая жесткость, мкг-экв/куб. дм 0,2 Содержание кремниевой кислоты, мкг/куб. дм 20 Содержание соединений натрия, мкг/куб. дм 15 Удельная электрическая проводимость, мкСм/см 0,5.

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

Общая жесткость, мкг-экв/куб. дм 1 Содержание кремниевой кислоты, мкг/куб. дм 100 Содержание соединений натрия, мкг/куб. дм 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/кв. см (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 H-Na-катионированием или добавлением кислоты остаточная общая щелочность химически очищенной воды должна быть в пределах 0,2 — 0,8 мг-экв/куб. дм.

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/куб. дм, свободной угольной кислоты — не более 2 мг/куб. дм.

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/куб. дм, не более 30 Общая жесткость при солесодержании исходной воды более 2000 мг/куб. дм, мкг-экв/куб. дм, не более 75 Содержание кислорода, мкг/куб. дм, 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/куб. дм 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/куб. дм 50 Содержание соединений железа, мкг/куб. дм 100 Содержание соединений меди, мкг/куб. дм 20 Содержание кремниевой кислоты, мкг/куб. дм 120 pH 8,5 — 9,5 Перманганатная окисляемость, мг O /куб. дм 5 2 Содержание нефтепродуктов, мг/куб. дм 0,5.

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

Если качество возвращаемого на электростанцию конденсата не обеспечивает норм качества питательной воды, должна быть предусмотрена очистка его до достижения этих норм.

4.8.39. Качество воды для подпитки тепловых сетей должно удовлетворять следующим нормам:

Содержание свободной угольной кислоты 0 Значение pH для систем теплоснабжения: открытых 8,3 — 9,0 < * > закрытых 8,3 — 9,5 < * > Содержание растворенного кислорода, мкт/куб. дм, не более 50 Количество взвешенных веществ, мг/куб. дм, не более 5 Содержание нефтепродуктов, мг/куб. дм, не более 1.

Карбонатный индекс Ик < ** > должен быть не выше значений, приведенных в табл. 4.3.

< * > Верхний предел значения pH 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 pH допускается не более 10,5 при одновременном 2 уменьшении значения карбонатного индекса до 0,1 (мг-экв/куб. дм) , нижний предел может корректироваться в зависимости от коррозионных явлений в оборудовании и трубопроводах систем теплоснабжения.

< ** > Карбонатный индекс Ик — предельное значение произведения общей щелочности и кальциевой жесткости воды (в мг-экв/куб. дм), выше которого протекает карбонатное накипеобразование с интенсивностью более 0,1 г/кв. м x ч).

Таблица 4.3

НОРМАТИВНЫЕ ЗНАЧЕНИЯ Ик ВОДЫ ДЛЯ ПОДПИТКИ

ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ

┌───────────────────────┬───────────────┬────────────────────────┐ │ Тип оборудования │ Температура │ 2 │ │ │нагрева сетевой│Ик (мг-экв/куб. дм) для│ │ │ воды, град. C │системы теплоснабжения │ │ │ ├───────────┬────────────┤ │ │ │ открытой │ закрытой │ ├───────────────────────┼───────────────┼───────────┼────────────┤ │Водогрейные котлы, ус- │ 70 — 100 │ 3,2 │ 3,0 │ │тановленные на электро-│ │ │ │ │станциях и в отопитель-│ │ │ │ │ных котельных < * > │101 — 120 │ 2,0 │ 1,8 │ │ │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 и сетевой воды водогрейных котлов, установленных в промышленных котельных, принимается по ОСТ 108.030.47-81.

Качество подпиточной воды открытых систем теплоснабжения (с непосредственным водоразбором) должно удовлетворять также требованиям ГОСТ 2874-82 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 подпиточной воде должно быть не более 50 мг/куб. дм в пересчете на SiO . 2 При силикатной обработке подпиточной воды предельная концентрация кальция должна определяться с учетом суммарной концентрации не только сульфатов (для предотвращения выпадения CaSO , но и кремниевой кислоты (для предотвращения выпадения 4 CaSiO ) для заданной температуры нагрева сетевой воды с учетом ее 3 превышения в пристенном слое труб котла на 40 град. C.

Непосредственная присадка гидразина и других токсичных веществ в подпиточную воду тепловых сетей и сетевую воду запрещается.

4.8.40. Качество сетевой воды должно удовлетворять следующим нормам:

Содержание свободной угольной кислоты 0 Значение pH для систем теплоснабжения: открытых 8,3 — 9,0 < * > закрытых 8,3 — 9,5 < * > Содержание соединений железа, мкг/куб. дм, не более, для систем теплоснабжения: открытых 0,3 < ** > закрытых 0,5 < ** > Содержание растворенного кислорода, мкг/куб. дм, не более 20 Количество взвешенных веществ, мг/куб. дм, не более 5 Содержание нефтепродуктов, мг/куб. дм, не более, для систем теплоснабжения: открытых 0,3 закрытых 1. ——————————— < * > Верхний предел допускается только при глубоком умягчении воды. Для закрытых систем водоснабжения с разрешения АО-энерго верхний предел значения pH допускается не более 10,5 при одновременном уменьшении значения карбонатного индекса до 0,1 2 (мг-экв/куб. дм) , нижний предел может корректироваться в зависимости от коррозионных явлений в оборудовании и трубопроводах систем теплоснабжения.

< ** > По согласованию с санитарными органами допускается 0,5 мг/куб. дм.

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/куб. дм, растворенного кислорода — до 30 и взвешенных веществ — до 15 мг/куб. дм. Карбонатный индекс Ик должен быть не выше значений, приведенных в табл. 4.4.

Таблица 4.4

НОРМАТИВНЫЕ ЗНАЧЕНИЯ Ик СЕТЕВОЙ ВОДЫ < * >

┌───────────────────────────┬────────────────┬───────────────────┐ │ Оборудование │ Температура │ 2│ │ │нагрева сетевой │Ик(мг-экв/куб. дм) │ │ │ воды, град. C │ │ ├───────────────────────────┼────────────────┼───────────────────┤ │Водогрейные котлы, │ 70 — 100 │ 3,2 │ │установленные на │ 101 — 120 │ 2,0 │ │электростанциях и в │ 121 — 130 │ 1,5 │ │отопительных котельных │ 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 подпитке теплосети натрий — катионированной водой 2 значение Ик не должно превышать 0,5 (мг-экв/куб. дм) для температур нагрева сетевой воды 121 — 150 град. C и 1,0 2 (мг-экв/куб. дм) для температур 70 — 120 град. C.

При открытых системах теплоснабжения по согласованию с органами санитарно — эпидемиологической службы допускается отступление от ГОСТ 2874-82 по показателям цветности до 70 град. и содержанию железа до 1,2 мг/куб. дм 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 металла 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 показаний указателей положения (УП) регулирующей арматуры на щитах управления ее фактическому положению;

наличие смазки подшипников, узлов приводных механизмов, винтовых пар шпиндель — резьбовая втулка, в редукторах электроприводов арматуры.

4.9.5. При заполнении средой неостывших паропроводов должен осуществляться контроль разности температур стенок трубопровода и рабочей среды, которая должна быть выдержана в пределах расчетных значений.

4.9.6. Система дренажей должна обеспечивать полное удаление влаги при прогреве, остывании и опорожнении трубопроводов, для чего последние должны иметь уклон горизонтальных участков не менее 0,004 (по ходу движения среды), сохраняющийся до температуры, соответствующей насыщению при рабочем давлении среды. При 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 и арматуры должна быть в исправном состоянии. Температура на ее поверхности при температуре окружающего воздуха 25 град. C должна быть не более 45 град. C.

Тепловая изоляция фланцевых соединений, арматуры и участков трубопроводов, подвергающихся периодическому контролю (сварные соединения, бобышки для измерения ползучести и т.п.), должна быть съемной.

Тепловая изоляция трубопроводов, расположенных на открытом воздухе и вблизи масляных баков, маслопроводов, мазутопроводов, должна иметь металлическое или другое покрытие для предохранения ее от пропитывания влагой или горючими нефтепродуктами. Трубопроводы, расположенные вблизи кабельных линий, также должны иметь металлическое покрытое.

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

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 град. C.

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

На электростанциях с открытой компоновкой электрофильтров в районах с расчетной температурой отопления минус 15 град. C 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 установок — оптимальным расходом орошающей воды и температурой газа после аппаратов не менее чем на 15 град. C 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 золоотвалов 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 проверены 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 для 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/кв. см (+/- 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 град. C 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 град. C. 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/куб. м, 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 другого 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 потокораспределение 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 СанПиН N 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 град. C при отключенных системах теплопотребления.

4.12.18. Наружная поверхность трубопроводов и металлических конструкций тепловых сетей (балки, опоры, мачты, эстакады и др.) должна быть защищена стойкими антикоррозионными покрытиями.

Ввод в эксплуатацию тепловых сетей после окончания строительства или капитального ремонта без наружного антикоррозионного покрытия труб и металлических конструкций запрещается.

4.12.19. Трубопроводы тепловых сетей, арматура, компенсаторы и фланцевые соединения должны быть покрыты тепловой изоляцией в соответствии с проектом.

Применение в тепловых сетях гидрофильной засыпной изоляции, а также набивной изоляции при прокладке трубопроводов в гильзах (футлярах) запрещается.

4.12.20. Ввод в эксплуатацию тепловых сетей при неработающем понижающем дренаже запрещается.

4.12.21. Проходные каналы, а также крупные узловые камеры, в которых установлено электрооборудование, должны иметь электроосвещение согласно «Правилам устройства электроустановок». Приточно — вытяжная вентиляция проходных каналов должна быть в исправном состоянии.

4.12.22. Все соединения труб тепловых сетей должны быть сварными, за исключением мест применения фланцевой арматуры.

Использование для компенсаторов и арматуры хлопчатобумажных и пеньковых набивок запрещается.

4.12.23. При надземной прокладке тепловых сетей задвижки с электроприводами должны быть размещены в помещении или заключены в кожухи, защищающие арматуру и электропривод от атмосферных осадков и исключающие доступ посторонних лиц.

4.12.24. Присоединение к тепловым сетям установок горячего водоснабжения с неисправными регуляторами температуры воды, а также теплопотребляющих систем с неисправными приборами учета запрещается.

4.12.25. Для контроля за состоянием оборудования тепловых сетей и режимом их работы регулярно по графику должен 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 или полностью закрытом положении; регулировать ими расход теплоносителя запрещается.

4.12.30. Среднегодовая утечка теплоносителя из водяных тепловых сетей должна быть не более 0,25% среднегодового объема воды в тепловой сети и присоединенных к ней системах теплопотребления в час независимо от схемы их присоединения (за исключением систем горячего водоснабжения, присоединенных через водоподогреватели). 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 град. C.

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 отпуска 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 град. C; для открытых схем горячего водоснабжения не ниже 60 град. C.

4.12.37. Гидравлические режимы водяных тепловых сетей должны разрабатываться ежегодно для отопительного и летнего периодов; для открытых систем теплоснабжения в отопительный период режимы должны разрабатываться при максимальном водоразборе из подающего и обратного трубопроводов и при отсутствии водоразбора.

Мероприятия по регулированию расхода воды у потребителей должны быть составлены для каждого отопительного сезона.

Очередность сооружения новых магистралей и насосных станций, предусмотренных схемой теплоснабжения, должна определяться с учетом реального роста присоединяемой тепловой нагрузки, для чего в организации, эксплуатирующей тепловую сеть, должны быть разработаны гидравлические режимы системы теплоснабжения на ближайшие 3 — 5 лет.

В тепловых сетях должны быть предусмотрены мероприятия для обеспечения теплоснабжения потребителей при выходе из строя насосных станций и отдельных участков основных магистралей.

4.12.38. Давление воды в любой точке подающей линии водяных тепловых сетей, 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/кв. см (50 кПа) невскипание воды при ее максимальной температуре.

Давление воды в обратной линии водяных тепловых сетей при работе сетевых насосов должно быть в любой точке не ниже 0,5 кгс/кв. см (50 кПа). Давление воды в обратной линии должно быть не выше допустимого для трубопроводов и оборудования источника тепла, тепловых сетей и тепловых пунктов и для непосредственно присоединенных систем теплопотребления.

4.12.39. Статическое давление в системах теплоснабжения должно быть таким, чтобы обеспечивать заполнение водой трубопроводов тепловой сети, а также всех непосредственно присоединенных систем теплопотребления. Статическое давление должно быть не выше допустимого для трубопроводов и оборудования источника тепла, тепловых сетей и тепловых пунктов и непосредственно присоединенных систем теплопотребления. Статическое давление должно быть определено условно для температуры воды от 1 до 100 град. C.

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 возможности 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, уменьшение 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 ресурса < * > . Техническое диагностирование оборудования, отработавшего парковый ресурс, проводится ВТИ или АО «Фирма ОРГРЭС».

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

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.

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 проведения контроля. Производственная инструкция по представлению 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 резервных возбудителях должна быть обеспечена форсировка возбуждения кратностью не ниже 1,3 номинального напряжения 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 уплотнений 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/кв. см (50 кПа) и выше — 98%, при избыточном давлении водорода до 0,5 кгс/кв. см (50 кПа) — 95%.

Температура точки росы водорода в корпусе генератора при рабочем давлении должна быть не выше 15 град. C и всегда ниже температуры воды на входе в газоохладители.

Температура точки росы газа в корпусе генератора с полным водяным охлаждением должна быть не выше значения, устанавливаемого заводской инструкцией по эксплуатации.

5.1.12. Содержание кислорода в водороде в корпусе генератора (синхронного компенсатора) 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%. Рабата 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/кв. см (100 кПа) должны быть не более 20%, а при большем избыточном давлении допускаются не более +/- 0,2 кгс/кв. см (+/- 20 кПа).

5.1.15. На всасывающих магистралях маслонасосов синхронных компенсаторов при работе на водородном охлаждении должно быть обеспечено избыточное давление масла не менее 0,2 кгс/кв. см (20 кПа).

5.1.16. Давление масла в уплотнениях при неподвижном и вращающемся роторе генератора должно превышать давление водорода в корпусе машины. Низший и высший пределы перепада давлений должны указываться в инструкции завода — изготовителя.

5.1.17. В системе маслоснабжения уплотнений вала турбогенераторов должны быть постоянно включены в работу регуляторы давления масла (уплотняющего, прижимного, компенсирующего).

Опломбирование запорной арматуры системы маслоснабжения уплотнений 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 определяются 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│ Косвенное │Непосредственное охлаждение│ │ перегрузки, │охлаждение обмотки│ обмотки статора │ │ мин., не более │ 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 перегрузки, │ Турбогенераторы │ │ мин., не более ├───────────────┬──────────────┤ │ │ ТВФ, │ ТГВ, ТВВ │ │ │кроме ТВФ-120-2│ (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 x А и ниже, 15% — при мощности свыше 125 МВ x А.

Для гидрогенераторов с непосредственным водяным охлаждением обмотки статора допускается разность токов в фазах 10%. Во всех случаях ни в одной из фаз ток не должен быть выше номинального.

5.1.27. Допускается кратковременная работа турбогенераторов в асинхронном режиме без возбуждения при сниженной нагрузке. Для турбогенераторов с косвенным охлаждением обмоток допустима нагрузка в указанном режиме до 60% номинальной, а продолжительность работы при этом не более 30 мин.

Допустимая нагрузка и продолжительность работы в асинхронном режиме без возбуждения 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 основании нормативно — технических документов с учетом обеспечения устойчивости параллельной работы в сети.

При регулярной работе генератора в режиме недовозбуждения должно быть обеспечено автоматическое ограничение минимального тока возбуждения.

5.1.31. Работа генераторов с непосредственным жидкостным охлаждением обмоток при отсутствии циркуляции дистиллята или масла в обмотках во всех режимах, кроме режима холостого хода без возбуждения, запрещается.

В случае прекращения циркуляции охлаждающей жидкости в обмотках с непосредственным жидкостным охлаждением нагрузка должна быть автоматически снята в течение 2 мин. (если в инструкциях на отдельные типы генераторов не оговорены более жесткие требования), генератор должен быть отключен от сети и возбуждение снято.

5.1.32. Сопротивление изоляции всей цепи возбуждения генераторов и синхронных компенсаторов с газовым охлаждением обмотки ротора и с воздушным охлаждением элементов системы возбуждения, измеренное мегомметром 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 x см должна действовать предупредительная сигнализация, а при его снижении до 50 кОм x см генератор должен быть разгружен, отключен от сети и возбуждение снято.

5.1.34. Сопротивление изоляции подшипников и корпусов уплотнений вала генераторов, синхронных компенсаторов и возбудителей при полностью собранных маслопроводах, измеренное при монтаже или ремонте мегомметром на напряжение 1000 В, должно быть не менее 1 МОм, а для подпятников и подшипников гидрогенераторов — не менее 0,3 МОм, если в инструкциях не оговаривается более жесткая норма.

Исправность изоляции подшипников и уплотнений вала турбогенераторов, подшипников синхронных компенсаторов с воздушным охлаждением и возбудителей, а также подшипников и подпятников гидрогенераторов (если позволяет конструкция последних) должна проверяться не реже 1 раза в месяц.

Исправность изоляции подшипников синхронных компенсаторов с водородным охлаждением должна быть проверена при капитальном ремонте.

5.1.35. Для предотвращения повреждений генератора, работающего в блоке с трансформатором, при неполнофазных отключениях или включениях выключателя генератор должен быть отключен смежными выключателями секции или системы шин, к которой присоединен блок.

5.1.36. Вибрация подшипников турбогенераторов должна соответствовать требованиям п. 4.4.26, а крестовин и подшипников гидрогенераторов — требованиям п. 3.3.12 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 газоохладителей, а также оборудования системы подачи и слива охлаждающего дистиллята вне генератора должен осуществлять турбинный или котлотурбинный цех.

На тех электростанциях, где имеется специализированный ремонтный цех, ремонт указанного оборудования должен выполнять этот цех.

5.1.42. Капитальные и текущие ремонты генераторов должны быть совмещены с капитальными и текущими ремонтами турбин.

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 для 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 быта 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.

Электродвитатель 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 град. C или номинальной нагрузки независимо от температуры масла и отключаться при понижении температуры масла до 50 град. C, 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/кв. см (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 град. C и отключена при понижении температуры масла до 10 град. C, 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 град. C, с естественным масляным охлаждением М и охлаждением Д — не выше 95 град. C; у трансформаторов с охлаждением Ц температура масла на входе в маслоохладитель должна быть не выше 70 град. C.

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 град. C. 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 град. C, после чего должна быть включена система циркуляции масла. В аварийных условиях допускается включение трансформатора на полную нагрузку независимо от температуры окружающего воздуха;

при системе охлаждения с направленным потоком масла в обмотках трансформаторов НДЦ, НЦ в соответствии с заводскими инструкциями.

5.3.18. Переключающие устройства РПН трансформаторов разрешается включать в работу при температуре верхних слоев масла минус 20 град. C и выше (для погружных резисторных устройств РПН) и минус 45 град. C и выше (для устройств РПН с токоограничивающими реакторами, а также для переключающих устройств с контактором, расположенным на опорном изоляторе вне бака трансформатора и оборудованным устройством искусственного подогрева).

Эксплуатация устройств РПН должна быть организована в соответствии с требованиями инструкций заводов — изготовителей.

5.3.19. 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 x 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 вице 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 град. C. 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 быта 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 сети 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 град. C), 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/кв. см (2 МПа) и не менее четырех для аппаратов с номинальным рабочим давлением 26 — 40 кгс/кв. см (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/кв. см (4 — 4,5 МПа) должна удаляться не реже 1 раза в 3 сут., а на объектах без постоянного дежурства персонала — по утвержденному графику.

Днища воздухосборников и 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/кв. см (23 МПа) должно осуществляться автоматически при каждом запуске компрессоров. Во избежание замерзания влаги нижние части баллонов и конденсатосборники должны быть установлены в теплоизоляционной камере с электроподогревом.

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 град. C при положительной температуре окружающего воздуха и не выше минус 40 град. C — 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.

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 электрооборудования».

5.5. Аккумуляторные установки

5.5.1. При эксплуатации аккумуляторных установок должны быть обеспечены их длительная надежная работа и необходимый уровень напряжения на шинах постоянного тока в нормальных и аварийных режимах.

5.5.2. При приемке вновь смонтированной или вышедшей из капитального ремонта аккумуляторной батареи должны быть проверены: емкость батареи током 10-часового разряда, качество заливаемого электролита, напряжение элементов в конце заряда и разряда и сопротивление изоляции батареи относительно земли. Батареи должны вводиться в эксплуатацию после достижения ими 100% номинальной емкости.

5.5.3. Аккумуляторные батареи должны эксплуатироваться в режиме постоянного подзаряда. Для батарей 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/куб. см при температуре 20 град. C.

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/куб. см.

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 град. C для батарей типа СК. Для батарей типа СИ температура должна быть не выше 35 град. C 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 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, б кОм в сети 60 В, 5кОм 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 град. C; на подстанциях без постоянного дежурства персонала и в случаях, если емкость батареи выбрана и рассчитана с учетом понижения температуры, допускается понижение температуры до 5 град. C.

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 установки < * >

< * > Установки напряжением 6 кВ и выше и частотой 50 Гц, предназначенные для выработки реактивной мощности и регулирования напряжения.

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.

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 град. C — для конденсаторов климатического исполнения У и Т;

минус 60 град. C — 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 электрооборудования» и заводскими инструкциями.

5.7. Воздушные линии электропередачи

5.7.1. При эксплуатации воздушных линий электропередач (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 или 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 год < * > . 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.

< * > 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.

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 » Типовой 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.

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.

5.7.24. 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 град. C.

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, проложенных в траншеях и каналах перед закрытием;

протокол прогрева кабелей на барабанах перед прокладкой при низких температурах;

акт проверки и испытания автоматических стационарных установок систем пожаротушения и пожарной сигнализации.

Кроме перечисленной документации при приемке в эксплуатацию кабельной линии напряжением 110 кВ и выше монтажной организацией должны быть дополнительно переданы энергообъекту:

исполнительные высотные отметки кабеля и подпитывающей аппаратуры (для линий 110 — 220 кВ низкого давления);

результаты испытаний масла во всех элементах линий;

результаты пропиточных испытаний;

результаты опробования и испытаний подпитывающих агрегатов на линиях высокого давления;

результаты проверки систем сигнализации давления;

акты об усилиях тяжения при прокладке;

акты об испытаниях защитных покровов повышенным напряжением после прокладки;

протоколы заводских испытаний кабелей, муфт и подпитывающей аппаратуры;

результаты испытаний устройств автоматического подогрева муфт;

результаты измерения тока по токопроводящим жилам и оболочкам (экранам) каждой фазы;

результаты измерения рабочей емкости жил кабелей;

результаты измерения активного сопротивления изоляции;

результаты измерения сопротивления заземления колодцев и концевых муфт.

При сдаче в эксплуатацию кабельных линий на напряжение до 1000 В должны быть оформлены и переданы заказчику: кабельный журнал, скорректированный проект линий, акты, протоколы испытаний и измерений.

5.8.8. Прокладка и монтаж кабельных линий всех напряжений, сооружаемых организациями других ведомств и передаваемых в эксплуатацию, должны быть выполнены под техническим надзором эксплуатирующей организации.

5.8.9. Каждая кабельная линия должна иметь паспорт 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 нарушений 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 соответствии 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 целей (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 находиться под напряжением только с включенной релейной защитой от всех видов повреждений. При выводе из работы или неисправности отдельных видов защит оставшиеся в работе устройства релейной защиты должны обеспечить полноценную защиту электрооборудования и линий электропередачи от всех видов повреждений. Если это условие не выполняется, должна быть осуществлена временная 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 мегомметром 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 мегомметра 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 установленном порядке с записью в журнале релейной защиты и электроавтоматики.

5.9.10. В службе РЗА на устройства РЗА, находящиеся в эксплуатации, должна быть следующая техническая документация:

паспорта — протоколы;

инструкции или методические указания по наладке и проверке;

технические данные об устройствах в виде карт уставок и характеристик;

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 (ЦЦУ 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. Реле, аппараты и вспомогательные устройства РЗА, за исключением тех, уставки которых изменяет оперативный персонал, разрешается вскрывать только работникам служб РЗА, электротехнической лаборатории электроцехов электростанций (ЭТЛ), эксплуатирующим эти устройства, или 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 непредусмотренные 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 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 связи, 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 линий 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 перенапряжений должны проводиться в соответствии с действующими «Нормами испытания электрооборудования».

5.11.6. Трубчатые разрядники и защитные промежутки должны осматриваться при обходах линий электропередачи. Срабатывание разрядников должно быть отмечено в обходных листах. Проверка трубчатых разрядников со снятием с опор должна проводиться 1 раз в 3 года.

Верховой осмотр без снятия с опор, а также дополнительные осмотры и проверки трубчатых разрядников, установленных в зонах интенсивного загрязнения, должны выполняться в соответствии с требованиями местных инструкций.

Ремонт трубчатых разрядников должен производиться по мере необходимости в зависимости от результатов проверок и осмотров.

5.11.7. В сетях с изолированной нейтралью или с компенсацией емкостных токов допускается работа воздушных и кабельных линий электропередачи с замыканием на землю 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 на 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 допускается 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 настройки 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 нейтрали до указанных значений должно быть осуществлено выравниванием емкостей фаз сети относительно земли (изменением взаимного положения фазных проводов, а также распределением конденсаторов высокочастотной связи между фазами линий).

При подключении к сети конденсаторов высокочастотной связи и конденсаторов молниезащиты вращающихся машин должна быть проверена допустимость несимметрии емкостей фаз относительно земли.

Пофазные включения и отключения воздушных и кабельных линий, которые могут приводить к напряжению смещения нейтрали, превышающему указанные значения, запрещаются.

5.11.12. 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 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 U1с + 0,3 (U0,1с — U1с), где U1с и U0,1с — допустимые повышения напряжения при длительности соответственно 1 и 0,1 с.

При одновременном воздействии повышения напряжения на несколько видов оборудования допустимым для электроустановки в целом является значение, наинизшее из нормированных для этих видов оборудования.

Таблица 5.3

ДОПУСТИМОЕ ПОВЫШЕНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННОЙ ЧАСТОТЫ

ОБОРУДОВАНИЯ В ЭЛЕКТРОСЕТЯХ 110 — 750 КВ

┌─────────────────────────┬──────────────┬───────────────────────┐ │ Оборудование │ Номинальное │Допустимое повышение │ │ │напряжение, кВ│напряжения при длитель-│ │ │ │ности воздействия, с │ │ │ ├─────┬─────┬─────┬─────┤ │ │ │1200 │ 20 │ 1 │ 0,1 │ ├─────────────────────────┼──────────────┼─────┼─────┼─────┼─────┤ │Силовые трансформаторы и │110 — 500 │1,10 │1,25 │1,90 │2,00 │ │автотрансформаторы < * > │ │—- │—- │—- │—- │ │ │ │1,10 │1,25 │1,50 │1,58 │ │ │ │ │ │ │ │ │Шунтирующие реакторы и │110 — 330 │1,15 │1,35 │2,00 │2,10 │ │электромагнитные транс- │ │—- │—- │—- │—- │ │форматоры напряжения │500 │1,15 │1,35 │1,50 │1,58 │ │ │ │1,15 │1,35 │2,00 │2,08 │ │ │ │—- │—- │—- │—- │ │ │ │1,15 │1,35 │1,50 │1,58 │ │ │ │ │ │ │ │ │Коммутационные аппараты │110 — 500 │1,15 │1,60 │2,20 │2,40 │ │ < ** > , емкостные трансфор-│ │—- │—- │—- │—- │ │маторы напряжения, транс-│ │1,15 │1,60 │1,70 │1,80 │ │форматоры тока, конденса-│ │ │ │ │ │ │торы связи и шинные опоры│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │Вентильные разрядники │110 — 220 │1,15 │1,35 │1,38 │- │ │всех типов │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │Вентильные разрядники │330 — 500 │1,15 │1,35 │1,38 │- │ │типа РВМГ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │Вентильные разрядники │330 — 500 │1,15 │1,35 │1,45 │- │ │типа РВМК │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │Вентильные разрядники │330 — 500 │1,15 │1,35 │1,70 │- │ │типа РВМК-П │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │Силовые трансформаторы и │750 │1,10 │1,25 │1,67 │1,76 │ │автотрансформаторы < * > │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │Шунтирующие реакторы, │750 │1,10 │1,30 │1,88 │1,98 │ │коммутационные аппараты │ │ │ │ │ │ │ < ** > , трансформаторы нап-│ │ │ │ │ │ │ряжения и тока, конденса-│ │ │ │ │ │ │торы связи и шинные опоры│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │Вентильные разрядники │750 │1,15 │1,36 │1,40 │- │ │ │ │ │ │ │ │ │Ограничители перенапряже-│110 — 220 │1,39 │1,58 │1,65 │- │ │ний нелинейные │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.

< ** > Независимо от значений, указанных в таблице, собственное восстанавливающееся напряжение на контактах выключателя должно быть ограничено: по условию отключения неповрежденной фазы линии при несимметричном КЗ — до 2,4 или 2,8 (в зависимости от исполнения выключателя, указанного в технических условиях) для оборудования 110 — 220 кВ и до 3,0 — для оборудования 330 — 750 кВ, по условию отключения ненагруженной линии — до 2,8 для оборудования 330 — 750 кВ.

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 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 напряжения в третий раз допускается лишь в случае, если это требуется ввиду аварийной ситуации, но не ранее чем через 4 ч.

Количество повышений напряжения длительностью 0,1 и 1 с не регламентировано. Не регламентировано также количество повышений напряжения для вентильных разрядников.

Для предотвращения повышения напряжения сверх допустимых значений в местных инструкциях должен быть указан порядок операций по включению и отключению каждой линии электропередачи 330 — 750 кВ и линий 110 — 220 кВ большой длины. Для линий 330 — 750 кВ и тех линий 110 — 220 кВ, где возможно повышение напряжения более 1,1 наибольшего рабочего, должна быть предусмотрена релейная защита от повышения напряжения.

В схемах, в том числе пусковых, в которых при плановых включениях линии возможно повышение напряжения более 1,1, а при автоматических отключениях более 1,4 наибольшего рабочего, рекомендуется предусматривать автоматику, ограничивающую до допустимых значение и продолжительность повышения напряжения.

5.12. Освещение

5.12.1. Рабочее, 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 11, 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/кв. м (2 кПа);

содержании водорода в кислороде 2%;

содержании кислорода в водороде 1%;

давлении в системах выше номинального;

межполюсных коротких замыканиях;

однополюсных коротких замыканиях на землю (для электролизеров с центральным отводом газов);

исчезновении напряжения на преобразовательных агрегатах (двигателях — генераторах) со стороны переменного тока.

При автоматическом отключении электролизной установки, а также повышении температуры электролита в циркуляционном контуре до 70 град. C, при увеличении содержания водорода в воздухе помещений электролизеров и датчиков газоанализаторов до 1% на щит управления должен подаваться сигнал.

После получения сигнала оперативный персонал должен прибыть на установку не позднее чем через 15 мин.

Повторный пуск установки после отключения ее технологической защитой должен осуществляться оперативным персоналом только после выявления и устранения причины отключения.

5.13.4. Электролизная установка, работающая без постоянного дежурства персонала, должна осматриваться не реже 1 раза в смену. Обнаруженные дефекты и неполадки должны регистрироваться в журнале (картотеке) и устраняться в кратчайшие сроки.

При осмотре установки оперативный персонал должен проверять:

соответствие 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 более 30 мкг/куб. дм, хлоридов не более 20 мкг/куб. дм и карбонатов не более 70 мкг-экв/куб. дм.

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 град. C.

5.13.11. При использовании кислорода для нужд электростанции его давление в ресиверах должно автоматически поддерживаться ниже давления водорода в них.

5.13.12. Перед включением электролизера в работу все аппараты и трубопроводы должны быть продуты азотом. Чистота азота для продувки должна быть не ниже 97,5%. Продувка считается законченной, если содержание азота в выдуваемом газе достигает 97%. Продувка аппаратуры электролизеров углекислым газом запрещается.

5.13.13. Подключение электролизера к ресиверам, находящимся под давлением водорода, должно осуществляться при превышении давления в системе электролизера по отношению к давлению в ресиверах не менее чем на 0,5 кгс/кв. см (50 кПа).

5.13.14. Для вытеснения воздуха или водорода из ресиверов должен применяться углекислый газ или азот. Воздух должен вытесняться углекислым газом до тех пор, пока содержание углекислого газа в верхней части ресиверов не достигнет 85%, а при вытеснении водорода — 95%.

Вытеснение воздуха или водорода азотом должно 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 град. C. Для оттаивания испаритель должен периодически по графику отключаться.

5.13.17. При отключении электролизной установки на срок до 1 ч разрешается оставлять аппаратуру под номинальным давлением газа, при этом сигнализация повышения разности давлений в регуляторах давления кислорода должна быть включена.

При отключении электролизной установки на срок до 4 ч давление газов в аппаратах должно быть понижено до 0,1 — 0,2 кгс/кв. см (10 — 20 кПа), а при отключении на срок более 4 ч аппараты и трубопроводы должны быть продуты азотом. Продувка должна выполняться также во всех случаях вывода электролизера из работы при обнаружении неисправности.

5.13.18. При работе на электролизной установке одного электролизера и нахождении 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.

5.14.2. 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, содержанию растворенного шлама, механических примесей и имеющего пробивное напряжение в соответствии с требованиями к свежему маслу и тангенс угла диэлектрических потерь (tgдельта) при температуре 90 град. C 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 фильтров трансформаторов мощностью свыше 630 кВ x А должны заменяться при достижении значения кислотного числа масла 0,1 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 x 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 tgдельта. Испытание на стабильность tgдельта пробы масла, отобранной из железнодорожной цистерны, в связи с его продолжительностью разрешается проводить после приема масла; слитое в баки масляного хозяйства — сокращенному анализу, находящееся в резерве — сокращенному анализу (не реже 1 раза в 3 года) и проверке на пробивное напряжение (1 раз в год).

В объем сокращенного анализа трансформаторного масла входит определение пробивного напряжения, температуры вспышки, кислотного числа, реакции водной вытяжки, 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 масла, 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 более 0,15%).

Условия окисления масла: температура испытания 120 +/- 0,5 град. C, время — 14 ч; скорость подачи кислорода — 200 куб. см/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 электронасосов 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) — измеренение 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 масла входит определение кислотного числа, наличия механических примесей, шлама и воды; огнестойкого масла — определение кислотного числа, содержания водорастворимых кислот, наличия воды, количественное определение содержания механических примесей экспресс — методом.

Визуальный контроль масла заключается в проверке его по внешнему виду на содержание воды, шлама и механических примесей для решения о необходимости его очистки.

5.14.15. 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-ЗО, 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 целей, 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 другого 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 (ЕЭС 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 (ОДУ ЕЭС России); в ОЭС — объединенное диспетчерское управление (ОДУ); в энергосистеме — центральная диспетчерская служба (ОДС); 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 релейной 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 электростанций и теплоисточников с учетом заданного коэффициента эффективности использования установленной мощности и наличия энергоресурсов по месяцам года;

разработку планов использования гидроресурсов гидроэлектростанций;

составление годовых и месячных планов ремонта основного оборудования электростанций, тепловых сетей и котельных, подстанций и линий электропередачи, устройств релейной защиты и автоматики;

разработку схем соединений электростанций, электрических и тепловых сетей для нормального и ремонтных режимов;

расчеты нормальных, ремонтных и послеаварийных режимов с учетом ввода новых генерирующих мощностей и сетевых объектов энергосистемы и выбора параметров настройки средств противоаварийной и режимной автоматики;

расчеты и определение максимально и аварийно допустимых значений перетоков мощности с учетом нормативных запасов устойчивости по линиям электропередачи (сечениям) для нормальных и ремонтных схем сети;

расчеты токов короткого замыкания, проверку соответствия схем и режимов электродинамической и термической устойчивости оборудования и отключающей способности выключателей, а также выбор параметров противоаварийной и режимной автоматики;

расчеты технико — экономических характеристик электростанций, теплоисточников, электрических и тепловых сетей для оптимального ведения режима;

уточнение инструкций для оперативного персонала по ведению режима и использованию средств противоаварийной и режимной автоматики;

определение потребности в новых устройствах автоматики.

6.2.4. Краткосрочное планирование режима ЕЭС России, ОЭС, энергосистем, электростанций, 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.) электростанций 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 ЦДУ 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 изменить график нагрузки электростанции, а также кратковременно (не более чем на 3 ч) график теплосети. Понижение температуры сетевой воды допускается до 10 град. C 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 РПН соответствие напряжения на выводах приемников в сетях 0,4 кВ требованиям ГОСТ 13109-87.

Настройка регуляторов напряжения и положения ответвлений ПБВ трансформаторов должны корректироваться в соответствии с изменениями сети и нагрузки.

Параметры настройки автоматических регуляторов и положения ответвлений ПБВ трансформаторов должны быть утверждены начальником диспетчерской службы 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 быть определены службами АО-энерго, ОДУ, ЦДУ ЕЭС 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 электростанции, 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 более 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 электростанции 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 для 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 напряжений;

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 потребителей (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 локализаций 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 переключений, утверждаемые техническими руководителями соответствующих АО-энерго и энергообъектов, должны хранится 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 операций 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 силовых трансформаторов 6 — 500 кВ;

зарядного тока и тока замыкания на землю воздушных и кабельных линий электропередачи;

зарядного тока систем шин, а также зарядного тока присоединений с соблюдением требований нормативно — технических документов.

В кольцевых сетях 6 — 10 кВ разрешается отключение разъединителями уравнительных токов до 70 А и замыкание сети в кольцо при разности напряжений на разомкнутых контактах разъединителей не более 5%.

Допускается отключение и включение трехполюсными разъединителями наружной установки при напряжении 10 кВ и ниже нагрузочного тока до 15 А.

Допускается дистанционное отключение разъединителями неисправного выключателя 220 кВ и выше, зашунтированного одним выключателем или цепочкой из нескольких выключателей других присоединений системы шин (схема четырехугольника, полуторная и т.п.), если отключение выключателя может привести к его разрушению и обесточению подстанции.

Допустимые значения отключаемых и включаемых разъединителями токов должны быть определены нормативно — техническими документами. Порядок и условия выполнения операций для различных электроустановок должны быть регламентированы местными инструкциями.

6.8.12. 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 энергообъектов 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 переключений, 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 и 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 на ней 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 КВ радиостанций) должны быть организованы в соответствии с действующими нормативно — техническими документами.

6.11.12. Структура и качественные показатели производственных телефонных сетей всех уровней должны соответствовать действующим нормативно — техническим документам по системам автоматизированной производственной телефонной связи 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 мегомметром 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 мегомметром 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.

Источник

Срок действия документа ограничен 31 декабря 2025 года.

Приложение

к приказу Министерства труда

и социальной защиты

Российской Федерации

от 15 декабря 2020 г. N 903н

ПРАВИЛА ПО ОХРАНЕ ТРУДА ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК

Список изменяющих документов

(в ред. Приказа Минтруда России от 29.04.2022 N 279н)

Источник

2.1.Техника
безопасности

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. Устройство , эксплуатация и
ремонт оборудования , зданий и сооружений
энергообъектов должны отвечать
требованиям нормативных актов по охране
труда.. 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.
На предприятиях должны быть разработаны
и утверждены инструкции по охране
труда как для работников отдельных
профессий так (электросварщиков ,
станочников , слесарей , электромонтёров
, лаборантов 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’’.
Каждый работник должен знать и строго
выполнять требования безопасности
труда , относящиеся к обслуживаемому
оборудованию и организации труда на
рабочем месте. Организация работы по
технике безопасности на энергопредприятиях
должна соответствовать отраслевому
положению о системе управления охраны
труда. Общее руководство работой по
технике безопасности и персональная
ответственность за неё возлагается на
первого руководителя энергообъекта.

Рис.2.1
Полюс масляного бакового выключателя
на 220, кВ

1
— бак;

2 — дугогасительная камера с
неподвижными контактами;

3
— изоляция бака;

4
— ввод;

5
— приводной механизм;

6
— трансформатор тока;

7
— направляющее устройство;

8
— изоляционная штанга;

9
— траверса с подвижными контактами

Рис.2.2
Дугогасительная камера с промежуточным
контактом и продольным дутьём

1
— промежуточный контакт с пружиной;

2
— неподвижный контакт с пружиной;

3
— верхняя полукамера, металлическая;

4
— детали соединения с токопроводящим
стержнем;

5
— гибкая связь;

6
— перегородка;

7
— нижняя полукамера, изоляционная;

8
— подвижный контакт

Рис.2.3
Вентильный разрядник

1
— фарфоровый кожух;

2
— вилитные диски;

3
и 4 — единичные искровые промежутки;

5
— фарфоровые цилиндры;

6
— спиральная пружина;

7
— озоностойкая резина;

8
— фланец;

9
— шунты

Рис.2.4
Блок с магнитными искровыми промежутками

Рис.2.5
Разъединитель горизонтально — поворотного
типа РНД3-2-110/220

1,2,4
и 12 — ножи;

3
и 14 — неподвижные контакты;

5
и 14 — изоляторы;

6
— подшипники;

7
— привод;

8
— вал;

9
и 10 — тяги;

11
— перемычка

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.
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 подобных случаев. о
несчастных случаях, их расследование
и учёт должны осуществляться в
соответствии с ‘‘Положением о
расследовании и учете несчастных
случаев на производстве’’. 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 требования
правил техники безопасности или
инструкции по охране труда . По материалам
расследования несчастных случаев со
смертельным исходом и групповых несчастны
случаев должны выпускаться обзоры
несчастных случаев , прорабатываемые
с персоналом энергообъектов, организаций
а также проводиться мероприятия ,
предусмотренные этими обзорами . Весь
персонал должен быть практически
обучен способам оказания первой
медицинской и экстремальной реанимационной
помощи , а также приёмам оказания
первой помощи пострадавшим
непосредственно на месте происшествия.
Ежегодно с применением современных
тренажёров должно проводиться обучение
персонала способом реанимации для
поддержания навыков по оказанию первой
медицинской помощи. 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
определённой работы , персонал несёт
ответственность за происшедший в связи
с этим несчастный случай.

2.2.Пожарная
безопасность

Устройство
и эксплуатация оборудования , зданий и
сооружений должны соответствовать
требованиям противопожарной безопасности
(ППБ). Энергообъекты должны быть
оборудованы сетями противопожарного
водоснабжения , установками обнаружения
и тушения пожара в соответствии с
требованиями нормативно-технических
документов. Каждый работник должен
чётко знать и выполнять требования
ППБ и установленный на энергообъекте
противопожарный режим , не допускать
лично и останавливать других лиц ,
которые могут привести к пожару или
загоранию . 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
тематики и объёмы противопожарных
тренировок должны определяться с
учётом того , что персонал должен
приобрести практические навыки тушения
пожаров во взаимодействии с пожарными
подразделениями , не прекращая управления
оборудованием. 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 средств пожаротушения .
Руководителем тушения пожара а
энергообъекте до прибытия первого
пожарного является старший смены
(начальник смены электростанции ,
дежурный инженер подстанции) или
руководитель энергообъекта.

2.3.Соблюдение
природоохранных требований

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 объёмов
потребления воды. Количество выбросов
загрязняющих веществ в атмосферу не
должно превышать 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. Напряжённость электрического и
магнитного полей не должна превышать
предельно допустимых уровней этих
факторов , шумовое воздействие -норм
звуковой мощности оборудования ,
установленных соответствующими
санитарными нормами и стандартами.
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. На каждом
энергообъекте должны быть разработаны
мероприятия по предотвращению аварийных
и иных выбросов и залповых выбросов и
сбросов в загрязняющих веществ в
окружающую среду. Энергообъекты , на
которых образуются токсичные отходы ,
должны обеспечивать их своевременную
утилизацию , обезвреживание и захоронение
на специализированных полигонах ,
имеющихся в распоряжении местной и
региональной администрации. Складирование
или захоронение отходов на территории
энергообъекта не допускается .
Эксплуатация электроустановок с
устройствами , не обеспечивающими
соблюдение установленных санитарных
норм и природоохранных требований ,
запрещается . Установки для очистки
и обработки загрязнённых сточных вод
должны быть приняты в эксплуатацию
до начала предпусковой очистки
теплоэнергетического оборудования .
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’’. Энергообъекты обязаны
контролировать и учитывать выбросы и
сбросы загрязняющих веществ , объёмов
, воды , забираемые и сбрасываемые в
водные источники , а также контролировать
напряжённость электрического и
магнитных полей в санитарно-защитной
зоне воздушных линий передач. Для
контроля за выбросами загрязняющих
веществ в окружающую среду , объёмами
забираемой и сбрасываемой воды каждый
энергообъект должен быть оснащён
постоянно действующими автоматическими
приборами. Электрические сети должны
быть оснащены приборами измерения
напряжённости электрического и магнитного
полей.

2.4.Силовые
трансформаторы

При
эксплуатации трансформаторов
(автотрансформаторов) должны выполняться
условия их надёжной работы. Нагрузки ,
уровень напряжения , температура
отдельных элементов трансформаторов
, характеристики масла и параметры
изоляции должны находиться в пределах
установленных норм ; устройства охлаждения
, регулирования напряжения , другие
элементы должны содержаться в исправном
состоянии. Стационарные средства
пожаротушения , маслоприёмники ,
маслоотводы и маслосборники должны
быть в исправном состоянии. На баках
трансформаторов наружной установки
должны быть указаны станционные
(подстанционные) номера. Такие же номера
должны быть на дверях и внутренних
трансформаторных пунктов и камер .
На баки однофазных трансформаторов
должны быть окрашены в светлые тона
красой , стойкой к атмосферным воздействиям
и воздействию масла. При масловодяном
охлаждении трансформаторов давление
масла в маслоохладителях должно давление
циркулирующей в них воды не менее чем
на 0,1 кг с/см^2 (10 кПа) при минимальном
уровне масла в расширителе трансформатора.
Должны быть предусмотрены меры для
предотвращения замора При номинальной
нагрузке температура верхних слоёв
масла должна быть у трансформаторов с
охлаждениемДЦ(принудительной циркуляцией
воздуха и масла) — не выше 75 С , с естественным
масляным , охлаждением М и охлаждением
Д (принудительной циркуляцией воздуха
и естественной циркуляцией масла) — не
выше 95 С ; у трансформаторов с охлаждением
Ц (циркуляцией воды и масла) температура
масла на входе в маслоохладитель
должна быть не выше 70 С. Допускается
продолжительная работа трансформаторов
(при мощности не более номинальной) при
напряжении на любом ответвлении обмотки
на 10 % выше номинального для данного
для данного ответвления. При этом
напряжение на любой обмотке должно быть
не выше наибольшего рабочего. Для
автотрансформаторов допустимое повышение
напряжения должно быть определено
заводом-изготовителем. Для масляных
трансформаторов допускается дополнительная
нагрузка по току любой обмотки на 5 %
номинального тока ответвления , если
напряжение на ответвлении не превышает
номинального. 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
, указанных в табл.1. При аварийном
отключении устройств охлаждения условия
работы трансформаторов определяются
требованиями заводской документации.

Длительность
перегрузок масляных трансформаторов

Перегрузка по току , %	30	45	60	75	100
Длительность перегрузки , мин.	120	80	45	20	10

Включение
в сеть трансформатора должно
осуществляться толчком на полное
напряжение. Осмотры трансформаторов
без отключения производятся в сроки ,
устанавливаемые техническим руководителем
энергообъекта в зависимости от их
назначения , места установки и
технического состояния . Ремонты
трансформаторов и их составных частей
выполняются по мере необходимости в
зависимости от их технического
состояния , определяемого испытаниями
и внешним осмотром.

2.5.Релейная
защита и электроавтоматика

Силовое
электрооборудование электростанций
, подстанций и электрических сетей
должно быть защищено от коротких
замыканий и нарушений нормальных
режимов устройствами релейной защиты
, автоматическими выключателями или
предохранителями и оснащено устройствами
электроавтоматики , в том числе
устройствами противоаварийной автоматики
, по принципам действия , установкам ,
настройке и выходным воздействиям
должны соответствовать схемам и режимам
работы энергосистемы . В эксплуатации
должны быть обеспечены условия нормальной
работы аппаратуры РЗА и вторичных
цепей. 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. О каждом случае неправильного
срабатывания или отказа срабатывания
устройств РЗА вышестоящая организация
, в управлении или ведении которой
находится устройство , должна быть
проинформирована. Силовое электрооборудование
и линии электропередачи могут находиться
под напряжением только с включенной
релейной защитой от всех видов повреждений.
При выводе из работы или неисправности
отдельных видов защит оставшиеся в
работе устройства релейной защиты
должны обеспечить полноценную защиту
электрооборудования и линий электропередачи
от всех видов повреждений. Если это не
выполняется , должна быть осуществлена
временная быстродействующая защита
или введено ускорение резервной защиты
, или присоединение должно быть отключено.
Реле , аппараты и вспомогательные
устройства РЗА , за исключением тех ,
установки 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. 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 и другие наглядные методы
контроля ,а также программ для сложных
переключений. Об операциях по этим
переключениям должна быть сделана
запись в оперативный журнал. На щитах
управления подстанций , а также на
панелях и шкафах переключающие устройства
в цепях РЗА должны быть расположены
наглядно , а однотипные операции с ними
должны производиться одинаково.

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]

Источник

Зарегистрировано в Минюсте России 6 декабря 2022 г. N 71384

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ПРИКАЗ

от 4 октября 2022 г. N 1070

ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ПРАВИЛ

ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ И СЕТЕЙ

РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ И О ВНЕСЕНИИ ИЗМЕНЕНИЙ В ПРИКАЗЫ

МИНЭНЕРГО РОССИИ ОТ 13 СЕНТЯБРЯ 2018 Г. N 757,

ОТ 12 ИЮЛЯ 2018 Г. N 548

В соответствии с абзацем вторым пункта 3 постановления Правительства Российской Федерации от 13 августа 2018 г. N 937 «Об утверждении Правил технологического функционирования электроэнергетических систем и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации» <1>, подпунктами «а» и «б» пункта 1 и пунктом 2(1) постановления Правительства Российской Федерации от 2 марта 2017 г. N 244 «О совершенствовании требований к обеспечению надежности и безопасности электроэнергетических систем и объектов электроэнергетики и внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации» <2> приказываю:

———————————

<1> Собрание законодательства Российской Федерации, 2018, N 34, ст. 5483.

<2> Собрание законодательства Российской Федерации, 2017, N 11, ст. 1562; 2018, N 34, ст. 5483.

1. Утвердить прилагаемые:

Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации согласно приложению N 1;

изменения, которые вносятся в приказы Минэнерго России от 13 сентября 2018 г. N 757 «Об утверждении Правил переключений в электроустановках» <3>, от 12 июля 2018 г. N 548 «Об утверждении требований к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок «Правила предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем и объектов электроэнергетики» <4>, согласно приложению N 2.

———————————

<3> Зарегистрирован Минюстом России 22 ноября 2018 г., регистрационный N 52754.

<4> Зарегистрирован Минюстом России 20 августа 2018 г., регистрационный N 51938, с изменениями, внесенными приказом Минэнерго России от 13 февраля 2019 г. N 99 (зарегистрирован Минюстом России 14 марта 2019 г., регистрационный N 54038).

2. Признать утратившими силу:

приказ Минэнерго России от 19 июня 2003 г. N 229 «Об утверждении Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации» <5>;

———————————

<5> Зарегистрирован Минюстом России 20 июня 2003 г., регистрационный N 4799.

изменения, которые вносятся в Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утвержденные приказом Минэнерго России от 19 июня 2003 г. N 229, утвержденные приказом Минэнерго России от 9 января 2019 г. N 2 <6>;

———————————

<6> Зарегистрирован Минюстом России 30 января 2019 г., регистрационный N 53624.

———————————

<7> Зарегистрирован Минюстом России 28 марта 2019 г., регистрационный N 54199.

———————————

<8> Зарегистрирован Минюстом России 28 марта 2019 г., регистрационный N 54200.

———————————

<9> Зарегистрирован Минюстом России 3 июня 2019 г., регистрационный N 54828.

3. Настоящий приказ вступает в силу по истечении трех месяцев со дня его официального опубликования, за исключением пункта 328 Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утвержденных настоящим приказом.

Пункт 328 Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утвержденных настоящим приказом, вступает в силу по истечении шести месяцев со дня его официального опубликования.

Министр

Н.Г.ШУЛЬГИНОВ

Приложение N 1

к приказу Минэнерго России

от 4 октября 2022 г. N 1070

ПРАВИЛА

ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ И СЕТЕЙ

РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

I. Общие положения

1. Настоящие Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации (далее — Правила) устанавливают требования к эксплуатации объектов по производству электрической энергии и объектов электросетевого хозяйства, функционирующих в составе Единой энергетической системы России и технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем, в части обеспечения надежности функционирования указанных электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и возможности их использования по функциональному назначению в составе указанных электроэнергетических систем.

2. Требования Правил распространяются на:

собственников и иных законных владельцев объектов по производству электрической энергии, в том числе функционирующих в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, и (или) объектов электросетевого хозяйства (далее — владелец объекта электроэнергетики) и принадлежащие им объекты по производству электрической энергии и объекты электросетевого хозяйства (далее — объекты электроэнергетики), за исключением принадлежащих потребителям электрической энергии объектов электросетевого хозяйства классом напряжения 0,4 кВ и ниже, присоединенных к электрическим сетям на уровне напряжения 0,4 кВ;

системного оператора и иных субъектов оперативно-диспетчерского управления в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах (далее — субъект оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике) — в части учета требований Правил при планировании и изменении технологического режима работы и эксплуатационного состояния объектов электроэнергетики в соответствии с Правилами оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 г. N 854 <10> (далее — Правила ОДУ), а также в части требований к взаимодействию субъектов оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике с владельцами объектов электроэнергетики при эксплуатации автоматических систем диспетчерского управления и каналов связи, технологически связанных с автоматизированными системами управления (далее — АСУ) и каналами связи, эксплуатируемыми такими владельцами.

———————————

<10> Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 52, ст. 5518; 2021, N 6, ст. 985.

3. В Правилах используются термины и определения в значениях, установленных законодательством Российской Федерации, а также термины и определения, указанные в приложении N 1 к Правилам.

II. Требования к организации технической эксплуатации

4. Техническая эксплуатация (далее — эксплуатация) объектов электроэнергетики должна включать:

ввод в работу в составе энергосистемы новых, реконструированных, модернизированных, технически перевооруженных объектов электроэнергетики в целом, нового (модернизированного) оборудования и устройств объектов электроэнергетики;

использование по функциональному назначению линий электропередачи (далее — ЛЭП), оборудования и устройств;

формирование, использование по назначению, хранение документации, указанной в Правилах;

оперативно-технологическое управление объектами электроэнергетики;

ремонт и техническое обслуживание зданий, сооружений, оборудования, устройств, ЛЭП;

формирование и поддержание в актуальном состоянии базы данных в электронном виде, содержащей техническое описание ЛЭП, оборудования и устройств объектов электросетевого хозяйства, приборов учета электрической энергии, в том числе описание мест установки приборов учета электрической энергии и коды (идентификаторы) точек поставки электрической энергии, на которых установлены приборы учета электрической энергии, с отображением электрической схемы соединения силового оборудования между собой с учетом нормального положения коммутационных аппаратов (далее — информационная модель объекта электросетевого хозяйства), и предоставление содержащихся в ней сведений при осуществлении информационного обмена;

консервацию, техническое перевооружение, модернизацию и реконструкцию объектов электроэнергетики в части, не относящейся к предмету законодательства Российской Федерации о градостроительной деятельности.

5. Владельцем объекта по производству электрической энергии организационно-распорядительным документом должна быть определена организационная структура управления каждым объектом по производству электрической энергии, а сетевой организацией — организационная структура управления объектами электросетевого хозяйства сетевой организации. Потребителем электрической энергии, эксплуатирующим объекты электроэнергетики, организационно-распорядительным документом должна быть определена организационная структура управления электрохозяйством потребителя.

В соответствии с организационной структурой управления должны быть распределены границы эксплуатационной ответственности и функции по обслуживанию и контролю за техническим состоянием ЛЭП, оборудования, устройств, зданий, сооружений и инженерно-технических коммуникаций объекта (объектов) электроэнергетики между структурными подразделениями, ответственными лицами владельца объекта электроэнергетики, а также определены должностные обязанности персонала, отвечающего за эксплуатацию и контроль технического состояния ЛЭП, оборудования, устройств, зданий и сооружений.

6. Собственник или иной законный владелец объектов электросетевого хозяйства (далее — владелец объектов электросетевого хозяйства) должен обеспечить формирование и поддержание в актуальном состоянии информационной модели объекта электросетевого хозяйства в соответствии с профилем информационной модели, определенным в соответствии с требованиями национального стандарта Российской Федерации ГОСТ Р 58651.2-2019 «Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Информационная модель электроэнергетики. Базисный профиль информационной модели» <11>, а для ЛЭП и оборудования объектов электросетевого хозяйства напряжением 110 кВ и выше — также национального стандарта Российской Федерации ГОСТ Р 58651.3-2020 «Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Информационная модель электроэнергетики. Профиль информационной модели линий электропередачи и электросетевого оборудования напряжением 110 — 750 кВ» <12>, в объеме, позволяющем эксплуатировать объекты электросетевого хозяйства в составе электроэнергетической системы.

———————————

<11> Утвержден и введен в действие приказом Росстандарта от 12 ноября 2019 г. N 1104-ст (М., Стандартинформ, 2019 г.).

<12> Утвержден и введен в действие приказом Росстандарта от 24 ноября 2020 г. N 1145-ст (М., Стандартинформ, 2020 г.).

Владелец объектов электросетевого хозяйства должен обеспечить предоставление сведений, содержащихся в цифровой информационной модели объекта электросетевого хозяйства, в формате, соответствующем требованиям национального стандарта Российской Федерации ГОСТ Р 58651.1-2019 «Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Информационная модель электроэнергетики. Основные положения» <13>, при осуществлении информационного обмена с владельцами других объектов электроэнергетики и субъектом оперативно-диспетчерского управления.

———————————

<13> Утвержден и введен в действие приказом Росстандарта от 12 ноября 2019 г. N 1103-ст (М., Стандартинформ, 2019 г.).

7. Владельцем объекта электроэнергетики должен быть организован контроль технического состояния ЛЭП, оборудования, устройств, зданий и сооружений для определения оптимальных форм и методов технического воздействия в соответствии с методикой оценки технического состояния основного технологического оборудования и линий электропередачи электрических станций и электрических сетей, утвержденной приказом Минэнерго России от 26 июля 2017 г. N 676 <14> (далее — Методика оценки технического состояния).

———————————

<14> Зарегистрирован Минюстом России 5 октября 2017 г., регистрационный N 48429, с изменениями, внесенными приказом Минэнерго России от 17 марта 2020 г. N 192 (зарегистрирован Минюстом России 18 мая 2020 г., регистрационный N 58367).

8. Владельцем объекта электроэнергетики должно быть организовано техническое освидетельствование объектов, подлежащих техническому освидетельствованию, в соответствии с Правилами проведения технического освидетельствования оборудования, зданий и сооружений объектов электроэнергетики, утвержденными приказом Минэнерго России от 14 мая 2019 г. N 465 <15> (далее — Правила проведения технического освидетельствования).

———————————

<15> Зарегистрирован Минюстом России 16 июля 2019 г., регистрационный N 55283.

Эксплуатация оборудования объектов электроэнергетики, подлежащего техническому освидетельствованию в соответствии с Правилами проведения технического освидетельствования, сверх установленного срока службы (срока эксплуатации) запрещается:

при отсутствии акта технического освидетельствования, устанавливающего условия и срок дальнейшей эксплуатации;

в случае принятия комиссией по проведению технического освидетельствования решения о невозможности дальнейшей эксплуатации оборудования объектов электроэнергетики, отраженного в акте технического освидетельствования.

9. В случае, когда в соответствии с Правилами требуется проведение осмотров ЛЭП, оборудования и устройств объектов электроэнергетики, выявленные при осмотре дефекты должны фиксироваться владельцем объекта электроэнергетики в журнале дефектов с определением ответственных за устранение таких дефектов лиц и сроков устранения дефектов.

10. Эксплуатация объектов электроэнергетики должна осуществляться с соблюдением требований Правил, Правил технологического функционирования электроэнергетических систем, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 13 августа 2018 г. N 937 <16> (далее — Правила технологического функционирования электроэнергетических систем), нормативных правовых актов Российской Федерации, устанавливающих требования к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики, утвержденных Минэнерго России в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 13 августа 2018 г. N 937 «Об утверждении Правил технологического функционирования электроэнергетических систем и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации» <17> и (или) постановлением Правительства Российской Федерации от 2 марта 2017 г. N 244 «О совершенствовании требований к обеспечению надежности и безопасности электроэнергетических систем и объектов электроэнергетики и внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации» <18> (далее — нормативные правовые акты, устанавливающие требования надежности и безопасности в сфере электроэнергетики, постановление N 244 соответственно), и на основании технической (в том числе инструктивной и оперативной) документации (далее — техническая документация), разработанной и утвержденной техническим руководителем объекта электроэнергетики, сетевой организации, потребителя электрической энергии (их обособленных подразделений) (далее — технический руководитель) в соответствии с требованиями Правил, а также с учетом требований проектной документации и документации организаций — изготовителей установленного на объекте электроэнергетики оборудования и устройств, конструктивных элементов ЛЭП.

———————————

<16> Собрание законодательства Российской Федерации, 2018, N 34, ст. 5483; 2021, N 6, ст. 985.

<17> Собрание законодательства Российской Федерации, 2018, N 34, ст. 5483; 2021, N 6, ст. 985.

<18> Собрание законодательства Российской Федерации, 2017, N 11, ст. 1562; 2022, N 18, ст. 3094.

При эксплуатации объектов электроэнергетики, входящего в их состав оборудования, проведении их испытаний (в том числе для целей определения или изменения параметров оборудования, включая установленную мощность), ремонта или технического обслуживания внесение владельцем объекта электроэнергетики изменений в состав и конструктивное исполнение энергетического и электротехнического оборудования, а также изменение значений технических характеристик и параметров такого оборудования допускается, если такие изменения не приводят к превышению расчетных нагрузок и воздействий, учтенных при проектировании указанного объекта электроэнергетики, и выходу параметров работы объекта электроэнергетики, оборудования за пределы допустимых по условиям безопасности значений, предусмотренных проектной документацией и документацией организаций — изготовителей оборудования.

11. Работа оборудования объектов электроэнергетики должна осуществляться с исправными и введенными в работу технологическими защитами и блокировками в соответствии с проектной документацией. Вывод из работы технологических защит допускается в случаях, предусмотренных проектной документацией, документацией организации-изготовителя и Правилами.

12. В случае заключения владельцем объекта электроэнергетики договора на выполнение работ, оказание услуг или иного договора гражданско-правового характера, по которому функции, права и обязанности по эксплуатационному (в том числе ремонтному, техническому или оперативному) обслуживанию объекта электроэнергетики (далее — функции по эксплуатационному обслуживанию) или их часть переданы другому лицу, такой владелец объекта электроэнергетики остается ответственным, в том числе перед третьими лицами, за организацию и обеспечение эксплуатации объекта электроэнергетики в соответствии с требованиями Правил.

В указанном случае владелец объекта электроэнергетики должен:

уведомить субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике (в случае если ЛЭП, оборудование и устройства, в отношении которых осуществляется передача функций по эксплуатационному обслуживанию или их части другому лицу, относятся к объектам диспетчеризации) и владельцев других объектов электроэнергетики, к которым присоединен указанный в абзаце первом настоящего пункта Правил объект электроэнергетики или отходящие от него ЛЭП, о планируемой и фактической передаче указанных функций или их части другому лицу не позднее чем за 2 месяца до планируемой даты передачи функций и не позднее 5 рабочих дней после такой передачи с предоставлением копии договора и (или) иного документа, определяющего распределение функций, прав и обязанностей по эксплуатационному обслуживанию между владельцем объекта электроэнергетики и привлеченным им лицом, в том числе по вопросам технологического взаимодействия с субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике и владельцами других объектов электроэнергетики;

уведомить указанных в абзаце третьем настоящего пункта Правил лиц о прекращении действия (расторжении, изменении) договора, по которому функции по эксплуатационному обслуживанию объекта электроэнергетики или их часть были переданы другому лицу, не позднее 5 рабочих дней со дня наступления указанных обстоятельств с приложением копий подтверждающих их документов.

III. Требования к вводу в работу объектов электроэнергетики,

их оборудования и устройств

13. Для первичного фактического приема (подачи) рабочего напряжения и мощности на ЛЭП и новое основное оборудование на вновь построенных, реконструированных, модернизированных, технически перевооруженных объектах электроэнергетики (постановки их под нагрузку или включения в транзит), а также фактического приема (подачи) рабочего напряжения и мощности на новое оборудование на действующих объектах электроэнергетики, в том числе после его замены (далее — ввод в работу), должны быть выполнены следующие мероприятия:

проведены индивидуальные испытания оборудования и функциональные испытания отдельных технологических систем;

получено временное разрешение органа федерального государственного энергетического надзора на допуск в эксплуатацию объекта электроэнергетики для проведения пусконаладочных работ и проведения комплексного опробования (в случае необходимости) — в случаях и порядке, установленных Правилами выдачи разрешений на допуск в эксплуатацию энергопринимающих установок потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, объектов электросетевого хозяйства, объектов теплоснабжения и теплопотребляющих установок, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 30 января 2021 г. N 85 <19> (далее — Правила выдачи разрешений на допуск в эксплуатацию);

———————————

<19> Собрание законодательства Российской Федерации, 2021, N 6, ст. 984; 2022, N 1, ст. 193.

проведены пробные пуски генерирующего оборудования;

проведено комплексное опробование ЛЭП и основного электротехнического оборудования;

проведены комплексные испытания генерирующего оборудования (включая комплексное опробование) — в объеме и порядке, предусмотренных Правилами проведения испытаний и определения общесистемных технических параметров и характеристик генерирующего оборудования, утвержденными приказом Минэнерго России от 11 февраля 2019 г. N 90 <20> (далее — Правила проведения испытаний и определения общесистемных технических параметров и характеристик генерирующего оборудования);

———————————

<20> Зарегистрирован Минюстом России 28 марта 2019 г., регистрационный N 54200, с изменениями, внесенными приказом Минэнерго России от 20 октября 2020 г. N 917 (зарегистрирован Минюстом России 17 декабря 2020 г., регистрационный N 61530).

получено разрешение органа федерального государственного энергетического надзора на допуск в эксплуатацию объектов электроэнергетики — в случаях и порядке, установленных Правилами выдачи разрешений на допуск в эксплуатацию;

выполнены мероприятия по вводу ЛЭП, оборудования и устройств объектов электроэнергетики в работу в составе энергосистемы, предусмотренные Правилами технологического функционирования электроэнергетических систем, нормативными правовыми актами, устанавливающими требования надежности и безопасности в сфере электроэнергетики.

14. Ввод в работу оборудования и устройств объектов электроэнергетики должен осуществляться в соответствии с требованиями Правил, с учетом особенностей ввода в эксплуатацию отдельных видов оборудования, устройств, систем объектов электроэнергетики, предусмотренных нормативными правовыми актами, устанавливающими требования надежности и безопасности в сфере электроэнергетики, а также законодательством Российской Федерации о техническом регулировании и законодательством Российской Федерации о промышленной безопасности опасных производственных объектов.

15. Ввод в работу и использование по функциональному назначению в составе энергосистемы части вновь построенного, реконструированного, модернизированного, технически перевооруженного объекта электроэнергетики допускается при соблюдении условий, установленных нормативными правовыми актами, устанавливающими требования надежности и безопасности в сфере электроэнергетики.

16. Индивидуальные и функциональные испытания оборудования и технологических систем должны проводиться по проектным схемам после окончания на этом оборудовании всех монтажных и строительных работ.

При индивидуальных испытаниях владельцем объекта электроэнергетики должно проводиться определение и проверка технических характеристик оборудования и (или) его составных частей на предмет соответствия требованиям проектной документации и документации организации-изготовителя без включения основного оборудования в сеть.

При функциональных испытаниях владельцем объекта электроэнергетики должна проводиться проверка функционирования технологических систем и устройств систем управления и контроля без включения оборудования в сеть.

Результаты индивидуальных и функциональных испытаний должны быть оформлены актами (протоколами) функциональных испытаний оборудования и технологических систем.

17. Выявленные при индивидуальных и функциональных испытаниях дефекты, допущенные в ходе строительства и монтажа, должны быть устранены владельцем объекта электроэнергетики до выполнения пробных пусков генерирующего оборудования и начала комплексного опробования ЛЭП, оборудования и устройств.

18. При пробных пусках генерирующего оборудования должны быть:

проверены работоспособность генерирующего оборудования и технологических схем, безопасность их эксплуатации;

проведены проверка и настройка систем контроля и управления, в том числе автоматических регуляторов, устройств защиты и блокировок, устройств сигнализации и контрольно-измерительных приборов (далее — КИП).

19. Перед пробным пуском генерирующего оборудования и первым включением в сеть основного электротехнического оборудования должны быть выполнены следующие условия:

укомплектован, обучен административно-технический, оперативный, оперативно-ремонтный, ремонтный и вспомогательный персонал с проведением обязательных форм работы с персоналом, предусмотренных Правилами работы с персоналом в организациях электроэнергетики Российской Федерации, утвержденными приказом Минэнерго России от 22 сентября 2020 г. N 796 <21> (далее — Правила работы с персоналом), разработаны и утверждены инструкции по эксплуатации, инструкции по охране труда и оперативные схемы, документация, предусмотренная пунктом 31 Правил;

———————————

<21> Зарегистрирован Минюстом России 18 января 2021 г., регистрационный N 62115.

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

введены в действие системы контроля и управления.

20. Дефекты и недостатки выполненных работ, выявленные в процессе пробных пусков, должны быть устранены владельцем объекта электроэнергетики до начала комплексного опробования.

Результаты пробных пусков должны быть учтены при документальном оформлении результатов испытаний генерирующего оборудования.

21. ЛЭП и основное электротехническое оборудование должны пройти комплексное опробование, при котором должна быть проверена их работа под нагрузкой совместно со вспомогательным оборудованием и устройствами.

Началом комплексного опробования объекта электроэнергетики считается включение его в сеть или под нагрузку.

Комплексное опробование оборудования по схемам, не предусмотренным проектной документацией, не допускается.

22. Генерирующее оборудование должно пройти комплексные испытания (включая комплексное опробование) для определения общесистемных технических параметров и характеристик генерирующего оборудования в соответствии с требованиями Правил проведения испытаний и определения общесистемных технических параметров и характеристик генерирующего оборудования. Результаты комплексных испытаний генерирующего оборудования должны быть оформлены в соответствии с Правилами проведения испытаний и определения общесистемных технических параметров и характеристик генерирующего оборудования.

23. Комплексное опробование ЛЭП и основного электротехнического оборудования считается успешно проведенным при условии нормальной и непрерывной работы под нагрузкой:

основного электротехнического оборудования электростанций и подстанций — в течение 72 часов;

ЛЭП — в течение 24 часов.

В отношении ЛЭП и электротехнического оборудования, входящих в состав коллекторной сети ветровой (солнечной) электростанции (далее — ВЭС (СЭС), комплексное опробование должно проводиться в соответствии с Правилами проведения испытаний и определения общесистемных технических параметров и характеристик генерирующего оборудования.

24. Комплексное опробование должно проводиться с включенными предусмотренными проектной документацией КИП, блокировками, устройствами сигнализации и дистанционного управления, защиты и автоматического регулирования, не требующими режимной наладки.

Выявленные в ходе комплексного опробования нарушения и дефекты должны быть устранены владельцем объекта электроэнергетики до ввода его в работу.

После комплексного опробования и устранения выявленных нарушений и дефектов владельцем объекта электроэнергетики должны быть оформлены акты о результатах комплексного опробования ЛЭП и основного электротехнического оборудования.

25. АСУ должны быть приняты в постоянную эксплуатацию.

При приемке в постоянную эксплуатацию АСУ должны быть проверены их работоспособность, функциональность и соответствие проектным решениям.

Вводу АСУ в постоянную эксплуатацию может предшествовать опытная эксплуатация такой системы продолжительностью не более 6 месяцев.

Приемка АСУ в постоянную эксплуатацию при наличии неустраненных замечаний, выявленных в период испытаний, запрещается.

26. По окончании работ по строительству, реконструкции, модернизации, техническому перевооружению объекта электросетевого хозяйства до ввода такого объекта в эксплуатацию владельцем объекта электросетевого хозяйства должны быть обеспечены сравнение фактических значений технических параметров и характеристик ЛЭП (в том числе длин пролетов, стрел провиса проводов и троса, значений ширины просеки, высоты основного лесного массива, координат опор), оборудования с проектными значениями и актуализация цифровой информационной модели объекта электросетевого хозяйства, сформированной в соответствии с пунктом 6 Правил.

IV. Требования к персоналу

27. Объект электроэнергетики, центр управления сетями (далее — ЦУС), центр управления ВЭС (СЭС), структурное подразделение потребителя электрической энергии, созданное в соответствии с пунктом 62 Правил, должны быть обеспечены (укомплектованы) работниками, обученными, прошедшими подготовку и обязательные формы работы с персоналом в соответствии с Правилами работы с персоналом.

28. Противоаварийные тренировки с персоналом объектов электроэнергетики, ЦУС, центра управления ВЭС (СЭС), структурного подразделения потребителя электрической энергии, созданного в соответствии с пунктом 62 Правил, должны быть организованы и проводиться в соответствии с Правилами проведения противоаварийных тренировок в организациях электроэнергетики Российской Федерации, утвержденными приказом Минэнерго России от 26 января 2021 г. N 27 <22>.

———————————

<22> Зарегистрирован Минюстом России 23 марта 2021 г., регистрационный N 62846.

V. Требования к техническому обслуживанию и ремонту

объектов электроэнергетики

29. Владельцами объектов электроэнергетики должны быть обеспечены:

организация и проведение технического обслуживания и ремонта принадлежащих им ЛЭП, оборудования, устройств объектов электроэнергетики в соответствии с требованиями к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок «Правила организации технического обслуживания и ремонта объектов электроэнергетики», утвержденными приказом Минэнерго России от 25 октября 2017 г. N 1013 <23> (далее — Правила ТОиР);

———————————

<23> Зарегистрирован Минюстом России 26 марта 2018 г., регистрационный N 50503, с изменениями, внесенными приказом Минэнерго России от 13 июля 2020 г. N 555 (зарегистрирован Минюстом России 23 октября 2020 г., регистрационный N 60538).

организация и проведение технического обслуживания устройств релейной защиты и автоматики (далее — РЗА) в соответствии с Правилами технического обслуживания устройств и комплексов релейной защиты и автоматики, утвержденными приказом Минэнерго России от 13 июля 2020 г. N 555 <24> (далее — Правила технического обслуживания устройств и комплексов РЗА);

———————————

<24> Зарегистрирован Минюстом России 23 октября 2020 г., регистрационный N 60538.

профилактические испытания оборудования.

30. Владельцы объектов электроэнергетики должны создавать аварийный запас оборудования объектов электроэнергетики, их запасных частей и материалов для устранения последствий аварий и технологических нарушений (отказов, неисправностей), возникающих в процессе эксплуатации объектов электроэнергетики.

Состав и объем оборудования, запасных частей и материалов, включаемых в аварийный запас, должны устанавливаться организационно-распорядительным документом, утверждаемым владельцем объектов электроэнергетики, на основании:

оценки вероятности отказа функционального узла или единицы оборудования, определяемой в соответствии с методическими указаниями по расчету вероятности отказа функционального узла и единицы основного технологического оборудования и оценки последствий такого отказа, утвержденными приказом Минэнерго России от 19 февраля 2019 г. N 123 <25>;

———————————

<25> Зарегистрирован Минюстом России 4 апреля 2019 г., регистрационный N 54277.

количества установленного однотипного оборудования;

минимальных норм аварийного запаса материалов и оборудования, приведенных в приложении N 9 к Правилам;

статистических данных о повреждениях объектов электроэнергетики на основании актов о расследовании причин аварий в электроэнергетике, статистических данных субъекта электроэнергетики о массовых отключениях объектов электросетевого хозяйства, вызванных воздействием неблагоприятных метеорологических явлений, формируемых в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 28 октября 2009 г. N 846 «Об утверждении Правил расследования причин аварий в электроэнергетике» <26>.

———————————

<26> Собрание законодательства Российской Федерации, 2009, N 44, ст. 5243; 2017, N 23, ст. 3320.

Владельцы объектов электроэнергетики должны осуществлять в соответствии с организационно-распорядительным документом, указанным в абзаце втором настоящего пункта Правил:

планирование объемов аварийного запаса, перечня оборудования и материалов с указанием функционального назначения и характеристик включаемых в данный перечень оборудования и материалов;

приобретение и обеспечение условий хранения аварийного запаса;

использование, пополнение и обновление аварийного запаса.

VI. Требования к технической документации

31. Для каждого объекта электроэнергетики при эксплуатации производственных зданий и сооружений, ЛЭП, оборудования и устройств владельцем объекта электроэнергетики должно быть обеспечено наличие и хранение следующей технической документации:

проектная, рабочая, приемо-сдаточная и исполнительная документация со всеми последующими изменениями;

технические паспорта ЛЭП, зданий, сооружений, технологических узлов и оборудования;

схемы электрических, тепловых соединений, технологических систем;

должностные инструкции персонала;

инструкции по охране труда, разрабатываемые и утверждаемые владельцем объекта электроэнергетики в соответствии с законодательством Российской Федерации об охране труда;

инструкции по эксплуатации производственных зданий и сооружений, ЛЭП, оборудования и устройств, в том числе инструкции по организации и осуществлению оперативно-технологического управления, по перечню, определяемому владельцем объекта электроэнергетики в соответствии с Правилами и нормативными правовыми актами, устанавливающими требования надежности и безопасности в сфере электроэнергетики;

оперативная документация (оперативные схемы, оперативный журнал, журнал распоряжений, диспетчерские и оперативные заявки (журнал (картотека) диспетчерских и оперативных заявок) на изменение технологического режима работы или эксплуатационного состояния ЛЭП, оборудования и устройств объектов электроэнергетики (далее — журнал диспетчерских и оперативных заявок), журнал РЗА, журнал телемеханики, журнал дефектов, журнал учета работ по нарядам и распоряжениям, журнал учета бригад, работающих на ЛЭП, журнал учета выдачи и возврата ключей от электроустановок);

документация по АСУ в соответствии с пунктом 48 Правил;

документация по РЗА в соответствии с главой XL Правил;

иной документации на отдельные виды ЛЭП и оборудования, предусмотренной Правилами.

32. Ведение и хранение технической документации должно осуществляться на бумажном носителе и (или) в электронном виде, в порядке, определенном владельцем объекта электроэнергетики с соблюдением требований к ведению и хранению документации, установленных Правилами технологического функционирования электроэнергетических систем (далее — требования к ведению и хранению документации).

33. Для объекта по производству электрической энергии, сетевой организации, потребителя электрической энергии в структурных подразделениях, обеспечивающих эксплуатацию оборудования объектов электроэнергетики и поддержание технологических режимов функционирования объектов электроэнергетики (далее — цеха и (или) отделы), должен быть установлен перечень инструкций, положений, технологических и оперативных схем для каждого цеха (или) отдела, подстанции, района, участка, лаборатории и службы (далее — перечень инструкций и схем). Перечень инструкций и схем должен быть утвержден техническим руководителем владельца объекта электроэнергетики.

34. В соответствии с перечнем инструкций и схем владельцем объекта электроэнергетики должно быть обеспечено наличие указанных в перечне инструкций и схем документов, в том числе в электронном виде, и организован доступ персонала к их использованию.

35. В ЦУС, центрах управления ВЭС (СЭС), структурных подразделениях потребителей электрической энергии, созданных в соответствии с пунктом 62 Правил, для оперативного персонала должен разрабатываться перечень документов на рабочих местах оперативного персонала, а на объектах электроэнергетики для оперативного, оперативно-ремонтного персонала — перечень документов на рабочих местах оперативного, оперативно-ремонтного персонала.

Перечни документов на рабочих местах оперативного, оперативно-ремонтного персонала должны утверждаться уполномоченным лицом владельца объекта электроэнергетики (его обособленного подразделения).

36. В соответствии с утвержденным перечнем документов на рабочих местах оперативного, оперативно-ремонтного персонала должно быть обеспечено наличие указанных в нем документов на рабочих местах указанного персонала в бумажном и (или) электронном виде и организован доступ такого персонала к их использованию.

37. Работники, для которых обязательно знание инструкций и иной технической документации, должны быть ознакомлены с указанной документацией и вносимыми в нее изменениями под роспись (путем получения собственноручной или электронной подписи работника) в порядке, определенном владельцем объекта электроэнергетики.

38. На рабочих местах оперативного, оперативно-ремонтного персонала дополнительно к перечню и документам в соответствии с пунктами 35 и 36 Правил в зависимости от организационной структуры управления объекта электроэнергетики, сетевой организации должна находиться следующая оперативная документация:

для начальника смены электростанции, цеха — оперативные схемы, оперативный журнал, журнал распоряжений, журнал диспетчерских и оперативных заявок, журнал РЗА и журнал телемеханики, журнал дефектов оборудования, журнал учета работ по нарядам и распоряжениям, журнал учета выдачи ключей;

для оперативного персонала электростанции — оперативные схемы, оперативный журнал;

для оперативного персонала подстанции — оперативные схемы, оперативный журнал, журнал распоряжений, журнал диспетчерских и оперативных заявок, журнал учета работ по нарядам и распоряжениям, журнал дефектов оборудования, журнал РЗА и журнал телемеханики, журнал выдачи и возврата ключей от электроустановок;

для оперативного персонала ЦУС — оперативные схемы, оперативный журнал, журнал распоряжений, журнал диспетчерских и оперативных заявок, журнал учета работ по нарядам и распоряжениям, журнал учета бригад, работающих на ЛЭП, журнал РЗА и журнал телемеханики;

для оперативного персонала структурных подразделений потребителя электрической энергии, созданных в соответствии с пунктом 62 Правил, — оперативные схемы, оперативный журнал, журнал распоряжений, журнал диспетчерских и оперативных заявок, журнал учета работ по нарядам и распоряжениям, журнал дефектов оборудования, журнал РЗА и журнал телемеханики;

для оперативного персонала центра управления ВЭС (СЭС) — оперативные схемы, оперативный журнал, журнал распоряжений, журнал диспетчерских и оперативных заявок, журнал РЗА и журнал телемеханики, журнал дефектов оборудования, журнал учета работ по нарядам и распоряжениям.

39. Допускается наличие у владельца объекта электроэнергетики и на рабочих местах оперативного, оперативно-ремонтного персонала:

одного журнала распоряжений или нескольких журналов распоряжений по отдельным функциональным направлениям деятельности структурных подразделений владельца объекта электроэнергетики;

отдельных журнала РЗА и журнала телемеханики или единого журнала РЗА и телемеханики.

Для оперативного персонала ЦУС допускается включение информации об учете работ по нарядам и распоряжениям и учете бригад, работающих на ЛЭП, в оперативный журнал вместо ведения отдельных журналов по указанным вопросам.

Допускается нахождение на рабочих местах оперативного, оперативно-ремонтного персонала иной оперативной документации, позволяющей персоналу осуществлять контроль за работой оборудования объекта электроэнергетики, вести учет работ по техническому обслуживанию и ремонту, испытаниям и измерениям.

40. Ведение оперативных схем должно осуществляться в электронном виде, на бумажном носителе или с помощью схем-макетов. Выбор способа ведения оперативных схем осуществляется владельцем объекта электроэнергетики в зависимости от условий эксплуатации объекта электроэнергетики.

41. Изменения в объектах электроэнергетики, входящих в их состав системах и оборудовании, выполненные в процессе эксплуатации, должны быть внесены в инструкции, схемы и чертежи до ввода в работу таких объектов, систем и оборудования за подписью уполномоченного лица владельца объекта электроэнергетики (его обособленного подразделения) с указанием его должности и даты внесения изменения.

Информация об изменениях в инструкциях, схемах и чертежах должна доводиться до сведения работников, для которых обязательно знание таких инструкций, схем и чертежей, в порядке, определенном владельцем объекта электроэнергетики.

Изменения номинальных параметров оборудования, в том числе установленной мощности, выполненные в процессе его эксплуатации, должны быть в срок не позднее 30 календарных дней со дня изменения номинальных параметров оборудования внесены в технические паспорта оборудования и учтены в производственных (местных) инструкциях, а также согласованы с организациями — изготовителями оборудования в случае, если необходимость такого согласования предусмотрена законодательством о техническом регулировании.

42. Техническая документация, перечни документов, используемых в работе, перечни документов на рабочем месте оперативного, оперативно-ремонтного персонала, исполнительные технологические схемы (чертежи), представляющие графическое представление последовательности основных стадий (операций) технологического процесса (далее — технологические схемы), и схемы первичных электрических соединений, инструкций должны актуализироваться не реже одного раза в три года с отметкой на них о произведенной проверке.

Оформление и пересмотр исполнительных схем РЗА должны осуществляться в соответствии с Правилами технического обслуживания устройств и комплексов РЗА.

43. Административно-технический персонал в соответствии с графиками осмотров и обходов должен осуществлять обходы и осмотры оборудования, зданий и сооружений, проверять наличие и содержание эксплуатационной документации на рабочих местах оперативного, оперативно-ремонтного персонала и обеспечивать принятие мер по устранению выявленных нарушений.

VII. Требования к эксплуатации средств

диспетчерского и технологического управления

и автоматизированных систем управления

44. Владельцами объектов электроэнергетики должна быть организована и осуществляться эксплуатация СДТУ, установленных на объектах электроэнергетики и в структурных подразделениях владельцев объектов электроэнергетики, в том числе обеспечено техническое и оперативное обслуживание СДТУ.

Владельцем объекта электроэнергетики должны быть определены работники, ответственные за оперативное и техническое обслуживание СДТУ и оперативное устранение нарушений в работе СДТУ в зоне его эксплуатационной ответственности.

Владельцы объектов электроэнергетики, осуществляющие между собой технологическое взаимодействие при осуществлении функций технологического управления (ведения), должны ежегодно обмениваться списками работников, указанных в абзаце втором настоящего пункта Правил. Владельцы объектов электроэнергетики, ЛЭП, оборудование и устройства которых отнесены к объектам диспетчеризации, должны ежегодно обмениваться списками таких работников с диспетчерскими центрами. При внесении изменений в указанные списки владельцы объектов электроэнергетики должны уведомлять об этом друг друга и диспетчерские центры не позднее чем за один рабочий день до ввода таких изменений в действие.

При оперативном обслуживании СДТУ владельцем объекта электроэнергетики должны быть обеспечены:

круглосуточный мониторинг эксплуатационного состояния СДТУ, фиксация изменений эксплуатационного состояния СДТУ и нарушений в работе СДТУ в оперативном журнале;

принятие мер по выявлению и устранению нарушений СДТУ, проверка работоспособности СДТУ после устранения нарушений.

мониторинг достоверности телеметрической информации, передаваемой с объекта электроэнергетики в диспетчерские центры субъекта оперативно-диспетчерского управления, центр управления сетями и (или) структурное подразделение владельца объекта электроэнергетики, осуществляющее функции технологического управления и ведения в отношении соответствующего объекта электроэнергетики, и принятие мер по восстановлению достоверной телеметрической информации.

45. Владельцами объектов электроэнергетики должно быть обеспечено функционирование на объектах электроэнергетики и в структурных подразделениях владельцев объектов электроэнергетики следующих АСУ:

автоматизированные системы управления технологическим процессом объекта электроэнергетики (далее — АСУ ТП);

автоматизированные системы технологического управления (далее — АСТУ).

46. В ЦУС, структурных подразделениях потребителей электрической энергии, созданных ими в соответствии с пунктом 62 Правил, центрах управления ВЭС (СЭС) должны создаваться и эксплуатироваться АСТУ.

АСТУ на основе данных из АСУ ТП и систем сбора и передачи информации объектов электроэнергетики (систем обмена технологической информацией объектов электроэнергетики с автоматизированной системой субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике), получаемых по каналам связи, организованным в соответствии с требованиями Правил технологического функционирования электроэнергетических систем, должны обеспечивать автоматизированное решение задач оперативно-технологического управления, указанных в главе VIII Правил.

Состав выполняемых АСТУ функций системы дистанционного управления ЛЭП, оборудованием, устройствами объектов электроэнергетики должен определяться владельцем объектов электроэнергетики. В случае, если дистанционное управление осуществляется субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, состав функций системы дистанционного управления ЛЭП, оборудованием, устройствами объектов электроэнергетики должен определяться с учетом требований пункта 74 Правил и согласовываться с субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике.

47. На объектах электроэнергетики, в ЦУС, центрах управления ВЭС (СЭС) и в структурных подразделениях потребителей электрической энергии, указанных в пункте 46 Правил, должно быть организовано хранение информации в объеме и в течение сроков хранения, установленных владельцем объекта электроэнергетики с учетом требований к ведению и хранению документации, требований проектной документации и функций, реализуемых АСУ.

48. Для каждой эксплуатируемой АСУ владельцем объекта электроэнергетики должны быть разработаны, утверждены и использоваться в работе:

инструкции по эксплуатации (руководства пользователя);

руководства по техническому обслуживанию;

схемы организации связи.

49. При организации эксплуатации АСУ владельцем объекта электроэнергетики должны быть определены обязанности структурных подразделений по обслуживанию комплекса технических средств и программного обеспечения в составе АСУ.

Перечень оборудования, обслуживаемого каждым структурным подразделением, с указанием границ обслуживания должен быть утвержден техническим руководителем владельца объекта электроэнергетики.

50. Организация эксплуатации программно-технических средств АСУ ТП и АСТУ должна обеспечивать для периода их эксплуатации, равного одному календарному году:

коэффициент готовности для АСТУ ЦУС, центров управления ВЭС, СЭС — не менее 0,9995;

коэффициент готовности для АСУ ТП подстанций, соответствующих критериям отнесения объектов электросетевого хозяйства к единой национальной (общероссийской) электрической сети, установленным постановлением Правительства Российской Федерации от 26 января 2006 г. N 41 <27>, и АСУ ТП электротехнической части электростанций, имеющих в составе распределительные устройства (далее — РУ) классом напряжения 220 кВ и выше, — не менее 0,9995.

———————————

<27> Собрание законодательства Российской Федерации, 2006; N 5, ст. 556; 2016, N 13, ст. 1825.

Организация эксплуатации программно-технических средств АСУ ТП объектов электроэнергетики, не указанных в настоящем пункте Правил, должна обеспечивать надежность, достаточную для достижения установленных целей функционирования АСУ ТП при заданных условиях применения с учетом вероятности возникновения нарушений в работе АСУ ТП вследствие аварии на объекте электроэнергетики.

51. Сетевыми организациями и иными владельцами объектов электросетевого хозяйства должны быть обеспечены функционирование и эксплуатация каналов связи объекта электросетевого хозяйства с ЦУС, организованных в соответствии с требованиями Правил технологического функционирования электроэнергетических систем.

52. Владельцами объектов электроэнергетики, оборудование и устройства которых относятся к объектам диспетчеризации диспетчерского центра субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике (далее — диспетчерский центр), должна быть организована передача в диспетчерские центры телеинформации в соответствии с Правилами технологического функционирования электроэнергетических систем. Для этого владельцем объекта электроэнергетики должны быть обеспечены функционирование и эксплуатация каналов связи с диспетчерскими центрами, организованных в соответствии с Правилами технологического функционирования электроэнергетических систем.

53. Сетевыми организациями, в которых созданы ЦУС, осуществляющие оперативно-технологическое управление в отношении ЛЭП, оборудования или устройств, относящихся к объектам диспетчеризации, должно быть организовано наличие и обеспечено функционирование каналов связи между ЦУС и диспетчерским центром для передачи телеметрической информации и телефонной связи для оперативных переговоров. Каналы связи должны быть организованы до узлов доступа сетей связи, определенных субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике.

54. Организация эксплуатации каналов связи, указанных в пунктах 51 — 53 и пункте 683 Правил, в том числе арендованных, должна обеспечивать коэффициент готовности одного канала связи не ниже 0,98 для периода его эксплуатации, равного одному календарному году.

Обобщенный средний коэффициент готовности систем связи, состоящих из двух независимых каналов связи, должен быть не ниже 0,9996 для периода их эксплуатации, равного одному календарному году.

55. В отношении каналов связи, организованных между объектами электроэнергетики и ЦУС, между объектами электроэнергетики и диспетчерским центром, между ЦУС разных сетевых организаций, между ЦУС и диспетчерским центром, каналов связи для ВЭС (СЭС), организованных в соответствии с пунктами 683, 686 Правил, а также в отношении функционально связанных АСУ различных владельцев объектов электроэнергетики и связанных с ними СДТУ субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике в соответствии с пунктом 40 Правил технологического функционирования электроэнергетических систем должны быть разработаны и утверждены двусторонние и (или) многосторонние документы, содержащие:

разграничение зон эксплуатационной ответственности;

исполнительные схемы организации связи;

регламенты по оперативному обслуживанию, техническому обслуживанию и ремонту АСУ (СДТУ).

Эксплуатация технических средств каналов связи, указанных в абзаце первом настоящего пункта Правил, и АСУ должна осуществляться в соответствии с исполнительными схемами организации каналов связи и зонами эксплуатационной ответственности, определенными совместными документами, утвержденными владельцами объектов электроэнергетики.

Документы, содержащие разграничение зон эксплуатационной ответственности каналов связи с диспетчерскими центрами, указанных в пунктах 52, 53, 683 Правил, должны утверждаться диспетчерским центром и владельцем объектов электроэнергетики.

56. Организация эксплуатации программно-аппаратных средств АСУ (СДТУ), за исключением исполнительных устройств, на объектах электроэнергетики, имеющих в своем составе РУ классом напряжения 35 кВ и выше, в ЦУС, центрах управления ВЭС (СЭС) и структурных подразделениях потребителей, указанных в пункте 46 Правил, должна обеспечивать функционирование АСУ (СДТУ) в течение не менее 30 минут при исчезновении напряжения питающей сети.

Исправность и работоспособность систем (устройств) гарантированного электропитания, обеспечивающих функционирование АСУ (СДТУ) при исчезновении напряжения питающей сети, должна проверяться в том числе на работу под нагрузкой по графику, утвержденному организационно-распорядительным документом владельца объекта электроэнергетики.

VIII. Требования к организации и осуществлению

оперативно-технологического управления

57. В отношении каждого объекта электроэнергетики, в том числе принадлежащего потребителям электрической энергии, владельцем объекта электроэнергетики должно быть организовано и осуществляться оперативно-технологическое управление, задачами которого являются:

планирование и управление технологическими режимами работы объектов электроэнергетики;

предотвращение развития и ликвидация нарушений нормального режима на объектах электроэнергетики;

изменение эксплуатационного состояния ЛЭП, оборудования и устройств;

подготовка к производству ремонтных работ.

При осуществлении оперативно-технологического управления владельцами объектов электроэнергетики в пределах своих функций, определенных в соответствии с Правилами технологического функционирования электроэнергетических систем, Основными положениями функционирования розничных рынков электрической энергии, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 4 мая 2012 г. N 442 <28> (далее — Основные положения функционирования розничных рынков), Правилами оптового рынка электрической энергии и мощности, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2010 г. N 1172 <29>, Правилами недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 г. N 861 <30> (далее — Правила недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии), и в отношении объектов электроэнергетики, находящихся в границах балансовой принадлежности, должно быть обеспечено соблюдение требований к надежности электроснабжения потребителей электрической энергии и качеству электрической энергии, устанавливаемых в соответствии с Правилами технологического функционирования электроэнергетических систем, Правилами недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии, Основными положениями функционирования розничных рынков, Правилами технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 г. N 861 <31>, техническими условиями на технологическое присоединение к электрическим сетям и условиями договоров оказания услуг по передаче электрической энергии, договоров купли-продажи (поставки) электрической энергии (мощности) или договоров энергоснабжения, заключенных такими владельцами объектов электроэнергетики.

———————————

<28> Собрание законодательства Российской Федерации, 2012, N 23, ст. 3008; 2022, N 27, ст. 4863.

<29> Собрание законодательства Российской Федерации, 2011, N 14, ст. 1916; 2022, N 23, ст. 3827.

<30> Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 52, ст. 5525; 2022, N 27, ст. 4863.

<31> Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 52, ст. 5525; 2022, N 27, ст. 4863.

58. Оперативно-технологическое управление должно осуществляться:

в отношении ЛЭП, оборудования и устройств, относящихся к объектам диспетчеризации диспетчерских центров, в соответствии с требованиями инструктивно-технических документов диспетчерских центров и диспетчерскими командами (распоряжениями, разрешениями) субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике;

в отношении ЛЭП, оборудования и устройств, не относящихся к объектам диспетчеризации — владельцем объекта электроэнергетики самостоятельно либо в координации с иными владельцами объектов электроэнергетики.

59. Для организации и осуществления оперативно-технологического управления объектами электросетевого хозяйства сетевая организация может создавать ЦУС, обязанность по обеспечению функционирования которых возлагается на такую сетевую организацию.

60. При создании в сетевой организации ЦУС и функционировании таких ЦУС сетевой организацией должны выполняться следующие требования:

а) обеспечение технологического оснащения ЦУС информационно-технологической инфраструктурой, включая организацию и обеспечение функционирования каналов связи, оснащение ЦУС оборудованием и программно-техническими средствами АСТУ в соответствии с пунктами 48, 49, 52, 53 Правил технологического функционирования электроэнергетических систем, и пунктами 46 — 56 Правил;

б) организация круглосуточного дежурства оперативного персонала ЦУС;

в) соблюдение в отношении персонала ЦУС требований главы IV Правил и Правил по охране труда при эксплуатации электроустановок, утвержденных приказом Минтруда России от 15 декабря 2020 г. N 903н <32> (далее — Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок);

———————————

<32> Зарегистрирован Минюстом России 30 декабря 2020 г., регистрационный N 61957, с изменениями, внесенными приказом Минтруда России от 29 апреля 2022 г. N 279н (зарегистрирован Минюстом России 1 июня 2022 г., регистрационный N 68657).

г) определение для каждого ЦУС зоны его эксплуатационной ответственности, включающей всю зону эксплуатационной ответственности сетевой организации (ее филиала) или ее часть. В случае, если в сетевой организации созданы несколько ЦУС, зона эксплуатационной ответственности каждого из ЦУС должна определяться исходя из распределения между такими ЦУС функций технологического управления и технологического ведения ЛЭП, оборудования и устройств, находящихся в зоне эксплуатационной ответственности сетевой организации, с учетом соблюдения требований пунктов 61 и 64 Правил.

61. Созданный ЦУС сетевой организации (ее филиала) должен осуществлять оперативно-технологическое управление по всей зоне эксплуатационного обслуживания такой сетевой организации (ее филиала).

62. Потребителями электрической энергии, владеющими на праве собственности или ином законном основании объектами электросетевого хозяйства и не имеющими статуса сетевой организации, для организации и осуществления оперативно-технологического управления принадлежащими им объектами электросетевого хозяйства могут создаваться структурные подразделения, дежурный персонал которых должен выполнять функции технологического управления (ведения) в отношении ЛЭП, оборудования и устройств, находящихся в зоне эксплуатационного обслуживания такого потребителя. Осуществление указанными структурными подразделениями функций оперативно-технологического управления допускается при условии выполнения в отношении них требований, предъявляемых в соответствии с пунктом 60 Правил к созданию и функционированию ЦУС сетевых организаций.

63. Для организации и осуществления оперативно-технологического управления ВЭС (СЭС), не предполагающего постоянного дежурства оперативного персонала на электростанции, их владельцем может создаваться центр управления ВЭС (СЭС). Требования к созданию и функционированию центров управления ВЭС (СЭС) установлены в главе XLVI Правил.

64. При организации оперативно-технологического управления количество уровней организационной структуры управления, определенной в соответствии с пунктом 5 Правил, структурные подразделения которых обеспечивают оперативно-технологическое управление ЛЭП, оборудованием или устройствами (включая ЦУС или структурные подразделения, созданные согласно пунктам 62 и 63 Правил, и уровень объекта электроэнергетики), должно быть не более трех.

В случае, если на дату вступления в силу Правил количество уровней управления ЛЭП, оборудованием или устройствами при осуществлении владельцем объекта электроэнергетики оперативно-технологического управления составляет более трех, такой владелец объекта электроэнергетики должен в течение трех лет с даты вступления в силу Правил организовать оперативно-технологическое управление в соответствии с требованиями абзаца первого настоящего пункта и пунктов 60 — 63 Правил.

65. Владелец объекта электроэнергетики должен организационно-распорядительным документом определить в отношении принадлежащих ему объектов электроэнергетики:

оперативный персонал, допущенный к производству переключений и уполномоченный на осуществление операций по изменению технологического режима работы или эксплуатационного состояния ЛЭП, оборудования и устройств объектов электроэнергетики и (или) осуществление координации действий персонала, непосредственно выполняющего такие операции;

работников, имеющих право контролировать переключения в электроустановках;

работников, уполномоченных выдавать разрешение на деблокирование при неисправности оперативной блокировки;

работников из числа административно-технического персонала, ремонтного персонала, которым предоставлены права оперативного персонала (в указанном случае на таких лиц распространяются требования, установленные Правилами для оперативного персонала);

работников из числа административно-технического персонала, имеющих право подачи и согласования диспетчерских (оперативных) заявок на изменение технологического режима работы или эксплуатационного состояния ЛЭП, оборудования и устройств объектов электроэнергетики;

работников, допущенных к ведению оперативных переговоров.

К оперативному персоналу относятся:

оперативный персонал ЦУС;

дежурный персонал структурных подразделений потребителя электрической энергии, созданных в соответствии с пунктом 62 Правил, выполняющий функции технологического управления (ведения) в отношении всех или части объектов электросетевого хозяйства, находящихся в эксплуатации такого потребителя, а также начальник смены каскада гидроэлектростанций (далее — ГЭС) в случаях, предусмотренных пунктом 161 Правил (далее — НСО <33>);

———————————

<33> Пункт 3 Правил переключений в электроустановках, утвержденных приказом Минэнерго России от 13 сентября 2018 г. N 757, зарегистрированных в Минюсте России 22 ноября 2018 г., регистрационный N 52754.

оперативный персонал центров управления ВЭС (СЭС), созданных при соблюдении требований, предусмотренных пунктом 63 и главой XLVI Правил;

начальник смены электростанции, начальник смены цеха электростанции, иной дежурный персонал электростанций;

дежурный персонал подстанций, энергопринимающих установок потребителей электрической энергии, персонал оперативно-выездных бригад.

66. Владельцы объектов электроэнергетики, осуществляющие между собой технологическое взаимодействие при осуществлении функций технологического управления (ведения), должны ежегодно до 31 декабря включительно обмениваться списками работников, указанных в абзацах втором, четвертом, пятом и шестом пункта 65 Правил, и не позднее, чем за один рабочий день до ввода в действие изменений в таких списках (до допуска таких работников к самостоятельной работе) уведомлять друг друга о таких изменениях.

Владельцы объектов электроэнергетики, ЛЭП, оборудование и устройства которых отнесены к объектам диспетчеризации, должны ежегодно до 31 декабря включительно представлять списки работников, указанных в абзацах втором, четвертом, пятом и шестом пункта 65 Правил, в диспетчерские центры и не позднее чем за один рабочий день до ввода в действие изменений в таких списках (до допуска таких работников к самостоятельной работе) уведомлять диспетчерские центры о внесенных в них изменениях.

67. ЛЭП, оборудование и устройства объектов электроэнергетики должны быть распределены по способу оперативно-технологического управления: технологическое управление и технологическое ведение (далее — распределение по способу управления).

68. Распределение ЛЭП, оборудования и устройств по способу управления должно осуществляться в соответствии с пунктом 33 Правил технологического функционирования электроэнергетических систем с учетом следующих требований:

ЛЭП, оборудование или устройство должно находиться в технологическом управлении оперативного персонала только одного ЦУС, центра управления ВЭС (СЭС), НСО или оперативного персонала одного объекта электроэнергетики (в том числе персонала оперативной выездной бригады);

ЛЭП, оборудование или устройство может находиться в технологическом ведении оперативного персонала более чем одного ЦУС, НСО или оперативного персонала более чем одного объекта электроэнергетики (в том числе персонала оперативной выездной бригады);

оборудование или устройство ВЭС (СЭС) может находиться в технологическом ведении только одного центра управления ВЭС (СЭС).

69. В отношении объектов диспетчеризации распределение их по способу управления (ведения) должно осуществляться диспетчерскими центрами, при этом:

решение о возможности осуществления в отношении объектов диспетчеризации технологического ведения, указанного в абзацах третьем и четвертом пункта 68 Правил, должно приниматься по согласованию с диспетчерским центром;

решение о возможности осуществления одним владельцем объекта электроэнергетики технологического ведения в отношении объектов диспетчеризации, принадлежащих на праве собственности или ином законом основании другому владельцу объекта электроэнергетики, должно приниматься диспетчерским центром.

Для принятия решений по вопросам, указанным в абзацах втором и третьем настоящего пункта Правил владельцы объектов электроэнергетики не менее чем за 2 месяца до предполагаемого срока начала осуществления технологического ведения должны представить в диспетчерский центр предложения, содержащие обоснование необходимости технологического ведения и информацию, подтверждающую возможность его осуществления.

Диспетчерский центр должен в течение 30 дней со дня получения от владельца объекта электроэнергетики указанных сведений согласовать возможность технологического ведения или принять решение об отказе в отнесении (согласовании отнесения) объектов диспетчеризации в технологическое ведение.

О принятом решении диспетчерский центр должен в тот же срок в письменной форме уведомить владельца объекта электроэнергетики.

70. Распределение по способу управления ЛЭП, оборудования и устройств должно устанавливаться перечнем распределения ЛЭП, оборудования и устройств объектов электроэнергетики по способу управления (далее — Перечень распределения), утверждаемым владельцем объекта электроэнергетики.

В отношении ЛЭП, оборудования и устройств, отнесенных субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике к объектам диспетчеризации, указанное в Перечне распределения распределение ЛЭП, оборудования и устройств по способу управления должно соответствовать перечню объектов диспетчеризации с их распределением по способу управления, утвержденному диспетчерским центром (далее — перечень объектов диспетчеризации).

Перечни распределения, утверждаемые разными владельцами объектов электроэнергетики, должны соответствовать друг другу в части распределения по способу управления включаемых в них одних и тех же ЛЭП, оборудования или устройств, не являющихся объектами диспетчеризации. Формирование указанных Перечней распределения и внесение в них изменений в части таких ЛЭП, оборудования или устройств должно осуществляться по согласованию между владельцами объектов электроэнергетики. Порядок взаимодействия владельцев объектов электроэнергетики между собой при формировании Перечней распределения и внесении в них изменений должен определяться в соответствии с условиями документов, определяющих порядок взаимодействия владельцев объектов электроэнергетики между собой при организации и осуществлении оперативно-технологического управления в соответствии с пунктом 40 Правил технологического функционирования электроэнергетических систем (далее — документы, регулирующие порядок технологического взаимодействия).

71. Для осуществления оперативно-технологического управления владелец объекта электроэнергетики должен организовать в отношении него круглосуточное оперативное обслуживание в одной из следующих форм:

с постоянным дежурством оперативного персонала на объекте электроэнергетики;

без постоянного дежурства оперативного персонала на объекте электроэнергетики, в том числе дежурство на дому, обслуживание объекта электроэнергетики персоналом оперативных выездных бригад, использование средств телеуправления.

Выбор формы оперативного обслуживания должен осуществляться владельцем объектов электроэнергетики с учетом требований пунктов 72 — 74 Правил.

72. На электростанциях должно быть организовано круглосуточное оперативное обслуживание с постоянным дежурством оперативного персонала. Для ВЭС (СЭС) формы организации круглосуточного оперативного обслуживания должны определяться с учетом требований главы XLVI Правил.

В случае организации круглосуточного оперативного обслуживания объекта электроэнергетики в форме, не предполагающей постоянного дежурства оперативного персонала на объекте электроэнергетики, должно быть обеспечено прибытие оперативного персонала на объект электроэнергетики (за исключением объектов электросетевого хозяйства высшим проектным классом напряжения ниже 35 кВ) за время, установленное пунктом 39 Правил технологического функционирования электроэнергетических систем.

73. Определение (изменение) формы организации круглосуточного оперативного обслуживания объекта электроэнергетики, в состав которого входят объекты диспетчеризации, должно осуществляться в соответствии с пунктом 39 Правил технологического функционирования электроэнергетических систем.

74. При организации круглосуточного оперативного обслуживания объекта электроэнергетики в форме, не предполагающей постоянного дежурства оперативного персонала на объекте, о выборе такой формы владелец объекта электроэнергетики должен не менее чем за 3 месяца до перехода на данную форму оперативного обслуживания объекта электроэнергетики уведомить других владельцев объектов электроэнергетики, в технологическом управлении или ведении которых находятся ЛЭП, отходящие от такого объекта электроэнергетики.

Для выполнения функций оперативно-технологического управления на подстанциях без постоянного дежурства оперативного персонала может быть реализовано дистанционное управление оборудованием и устройствами с рабочих мест оперативного персонала ЦУС.

В случае, если ЛЭП, отходящие от объекта электроэнергетики, и (или) оборудование и устройства объекта электроэнергетики отнесены субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике к объектам диспетчеризации, при организации дистанционного управления на таких объектах электроэнергетики должно быть установлено распределение функций дистанционного управления между ЦУС (центром управления ВЭС (СЭС) и диспетчерским центром. Перечень распределения функций дистанционного управления должен утверждаться диспетчерским центром и владельцем объекта электроэнергетики.

Функции дистанционного управления на объектах электроэнергетики, к которым не подключены ЛЭП, относящиеся к объектам диспетчеризации, а также в составе которых отсутствуют оборудование и устройства, отнесенные субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике к объектам диспетчеризации, должны распределяться их владельцем самостоятельно либо по согласованию с владельцами смежных объектов электроэнергетики, в технологическом управлении (ведении) которых находятся указанные ЛЭП, оборудование и устройства. Перечень распределения функций дистанционного управления в таком случае должен утверждаться указанными в настоящем абзаце владельцами объектов электроэнергетики.

На одном объекте электроэнергетики в каждый момент времени переключения посредством дистанционного управления может выполнять только оперативный персонал объекта электроэнергетики, диспетчерский персонал одного диспетчерского центра или оперативный персонал одного ЦУС (центра управления ВЭС (СЭС).

Оснащение центров управления ВЭС (СЭС) средствами дистанционного управления должно осуществляться в соответствии с главой XLVI Правил.

75. В целях осуществления оперативно-технологического управления для оперативного персонала каждого ЦУС, центра управления ВЭС (СЭС), объекта электроэнергетики и НСО владельцем объектов электроэнергетики должны быть разработаны и утверждены инструкции по организации и осуществлению оперативно-технологического управления, в том числе по вопросам производства переключений в электроустановках, ведения оперативных переговоров, предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима на объектах электроэнергетики.

Указанные инструкции в отношении объектов диспетчеризации должны учитывать требования инструкций диспетчерских центров. В случаях, предусмотренных нормативными правовыми актами, устанавливающими требования надежности и безопасности в сфере электроэнергетики, или договорами возмездного оказания услуг по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике (соглашениями о технологическом взаимодействии в целях обеспечения надежности функционирования Единой энергетической системы России, технологически изолированной территориальной электроэнергетической системы), инструкции владельцев объектов электроэнергетики подлежат согласованию с диспетчерскими центрами.

Инструкции, разработанные для оперативного персонала объектов электроэнергетики, должны учитывать требования инструкций для оперативного персонала ЦУС, центров управления ВЭС (СЭС) и НСО.

Требования инструкций владельцев смежных объектов электроэнергетики по вопросам осуществления оперативно-технологического управления в отношении ЛЭП, оборудования и устройств, не отнесенных к объектам диспетчеризации, должны соответствовать друг другу. При разработке указанных инструкций каждый владелец объекта электроэнергетики должен обеспечить учет требований инструкций, утвержденных владельцами смежных объектов электроэнергетики и доведенных до него в соответствии с документами, регулирующими порядок технологического взаимодействия между такими владельцами.

76. Для осуществления оперативно-технологического управления объектами электроэнергетики, технологически присоединенными к объектам электроэнергетики, принадлежащим другим владельцам, а также для взаимной координации изменений технологического режима работы и эксплуатационного состояния ЛЭП, оборудования или устройств таких объектов электроэнергетики, владельцами объектов электроэнергетики должны быть согласованы на дву(много)сторонней основе документы, регулирующие порядок технологического взаимодействия между ними.

Указанными совместными документами о технологическом взаимодействии должен быть регламентирован порядок планирования графиков ремонтов ЛЭП, оборудования и технического обслуживания устройств, порядок оформления и согласования заявок и вывода в ремонт, порядок обмена информацией о снижении надежности электроснабжения при реализации ремонтных схем, порядок организации аварийно-восстановительных работ, порядок согласования нормальных (временных нормальных) схем, порядок обмена технологической информацией, порядок участия в противоаварийных тренировках, порядок взаимодействия в части программ и бланков переключений и другие вопросы технологического взаимодействия при организации и осуществлении оперативно-технологического управления.

77. Оперативный персонал при осуществлении функций технологического управления (ведения) должен соблюдать требования к эксплуатации ЛЭП, оборудования и устройств, установленные Правилами технологического функционирования электроэнергетических систем, нормативными правовыми актами, устанавливающими требования надежности и безопасности в сфере электроэнергетики, Правилами и производственными (местными) инструкциями, требования Правил по охране труда при эксплуатации электроустановок.

78. Уполномоченный владельцем объекта электроэнергетики административно-технический персонал объекта электроэнергетики имеет право временно отстранить от выполнения обязанностей, связанных с управлением технологическими режимами работы объектов электроэнергетики, предотвращением развития и ликвидацией нарушений нормального режима на объектах электроэнергетики, изменением эксплуатационного состояния ЛЭП, оборудования и устройств, подготовкой к производству ремонтных работ, производством переключений, подчиненный ему оперативный персонал (в том числе оперативного руководителя) объекта электроэнергетики, приняв выполнение указанных функций такого персонала на себя или поручив их выполнение другому работнику из числа оперативного персонала объекта электроэнергетики. Отстранение оперативного персонала от выполнения обязанностей должно оформляться записью в оперативном журнале с фиксацией факта и причины отстранения с последующим уведомлением диспетчерского или оперативного персонала других организаций, объектов электроэнергетики, с которыми осуществляется технологическое взаимодействие.

79. Для принятия административно-техническим персоналом объекта электроэнергетики на себя функций оперативного персонала в отношении такого административно-технического персонала должно быть обеспечено выполнение требований главы IV и пунктов 65 и 66 Правил, предъявляемых к оперативному персоналу.

80. Каждый работник из числа оперативного персонала, заступая на рабочее место (дежурство), должен принять смену от предыдущего работника, а после окончания дежурства — сдать смену следующему по графику работнику. Уход с дежурства без сдачи смены не допускается.

81. При приемке смены оперативный персонал обязан:

ознакомиться с оперативной схемой, эксплуатационным состоянием и технологическим режимом работы ЛЭП, оборудования и устройств, находящихся в его технологическом управлении и ведении;

получить от сдающего смену оперативного персонала сведения об оборудовании, на котором выявлены дефекты, требующие проведения дополнительных (внеплановых) осмотров для предупреждения нарушений в работе;

выяснить, какие работы выполнялись в течение предыдущей дежурной смены, какие работы выполняются по заявкам, нарядам и распоряжениям в зоне его эксплуатационного обслуживания;

проверить наличие и принять инструмент, материалы, ключи от электроустановок, оперативную документацию и документацию рабочего места;

ознакомиться со всеми записями в журналах, указанных в пункте 38 Правил, и изменениями в инструктивной документации, внесенными за время, прошедшее с его предыдущего дежурства;

принять рапорт от подчиненного оперативного персонала и доложить вышестоящему оперативному персоналу о заступлении на дежурство и недостатках, выявленных при приемке смены;

отдать рапорт диспетчерскому персоналу диспетчерского центра в порядке, установленном субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике;

оформить приемку-сдачу смены записью в оперативном журнале за своей подписью и подписью оперативного персонала, сдающего смену;

выполнить мероприятия, предусмотренные инструктивными документами владельца объекта электроэнергетики (его обособленного подразделения).

82. Оперативные переговоры оперативного персонала должны вестись в соответствии с инструкциями по ведению оперативных переговоров, утверждаемыми владельцами объектов электроэнергетики.

Оперативные переговоры должны вестись с использованием технической терминологии, установленной технической документацией, все ЛЭП, оборудование и устройства должны называться согласно установленным диспетчерским наименованиям. Отступление от технической терминологии и диспетчерских наименований не допускается.

83. Оперативные переговоры оперативного персонала должны автоматически фиксироваться средствами звукозаписи на всех уровнях оперативно-технологического управления, в том числе на объектах электроэнергетики. Сохранность записей оперативных переговоров должна быть обеспечена в соответствии с требованиями, установленными пунктом 54 Правил технологического функционирования электроэнергетических систем.

84. Оперативный персонал, отдав или получив команду на изменение технологического режима работы (эксплуатационного состояния) ЛЭП, оборудования и устройств или подтверждение возможности изменения их технологического режима работы (эксплуатационного состояния), получив диспетчерскую команду или диспетчерское разрешение диспетчерского персонала субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, должен записать их в оперативный журнал. Объем и порядок записи в оперативный журнал должен определяться производственной (местной) инструкцией.

85. Оперативный персонал должен с периодичностью, установленной техническим руководителем владельца объекта электроэнергетики, опробовать действие устройств автоматики, сигнализации, контролировать функционирование СДТУ, АСТУ.

86. С разрешения вышестоящего оперативного персонала владельца объекта электроэнергетики и при соблюдении требований, установленных Правилами переключений в электроустановках, утвержденными приказом Минэнерго России от 13 сентября 2018 г. N 757 <34> (далее — Правила переключений в электроустановках), Правилами по охране труда при эксплуатации электроустановок и требованиями к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок «Правила предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем и объектов электроэнергетики», утвержденными приказом Минэнерго России от 12 июля 2018 г. N 548 <35> (далее — Правила предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима), оперативный персонал может кратковременно привлекаться к ремонтным работам и испытаниям с освобождением на это время от исполнения обязанностей на рабочем месте с записью в оперативном журнале. По устному указанию диспетчерского и (или) вышестоящего оперативного персонала оперативный персонал, привлеченный к ремонтным работам и испытаниям, должен незамедлительно с момента поступления указания приступить к выполнению функций по оперативно-технологическому управлению.

———————————

<34> Зарегистрирован Минюстом России 22 ноября 2018 г., регистрационный N 52754.

<35> Зарегистрирован Минюстом России 20 августа 2018 г., регистрационный N 51938, с изменениями, внесенными приказом Минэнерго России от 13 февраля 2019 г. N 99 (зарегистрирован Минюстом России 14 марта 2019 г., регистрационный N 54038).

87. Диспетчерские команды, разрешения и распоряжения, выданные субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, являются обязательными для выполнения оперативным персоналом.

Диспетчерская команда субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике не подлежит выполнению оперативным персоналом в случаях, установленных Правилами ОДУ.

88. Команды на изменение технологического режима работы и эксплуатационного состояния ЛЭП, оборудования, устройств и подтверждения возможности изменения их технологического режима работы (эксплуатационного состояния), выданные в соответствии с их распределением по способу управления вышестоящим оперативным персоналом владельца объекта электроэнергетики другому оперативному персоналу того же владельца объекта электроэнергетики являются обязательными для выполнения получившим их оперативным персоналом.

Команды на изменение технологического режима работы и эксплуатационного состояния ЛЭП, оборудования и устройств и подтверждения возможности изменения их технологического режима работы (эксплуатационного состояния), выданные в соответствии с их распределением по способу управления оперативным персоналом одного владельца объектов электроэнергетики оперативному персоналу владельца смежного объекта электроэнергетики, являются обязательными для выполнения получившим их оперативным персоналом:

при ликвидации нарушений нормального режима работы объектов электроэнергетики;

в нормальном режиме работы объектов электроэнергетики, если иное не установлено документами, регулирующими порядок технологического взаимодействия таких владельцев объектов электроэнергетики.

Команда оперативного персонала на изменение технологического режима работы и эксплуатационного состояния ЛЭП, оборудования и устройств не подлежит выполнению в случае, если это создает угрозу жизни людей или повреждения оборудования.

89. Выполнение диспетчерских команд субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике должно быть приоритетным по отношению к выполнению команд оперативного персонала.

90. Невыполнение и задержка выполнения диспетчерских команд, а также команд оперативного персонала на изменение технологического режима работы и эксплуатационного состояния ЛЭП, оборудования и устройств, обязательность выполнения которых предусмотрена пунктами 87 и 88 Правил, в том числе с разрешения руководящего административно-технического персонала владельца объекта электроэнергетики, санкционирующего их невыполнение или задержку выполнения, не допускаются.

91. В случае, если полученная диспетчерская команда или команда оперативного персонала представляется оперативному персоналу ошибочной, он должен незамедлительно сообщить об этом лицу, отдавшему команду.

О своем отказе выполнить команду и причинах их невыполнения оперативный персонал должен незамедлительно доложить лицу, отдавшему такую команду, а также зафиксировать отказ в оперативном журнале.

92. Схема прохождения команд оперативного персонала на изменение технологического режима работы и эксплуатационного состояния ЛЭП, оборудования и устройств объекта электроэнергетики, находящихся в его технологическом управлении, утверждается владельцем объекта электроэнергетики и должна предусматривать выдачу таких команд непосредственно оперативному персоналу объекта электроэнергетики, без промежуточных звеньев передачи команд.

93. В случае, если ЛЭП, оборудование и устройства находятся в зоне эксплуатационной ответственности другого владельца объектов электроэнергетики, команды оперативного персонала по изменению технологического режима работы и эксплуатационного состояния таких ЛЭП, оборудования и устройств должны отдаваться непосредственно оперативному персоналу объекта электроэнергетики без промежуточных звеньев передачи команд либо через оперативный персонал ЦУС или НСО этого владельца объектов электроэнергетики, выполняющего функции технологического управления (ведения) в отношении указанных ЛЭП, оборудования и устройств. В указанном случае число промежуточных звеньев передачи команд должно быть не более одного.

94. Изменение технологического режима работы или эксплуатационного состояния ЛЭП, оборудования и устройств, являющихся объектами диспетчеризации, без диспетчерской команды или разрешения диспетчерского центра осуществляется в случаях и в соответствии с требованиями, предусмотренными Правилами ОДУ.

При возникновении или угрозе возникновения повреждения ЛЭП либо оборудования объекта электроэнергетики вследствие фактического достижения параметрами технологического режима их работы недопустимых по величине и длительности значений, а также при возникновении несчастного случая и иных обстоятельств, создающих угрозу жизни людей, допускается изменение их технологического режима работы или эксплуатационного состояния без получения от оперативного персонала, в технологическом управлении или ведении которого они находятся, команды или подтверждения возможности изменения технологического режима работы или эксплуатационного состояния с последующим незамедлительным его уведомлением о произведенных изменениях и причинах, их вызвавших.

Автоматическое включение генерирующего оборудования, являющегося объектом диспетчеризации, не допускается, если его отключение или изменение технологического режима работы произошло действием технологических защит, работающих при недопустимом повышении частоты или действием следующих устройств противоаварийной автоматики: устройств автоматики предотвращения нарушения устойчивости, автоматики ограничения перегрузки оборудования или автоматики ограничения повышения частоты. Включение указанного генерирующего оборудования должно осуществляться после получения оперативным персоналом диспетчерской команды (диспетчерского разрешения) на такие действия от диспетчерского центра или путем дистанционного управления из диспетчерского центра.

95. Владельцами объектов электроэнергетики с высшим классом напряжения 6 кВ и выше должны ежегодно разрабатываться и утверждаться нормальные (временные нормальные) схемы электрических соединений для принадлежащих им объектов электроэнергетики. Сетевой организацией также должны ежегодно разрабатываться и утверждаться нормальные схемы электрических соединений электрической сети данной сетевой организации.

Разработка нормальных (временных нормальных) схем электрических соединений должна осуществляться с соблюдением требований к графическому исполнению нормальных (временных нормальных) схем электрических соединений объектов электроэнергетики и порядку их согласования с диспетчерскими центрами субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, утвержденных приказом Минэнерго России от 16 августа 2019 г. N 854 <36> (далее — Требования к графическому исполнению схем).

———————————

<36> Зарегистрирован Минюстом России 5 декабря 2019 г., регистрационный N 56709.

96. Нормальная схема электрических соединений объекта электроэнергетики (далее — нормальная схема) должна разрабатываться (актуализироваться) и утверждаться владельцем объекта электроэнергетики:

а) ежегодно — в срок не ранее 15 ноября, но не позднее 15 декабря предшествующего года на очередной календарный год;

б) при строительстве (реконструкции, модернизации, техническом перевооружении) объекта электроэнергетики — не позднее чем за два месяца до планируемой даты ввода объекта электроэнергетики, его оборудования в работу (в случае ввода в работу нового, модернизированного генерирующего оборудования электростанций — не позднее чем за 2 месяца до планируемой даты пробного пуска такого генерирующего оборудования);

в) при изменении диспетчерского наименования объекта электроэнергетики или оборудования объекта электроэнергетики — не позднее чем за 2 месяца до дня такого изменения;

г) при возникновении оснований, не указанных в настоящем пункте, требующих актуализации нормальной схемы до завершения года ее действия, — в срок, определенный владельцем объекта электроэнергетики.

97. Временная нормальная схема электрических соединений объекта электроэнергетики (далее — временная нормальная схема) должна разрабатываться и утверждаться владельцем объекта электроэнергетики при строительстве (реконструкции, модернизации, техническом перевооружении) объекта электроэнергетики на предстоящий этап его жизненного цикла, ограниченный этапом строительства (реконструкции, модернизации, технического перевооружения) или одним календарным годом.

Разработка и утверждение временной нормальной схемы должны осуществляться:

а) при наступлении этапа жизненного цикла объекта электроэнергетики, ограниченного по продолжительности этапом строительства (реконструкции, модернизации, технического перевооружения) — не менее чем за 15 календарных дней до начала такого этапа, но не позднее даты направления в диспетчерский центр на согласование комплексной программы ввода в работу новых (реконструированных, модернизированных) ЛЭП, электротехнического или энергетического оборудования в соответствии с главой VIII Правил переключений в электроустановках;

б) при переходе этапа строительства (модернизации, технического перевооружения, реконструкции) объекта электроэнергетики на следующий календарный год — не ранее 15 ноября, но не позднее 15 декабря года, предшествующего году, на который переходит этап жизненного цикла объекта электроэнергетики.

98. Нормальные (временные нормальные) схемы электрических соединений объектов электроэнергетики, в состав которых входят объекты диспетчеризации, до их утверждения должны быть согласованы с диспетчерскими центрами в соответствии с Требованиями к графическому исполнению схем.

При отсутствии объектов диспетчеризации на объекте электроэнергетики указанные схемы должны быть согласованы с сетевой организацией, осуществляющей функции технологического управления (ведения) в отношении такого объекта электроэнергетики, в порядке и сроки, установленные документами, регулирующими порядок технологического взаимодействия.

99. Нормальная (временная нормальная) схема объекта электроэнергетики должна утверждаться владельцем объекта электроэнергетики в сроки, определяемые пунктами 96 и 97 Правил, с учетом предполагаемой даты введения ее в действие.

Определение даты введения в действие нормальной (временной нормальной) схемы должно осуществляться владельцем объекта электроэнергетики с соблюдением следующих требований:

в случаях, предусмотренных подпунктом «а» пункта 96 и подпунктом «б» пункта 97 Правил, в качестве даты введения в действие нормальной (временной нормальной) схемы должно быть определено 1 января следующего календарного года;

в случаях, предусмотренных подпунктами «б», «в» пункта 96 Правил, в качестве даты введения в действие нормальной схемы должна быть определена дата планируемого ввода в работу объекта электроэнергетики, его оборудования (в случае ввода в работу нового, модернизированного генерирующего оборудования электростанций — дата пробного пуска такого генерирующего оборудования) или дата изменения диспетчерского наименования объекта электроэнергетики или оборудования объекта электроэнергетики соответственно;

в случаях, предусмотренных подпунктом «г» пункта 96 Правил, в качестве даты введения в действие нормальной схемы должна быть определена дата, наступающая не ранее чем через 15 календарных дней со дня утверждения нормальной схемы;

в случаях, предусмотренных подпунктом «а» пункта 97 Правил, в качестве даты введения в действие временной нормальной схемы должна быть определена дата предполагаемого начала очередного этапа жизненного цикла объекта электроэнергетики, ограниченного этапом строительства (модернизации, технического перевооружения, реконструкции).

Информация о дате введения в действие нормальной (временной нормальной) схемы должна быть указана владельцем объекта электроэнергетики непосредственно на нормальной (временной нормальной) схеме при ее утверждении.

Введение в действие новой (актуализированной) нормальной (временной нормальной) схемы должно осуществляться одновременно на рабочих местах диспетчерского и оперативного персонала, в диспетчерском (технологическом) управлении или ведении которого находится оборудование объекта электроэнергетики. Для обеспечения одновременного введения в действие нормальной (временной нормальной) схемы владелец объекта электроэнергетики, утвердивший такую схему, должен уведомить о планируемой дате введения ее в действие диспетчерские центры в соответствиями с документами, регулирующими порядок технологического взаимодействия по указанным вопросам между ними.

100. После утверждения нормальной (временной нормальной) схемы ее экземпляры должны быть направлены владельцем объекта электроэнергетики в электронном виде или на бумажном носителе в случае, если такая форма их представления установлена документами, регулирующими порядок технологического взаимодействия, или у владельца объекта электроэнергетики отсутствует техническая возможность предоставления схемы в электронном виде во все диспетчерские центры, согласовавшие проект указанной нормальной (временной нормальной) схемы (в случаях, указанных в абзаце втором пункта 98 Правил, — сетевой организации), в следующие сроки:

экземпляры нормальной схемы — ежегодно до 31 декабря включительно каждого года (если иной, более ранний срок не установлен документами, регулирующими порядок технологического взаимодействия), а в случаях, указанных в подпунктах «б» — «г» пункта 96 Правил, — не позднее 3 рабочих дней со дня утверждения такой схемы;

экземпляры временной нормальной схемы — до начала этапа строительства (реконструкции, модернизации, технического перевооружения) объекта электроэнергетики, но не позднее представления в диспетчерский центр комплексной программы ввода в работу новых (реконструированных, модернизированных) ЛЭП, электротехнического или энергетического оборудования (в случаях, указанных в абзаце втором пункта 98 Правил — не позднее подачи в сетевую организацию оперативной заявки на ввод в работу ЛЭП, оборудования).

101. При осуществлении оперативно-технологического управления, разработке технической, в том числе инструктивной и оперативной документации, определяющей порядок осуществления или используемой в процессе оперативно-технологического управления, и при ведении оперативных переговоров должны использоваться диспетчерские наименования ЛЭП, объектов электроэнергетики, их оборудования и устройств.

Присвоение (изменение) диспетчерских наименований ЛЭП, объектам электроэнергетики и их оборудованию должно осуществляться в соответствии с национальным стандартом Российской Федерации ГОСТ Р 56302-2014 «Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Оперативно-диспетчерское управление. Диспетчерские наименования объектов электроэнергетики и оборудования объектов электроэнергетики. Общие требования» <37>.

———————————

<37> Утвержден и введен в действие приказом Росстандарта от 12 декабря 2014 г. N 1983-ст (М., Стандартинформ, 2014 г.).

При присвоении (изменении) диспетчерских наименований устройствам РЗА должны соблюдаться требования пункта 595 Правил.

Диспетчерские наименования ЛЭП, объектов электроэнергетики, их оборудования и устройств, относящихся к объектам диспетчеризации, указываются в перечне объектов диспетчеризации с их распределением по способу управления, утверждаемом диспетчерским центром.

Диспетчерские наименования ЛЭП, объектов электроэнергетики, их оборудования и устройств, не относящихся к объектам диспетчеризации, должны указываться в Перечне, утверждаемом владельцем объекта электроэнергетики.

102. Изменение диспетчерских наименований ЛЭП, объектов электроэнергетики, их оборудования и устройств, относящихся к объектам диспетчеризации, должно быть согласовано с диспетчерским центром.

Изменение диспетчерских наименований ЛЭП, объектов электроэнергетики, их оборудования и устройств, не относящихся к объектам диспетчеризации, должно быть согласовано с иными владельцами объектов электроэнергетики в соответствии с распределением ЛЭП, оборудования и устройств объектов электроэнергетики по способу управления.

Владелец объекта электроэнергетики должен уведомить о планируемом изменении диспетчерского наименования принадлежащего ему объекта электроэнергетики других владельцев объектов электроэнергетики и диспетчерские центры, указанные в абзацах первом и втором настоящего пункта Правил, не позднее, чем за 6 месяцев до даты изменения диспетчерского наименования объекта.

Указанные изменения должны выполняться в соответствии с планами мероприятий, разработанными и согласованными владельцем объектов электроэнергетики с владельцами других объектов электроэнергетики, в отношении наименований ЛЭП, оборудования и устройств которых потребуются изменения в связи с изменением диспетчерского наименования объекта электроэнергетики такого владельца, а также с диспетчерскими центрами, к объектам диспетчеризации которых относятся ЛЭП, оборудование и устройства таких объектов.

При получении от владельца объекта электроэнергетики, диспетчерское наименование которого планируется изменить, проекта плана мероприятий, указанного в абзаце четвертом настоящего пункта Правил, владельцы других объектов электроэнергетики и диспетчерские центры должны в течение 30 дней со дня получения рассмотреть и согласовать указанный проект в части объема и сроков выполнения предусмотренных им мероприятий или направить владельцу переименовываемого объекта электроэнергетики замечания и предложения по корректировке плана мероприятий.

103. При изменении эксплуатационного состояния ЛЭП, оборудования и устройств создаваемые схемы электрических соединений объектов электроэнергетики и схемы электрических сетей должны обеспечивать:

электроснабжение потребителей электрической энергией в соответствии с категорией их электроснабжения, установленной в соответствии с документами о технологическом присоединении и условиями договоров оказания услуг по передаче электрической энергии (договоров энергоснабжения);

локализацию нарушений нормального режима на объектах электроэнергетики и в электрических сетях с минимизацией последствий для потребителей электрической энергии.

104. При изменении технологического режима работы и эксплуатационного состояния ЛЭП и оборудования должна быть обеспечена надежность электроснабжения собственных нужд (далее — СН) переменного и постоянного тока электростанций и подстанций в нормальных, ремонтных и аварийных режимах путем реализации одного или нескольких из следующих мероприятий, предусмотренных технологической схемой объекта:

секционирования шин;

автоматического ввода резервного питания любой секции шин СН всех напряжений;

распределения источников питания СН по системам и секциям шин с учетом действия устройств автоматического ввода резерва (далее — АВР) и сохранения в работе механизмов СН при исчезновении напряжения на секции. Источники рабочего и резервного питания должны быть присоединены к разным секциям шин РУ;

распределения механизмов СН по секциям шин из условия минимального нарушения работы электростанции или подстанции в случае отключения любой секции;

полного или частичного отделения питания механизмов СН электростанции от энергосистемы с обеспечением баланса мощности на выделяемом участке СН при выделении генерирующего оборудования на питание СН в случае снижения частоты или напряжения в энергосистеме ниже допустимых пределов, определяемых Правилами технологического функционирования электроэнергетических систем и технической документацией на оборудование объектов электроэнергетики;

применения автономных источников резервного питания для электроснабжения механизмов СН.

105. При вводе в работу (первичном включении в сеть) новых объектов электроэнергетики, оборудования, изменении схемы электрической сети (в том числе связанном с выводом объектов электроэнергетики из эксплуатации), реконструкции, техническом перевооружении объектов электроэнергетики владельцы объектов электроэнергетики должны проводить:

расчеты токов короткого замыкания;

проверку соответствия схем и электрических режимов электродинамической и термической устойчивости оборудования и отключающей способности выключателей, а также выбор и корректировку параметров настройки устройств РЗА, расчет которых осуществляют владельцы объектов электроэнергетики в соответствии с распределением функций по выполнению расчетов и выбору параметров настройки (уставок) и алгоритмов функционирования комплексов и устройств РЗА между субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике и владельцами объектов электроэнергетики в соответствии с Правилами взаимодействия субъектов электроэнергетики, потребителей электрической энергии при подготовке, выдаче и выполнении заданий по настройке устройств релейной защиты и автоматики, утвержденными приказом Минэнерго России от 13 февраля 2019 г. N 100 <38> (далее — Правила взаимодействия при настройке устройств РЗА);

———————————

<38> Зарегистрирован Минюстом России 14 марта 2019 г., регистрационный N 54037, с изменениями, внесенными приказом Минэнерго России от 10 июля 2020 г. N 546 (зарегистрирован Минюстом России 23 октября 2020 г., регистрационный N 60537), приказом Минэнерго России от 13 июля 2020 г. N 556 (зарегистрирован Минюстом России 4 декабря 2020 г., регистрационный N 61282).

расчеты электрических режимов сети для определения значений допустимых перетоков активной мощности и уровней напряжения в части ЛЭП и оборудования, не отнесенных субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике к объектам диспетчеризации;

разработку или корректировку инструктивной и оперативной документации.

106. Владельцы смежных объектов электроэнергетики должны обмениваться между собой:

информацией о технических параметрах и характеристиках ЛЭП и оборудования;

данными о длительно допустимых и аварийно допустимых токовых нагрузках ЛЭП и оборудования;

технологической информацией, необходимой для выполнения расчетов токов короткого замыкания;

результатами расчетов токов короткого замыкания;

утвержденными нормальными (временными нормальными) схемами электрических соединений;

результатами замеров потокораспределения, нагрузок и уровней напряжения;

иной технологической информацией в соответствии с документами, регулирующими порядок технологического взаимодействия.

Порядок и сроки предоставления владельцами объектов электроэнергетики друг другу указанной информации должен определяться в соответствии с документами, регулирующими порядок технологического взаимодействия между ними.

107. Владельцы объектов электроэнергетики должны предоставлять в диспетчерские центры технологическую информацию в соответствии с пунктом 50 Правил технологического функционирования электроэнергетических систем и нормативными правовыми актами Российской Федерации.

108. Владельцы объектов электроэнергетики обязаны:

обеспечивать исполнение требований, предусмотренных пунктом 132 Правил технологического функционирования электроэнергетических систем, касающихся проверки и обеспечения соответствия оборудования уровням токов короткого замыкания;

обеспечивать актуальность данных о длительно допустимой и аварийно допустимой токовой нагрузке ЛЭП и оборудования, в том числе в зависимости от температуры воздуха и с учетом их технического состояния, определяемого в соответствии с Методикой оценки технического состояния. Определение длительно допустимой и аварийно допустимой токовой нагрузки автотрансформаторов (трансформаторов) и поддержание их перегрузочной способности должны осуществляться с соблюдением требований к перегрузочной способности трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики, и ее поддержанию, утвержденных приказом Минэнерго России от 8 февраля 2019 г. N 81 <39> (далее — Требования к перегрузочной способности трансформаторов).

———————————

<39> Зарегистрирован Минюстом России 28 марта 2019 г., регистрационный N 54199, с изменениями, внесенными приказом Минэнерго России от 28 декабря 2020 г. N 1195 (зарегистрирован Минюстом России 27 апреля 2021 г., регистрационный N 63248).

109. Оперативный персонал обязан:

контролировать токовую загрузку ЛЭП и оборудования, относящихся к объектам диспетчеризации, и информировать диспетчерский центр об их выходе за установленные (допустимые) пределы;

контролировать технологический режим работы ЛЭП и оборудования, не относящихся к объектам диспетчеризации, обеспечивать соответствие параметров технологического режима работы указанных ЛЭП и оборудования их допустимым значениям и информировать оперативный персонал, в технологическом управлении (ведении) которого находятся такие ЛЭП и оборудование, о достижении параметрами технологического режима их работы недопустимых по величине и длительности значений.

110. Сетевыми организациями должны быть разработаны и согласованы с диспетчерским центром перечни режимов заземления нейтралей силовых трансформаторов высшим классом напряжения 110 кВ и 220 кВ на объектах электросетевого хозяйства сетевых организаций и подключенных к их электрическим сетям трансформаторов высшим классом напряжения 110, 220 кВ потребителей электрической энергии (далее — перечни режимов заземления нейтралей трансформаторов) с указанием режимов заземления нейтралей силовых трансформаторов в нормальной и временной нормальной (ремонтной) схемах.

При выборе владельцами объектов электроэнергетики режимов заземления нейтралей трансформаторов и в процессе эксплуатации объектов электроэнергетики владельцами объектов электроэнергетики должны быть обеспечены:

соответствие режимов заземления нейтралей трансформаторов на объектах электроэнергетики условиям защиты изоляции нейтралей трансформаторов, защиты изоляции электросетевого оборудования, соответствия оборудования току короткого замыкания, а также правильного функционирования устройств РЗА по условиям чувствительности и селективности устройств РЗА, в отношении которых владельцы объектов электроэнергетики выполняют расчет и выбор параметров настройки (уставок) и алгоритмов функционирования;

соблюдение режимов заземления нейтралей трансформаторов с высшим классом напряжения 110 кВ и 220 кВ, определенных диспетчерским центром исходя из обеспечения правильного функционирования устройств РЗА, расчет и выбор параметров настройки (уставок) и алгоритмов функционирования которых выполняет диспетчерский центр, по условиям чувствительности и селективности устройств РЗА;

контроль соответствия фактического режима заземления нейтралей трансформаторов на объектах электроэнергетики режиму, указанному в перечне режимов заземления нейтралей трансформаторов, и устранение выявленных несоответствий (за исключением случаев изменений режима заземления нейтралей трансформаторов, согласованных в соответствии с абзацем шестым настоящего пункта Правил);

согласование с диспетчерским центром изменений режима заземления нейтралей трансформаторов с высшим классом напряжения 110 кВ и 220 кВ на определенный срок, обусловленных ремонтными схемами, не указанными в перечне режимов заземления нейтралей трансформаторов, с указанием причин и сроков действия таких изменений.

111. Владельцы объектов электроэнергетики должны проводить на объектах электроэнергетики замеры потокораспределения, нагрузок и уровней напряжения в порядке и сроки, установленные Основными положениями функционирования розничных рынков, и предоставлять их результаты в диспетчерские центры в соответствии с требованиями нормативных правовых актов Российской Федерации.

112. При осуществлении оперативно-технологического управления планирование технического обслуживания и ремонтов ЛЭП, оборудования и устройств объектов электроэнергетики должно осуществляться их владельцами в соответствии с пунктом 29 Правил.

113. Изменение технологического режима работы или эксплуатационного состояния ЛЭП, оборудования и устройств может осуществляться по инициативе их владельца, а также по диспетчерской команде диспетчерского центра, в диспетчерском управлении или диспетчерском ведении которого находятся ЛЭП, оборудование и устройство, или по команде оперативного персонала, в технологическом управлении которого находятся ЛЭП, оборудование и устройство.

114. При изменении технологического режима работы или эксплуатационного состояния объекта диспетчеризации должны соблюдаться требования, установленные Правилами ОДУ и Правилами вывода объектов электроэнергетики в ремонт и из эксплуатации, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 30 января 2021 г. N 86 <40> (далее — Правила вывода в ремонт и из эксплуатации).

———————————

<40> Собрание законодательства Российской Федерации, 2021, N 6, ст. 985; 2022, N 13, ст. 2094.

115. Изменение технологического режима работы или эксплуатационного состояния ЛЭП, оборудования, устройств (кроме действий, выполняемых в целях предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима работы электрической части энергосистемы и (или) предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима работы объекта электроэнергетики) должно проводиться при наличии:

для объектов диспетчеризации — диспетчерских заявок, поданных, рассмотренных и согласованных в соответствии с Правилами ОДУ;

для ЛЭП, оборудования, устройств, не относящихся к объектам диспетчеризации — оперативных заявок, поданных, рассмотренных и согласованных в соответствии с требованиями Правил.

116. Оперативные заявки подразделяются на следующие категории: плановые, внеплановые, неотложные, аварийные.

Плановая оперативная заявка на вывод в ремонт ЛЭП, оборудования или устройства должна оформляться в соответствии с утвержденными месячными графиками ремонта в установленные ими сроки.

Для вывода в ремонт ЛЭП, оборудования или устройства, не предусмотренного месячным графиком ремонта, должна оформляться:

аварийная оперативная заявка — в случае автоматического отключения ЛЭП, оборудования в результате действия устройства РЗА или отключения ЛЭП, оборудования дежурным работником при наличии угрозы жизни людей или повреждения таких ЛЭП, оборудования, а также в случаях отключения устройств РЗА дежурным работником при неисправности или ложных (излишних) срабатываниях указанных устройств;

неотложная оперативная заявка — в случае необходимости срочного отключения ЛЭП и оборудования для выполнения работ по предотвращению повреждения ЛЭП, оборудования и аварийных отключений вследствие выхода параметров их работы за пределы, допустимые по условиям безопасной эксплуатации;

внеплановая оперативная заявка — в случаях, не указанных в настоящем пункте Правил, при возникновении в процессе эксплуатации ЛЭП, оборудования и устройств причин, которые невозможно было предвидеть на этапе формирования месячного графика ремонта.

117. При возникновении (угрозе возникновения) повреждения ЛЭП, оборудования вследствие превышения параметрами технологического режима их работы допустимых по величине и длительности значений, а также при возникновении несчастного случая и иных обстоятельств, создающих угрозу жизни людей, оборудование или устройство могут быть отключены оперативным персоналом объекта электроэнергетики с немедленным уведомлением оперативного персонала и (или) диспетчерского персонала субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике (в части объектов диспетчеризации) в соответствии с распределением оборудования и устройства по способу управления и оформлением после отключения оборудования или устройства аварийной заявки.

118. Владелец объекта электроэнергетики должен утвердить порядок оформления, подачи, рассмотрения и согласования оперативных заявок на изменение технологического режима работы или эксплуатационного состояния принадлежащих ему ЛЭП, оборудования и устройств, включающий в том числе порядок рассмотрения структурными подразделениями и (или) уполномоченными лицами такого владельца диспетчерских заявок в случае, если требуется получение его подтверждения о возможности изменения технологического режима работы или эксплуатационного состояния таких ЛЭП, оборудования и устройств.

119. Порядок взаимодействия владельцев объектов электроэнергетики между собой при планировании ремонтов и технического обслуживания технологически связанных объектов электроэнергетики (в том числе смежных объектов электроэнергетики), их оборудования и устройств, рассмотрении и согласовании оперативных заявок, согласовании сроков проведения технического обслуживания устройств РЗА, СДТУ, функционально связанных с устройствами на технологически связанных объектах электроэнергетики (в том числе смежных объектов электроэнергетики) в соответствии с Правилами вывода в ремонт и из эксплуатации, должен определяться документами, регулирующими порядок технологического взаимодействия между ними.

120. Независимо от наличия рассмотренной и согласованной диспетчерской (оперативной) заявки изменение технологического режима работы или эксплуатационного состояния ЛЭП, оборудования и устройств, находящихся в диспетчерском управлении (ведении) диспетчерского персонала, должно осуществляться по его диспетчерской команде (разрешению), а ЛЭП, оборудования, устройств, находящихся в технологическом управлении (ведении) оперативного персонала, — по команде такого оперативного персонала (при получении от него подтверждения возможности изменения технологического режима работы или эксплуатационного состояния таких ЛЭП, оборудования и устройств).

121. Все переключения в электроустановках должны выполняться в соответствии с Правилами переключений в электроустановках.

122. Владельцы объектов электроэнергетики должны соблюдать срок аварийной готовности, указанный в диспетчерской (оперативной) заявке. Отключенные в ремонт ЛЭП, оборудование и выведенные для технического обслуживания устройства должны быть подготовлены к началу операций по включению в работу в срок аварийной готовности, указанный в диспетчерской (оперативной) заявке.

123. Время операций, связанных с выводом в ремонт и вводом в работу ЛЭП, оборудования и устройств, а также растопкой котла, пуском турбины и набором на них требуемой нагрузки, должно быть включено в срок ремонта, разрешенного в заявке.

124. Если ЛЭП, оборудование или устройство не было отключено в срок диспетчерской (оперативной) заявки, длительность ремонта должна быть сокращена, а дата включения оставаться прежней, за исключением случая, когда в отношении указанных ЛЭП, оборудования или устройства была оформлена, согласована и разрешена субъектом оперативно-диспетчерского управления новая диспетчерская (оперативная) заявка, продлевающая действие предыдущей заявки.

125. Оперативный персонал электростанций должен соблюдать заданные почасовые графики несения нагрузки генерирующим оборудованием. Оперативный персонал электростанций, генерирующее оборудование которых отнесено к объектам диспетчеризации, должен в соответствии с диспетчерскими командами (разрешениями) или диспетчерскими распоряжениями осуществлять загрузку (разгрузку) генерирующего оборудования, включать генерирующее оборудование из резерва или выводить его в резерв.

126. При регулировании напряжения владельцами объектов электроэнергетики должно быть обеспечено:

соответствие показателей качества электрической энергии по напряжению требованиям, установленным Правилами технологического функционирования электроэнергетических систем, техническим условиям на технологическое присоединение к электрическим сетям, условиям договоров купли-продажи (поставки) электрической энергии (мощности), договоров оказания услуг по передаче электрической энергии, договоров энергоснабжения;

соответствие уровня напряжения значениям, допустимым для оборудования с учетом допустимых повышений напряжения в соответствии с национальным стандартом Российской Федерации ГОСТ Р 57382-2017 «Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Электроэнергетические системы. Стандартный ряд номинальных и наибольших рабочих напряжений» <41> (далее — ГОСТ Р 57382-2017);

———————————

<41> Утвержден и введен в действие приказом Росстандарта от 16 января 2017 г. N 12-ст (М., Стандартинформ, 2017 г.), с изменением N 1, утвержденным и введенным в действие приказом Росстандарта от 23 ноября 2021 г. N 1547-ст.

минимизация потерь электрической энергии в электрических сетях.

127. Каждой сетевой организацией должно осуществляться регулирование напряжения в электрической сети в контрольных пунктах электрической сети такой сетевой организации, определенных с соблюдением Правил технологического функционирования электроэнергетических систем, в соответствии с утвержденными на каждый месяц графиками напряжения.

Перечень контрольных пунктов в электрической сети, напряжение в которых контролируется оперативным персоналом сетевой организации, а также графики напряжения и характеристики регулирования в этих пунктах должны быть утверждены сетевой организацией.

Графики напряжения в контрольных пунктах электрической сети должны определяться сетевыми организациями с учетом графиков напряжения в контрольных пунктах электрической сети, разрабатываемых диспетчерскими центрами.

128. Регулирование напряжения на объектах электроэнергетики должно осуществляться средствами автоматики на объектах электроэнергетики, а при их отсутствии — оперативным персоналом объектов электроэнергетики или средствами дистанционного управления.

129. Для регулирования напряжения в контрольных пунктах сетевым организациям допускается использовать источники реактивной мощности у потребителей электрической энергии. Порядок использования источников реактивной мощности на объектах электроэнергетики потребителей электрической энергии должен быть установлен в документах, регулирующих порядок технологического взаимодействия.

130. Смежные сетевые организации должны осуществлять взаимодействие при регулировании напряжения в случае невозможности поддержания напряжения в контрольных пунктах в соответствии с графиками напряжения средствами регулирования напряжения, имеющимися в зоне эксплуатационной ответственности сетевой организации. Порядок указанного взаимодействия должен быть установлен в документах, регулирующих порядок технологического взаимодействии между такими сетевыми организациями.

131. Предотвращение развития и ликвидация нарушений нормального режима на объектах электроэнергетики должны осуществляться оперативным персоналом в соответствии с инструкциями по предотвращению развития и ликвидации аварий, разработанными и утвержденными в соответствии с Правилами предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима.

При объявлении диспетчерским центром режима с высокими рисками нарушения электроснабжения владельцами объектов электроэнергетики должно быть обеспечено принятие необходимых мер, в том числе:

усиление контроля за работой объектов электроэнергетики, организация внеочередных осмотров ЛЭП и оборудования;

введение запретов на выполнение оперативных переключений, если они не направлены на предотвращение развития или ликвидацию нарушения нормального режима;

введение круглосуточного режима работы подразделений и должностных лиц на рабочих местах или на дому;

приведение ремонтных бригад, включая технику и специальные механизмы, в повышенную готовность к проведению аварийно-восстановительных работ;

мобилизация, перераспределение сил и средств между подразделениями владельца объектов электроэнергетики, в том числе осуществляющими деятельность на различных территориях;

привлечение аварийного запаса материально-технических ресурсов, организация и координация действий подразделений владельца объектов электроэнергетики;

использование оборудования и материалов из аварийного резерва, организация доставки крупногабаритного оборудования.

132. Владелец объекта электроэнергетики должен обеспечить оперативный персонал информацией, в том числе телеметрической, необходимой ему при осуществлении функций технологического управления (ведения), а также возможность ведения им оперативных переговоров.

Функции, связанные с технологическим управлением (ведением), должны осуществляться оперативным персоналом с пунктов управления, оборудованных средствами АСУ, системами связи для передачи телеметрической информации о технологических режимах работы и эксплуатационном состоянии ЛЭП, оборудования и устройств, а также системами телефонной связи для оперативных переговоров в соответствии с пунктами 46 — 56 Правил.

АСТУ должна обеспечивать возможность вывода отображения информации с использованием средств коллективного отображения, создание и использование электронного оперативного журнала, отображение информации о проводимых ремонтных работах, контроль выхода параметров режимов работы ЛЭП и оборудования и их выхода за установленные пределы, а также информации о срабатывании устройств РЗА и технологических защит в объеме, определенном владельцем объекта электроэнергетики.

133. При организации и осуществлении оперативно-технологического управления владельцы объектов электроэнергетики должны обеспечить соответствие реализуемых средствами АСТУ систем требованиям, установленным пунктом 46 Правил, и обеспечивать обмен технологической информацией в соответствии с указанными требованиями.

IX. Требования к эксплуатации гидротехнических

сооружений электростанций

134. Требования, предусмотренные настоящей главой Правил, главами IX.II — IX.IV Правил, если не указано иное, распространяются на гидротехнические сооружения (далее — ГТС), обеспечивающие надежность и безопасность функционирования ГЭС, гидроаккумулирующих электростанций (далее — ГАЭС), а также тепловых электростанций (далее — ТЭС), включая входящее в их состав основное и вспомогательное оборудование (за исключением ГТС золошлакоотвалов и золошлакоудаления) (далее совместно именуемые в настоящей главе Правил, главах IX.I — IX.IV Правил — электростанции).

135. Эксплуатация ГТС золошлакоотвалов и золошлакоудаления осуществляется в соответствии с требованиями, установленными законодательством о техническом регулировании и безопасности ГТС. При эксплуатации электростанций собственник или иной законный владелец электростанции (далее — владелец электростанции) должен обеспечить соблюдение показателей надежности и безопасности работы ГТС, установленных в соответствии с законодательством о техническом регулировании и законодательством о безопасности ГТС.

Организацию ремонтов и технического обслуживания ГТС должен осуществлять собственник или иной законный владелец ГТС (далее — владелец ГТС) в соответствии с Правилами ТОиР.

136. Для обеспечения и максимального использования установленной мощности ГЭС, ГАЭС собственник или иной законный владелец электростанции должен осуществлять разработку производственных (местных) инструкций, устанавливающих:

порядок удаления наносов от порогов водоприемных сооружений, расположенных на реках с высокой концентрацией твердого стока;

периодичность, допустимые значения и порядок контроля вибрации затворов (в случае если указанные требования установлены в документации организации — изготовителя оборудования);

порядок сброса шуги, пропуска шуги через гидротурбины, включения системы обогрева и устройств для очистки решеток от льда;

порядок пропуска воды через водосбросные сооружения;

условия и порядок использования водопропускных сооружений, принадлежащих иному лицу, для целей пропуска расчетных максимальных расходов воды, определяемые на основании соглашения с таким лицом;

порядок согласования с владельцем электростанции установки водозаборных сооружений на принадлежащих указанному владельцу каналах, осветлителях, напорных бассейнах, бассейнах суточного регулирования и иных ГТС, предназначенных для транспортировки, регулирования, очистки воды.

137. При эксплуатации зданий электростанции владелец электростанции обязан обеспечить:

готовность к работе насосов откачки воды, поступающей в результате фильтрации или вследствие непредвиденных прорывов из водопроводящих трактов;

исправность вентиляционных установок, аварийного освещения, запасных выходов.

138. Наполнение и опорожнение водохранилищ должно проводиться в соответствии с правилами использования водных ресурсов водохранилища, утверждаемыми в соответствии с Водным кодексом Российской Федерации <42> (далее — правила использования водных ресурсов водохранилища).

———————————

<42> Собрание законодательства Российской Федерации, 2006, N 23, ст. 2381; 2022, N 18, ст. 3008.

Наполнение и опорожнение бассейнов, каналов, туннелей, напорных водоводов должно проводиться постепенно, со скоростями, исключающими появление недопустимых давлений, превышающих значения, определенные проектной документацией, за облицовкой сооружения, сползание откосов, возникновение вакуума и ударных явлений в водоводах.

139. При пропуске высоких половодий (паводков) превышение нормального подпорного уровня верхних бьефов (далее — НПУ) гидроузлов допускается только при полностью открытых затворах всех водосбросных и водопропускных отверстий и при работе ГЭС полной рабочей мощностью, сниженной на величину резерва автоматического вторичного регулирования частоты и перетоков мощности, размещенного в соответствии с требованиями Методических указаний по определению объемов и размещению резервов активной мощности в Единой энергетической системе России при краткосрочном планировании электроэнергетического режима, утвержденных приказом Минэнерго России от 15 октября 2018 г. N 882 <43>.

———————————

<43> Зарегистрирован Минюстом России 14 ноября 2018 г., регистрационный N 52676.

Временное превышение НПУ при неполном открытии водосбросных сооружений гидроузла допускается в случаях, если это предусмотрено производственными (местными) инструкциями по эксплуатации оборудования, и (или) проектной документацией на ГТС, и (или) правилами использования водных ресурсов водохранилища.

140. Для снижения негативного воздействия на основное оборудование ГЭС, обусловленного заилением водохранилища, при пропуске паводков владельцем электростанции должны поддерживаться минимально возможные уровни в пределах проектной призмы регулирования, если это не наносит ущерба другим потребителям водных ресурсов или иной режим не установлен правилами использования водных ресурсов водохранилища. Наполнение таких водохранилищ должно осуществляться в возможно более поздний срок на спаде паводка.

141. Для уменьшения заиления технологических водоемов (бассейнов, каналов, отстойников) и снижения негативного воздействия на основное оборудование ГЭС, ГАЭС владелец электростанции обязан:

поддерживать режимы работы водосбросных, водоспускных, водовыпускных сооружений, которые создают возможность максимального транзита поступающего твердого стока. Каналы в период поступления в них воды повышенной мутности должны работать в режиме, близком к постоянному, с возможно большим расходом воды;

промывать бьефы, пороги водоприемников, осветлять воду в отстойниках, применять берегоукрепительные и наносоудерживающие устройства или удалять наносы механическими средствами, проводить мероприятия по борьбе с наносами в каналах.

142. При эксплуатации напорных водоводов ГЭС, ГАЭС владельцем электростанции на основании проектной документации должны быть определены требования и обеспечен контроль:

нормальной работы опор, уплотнений деформационных швов и компенсационных устройств;

вибрации оболочки;

коррозии и абразивного износа;

допустимой величины раскрытия поверхностных трещин в бетоне сталебетонных и сталежелезобетонных водоводов (не более 0,5 мм, если иное не предусмотрено проектной документацией);

динамической устойчивости при всех эксплуатационных режимах работы.

Контроль за указанными показателями должен осуществляться в соответствии с требованиями законодательства о техническом регулировании и законодательства о безопасности ГТС.

Владельцем электростанции должна быть обеспечена готовность к действию автоматических защитных устройств, предусмотренных на случай разрыва водовода, а также работоспособность определенной проектной документацией защиты здания ГЭС, ГАЭС от затопления в случае повреждения (разрыва) водовода.

143. Владельцем электростанции должно быть обеспечено исправное состояние аэрационных устройств напорных водоводов ГЭС, ГАЭС, включая их системы обогрева. Проверка состояния, утепление аэрационных устройств в период отрицательных температур должно осуществляться в объеме и в сроки, предусмотренные проектной документацией или производственной (местной) инструкцией. Полное закрытие затворов, установленных на напорных водоводах, может проводиться при исправном состоянии аэрационных устройств, если иное не предусмотрено проектной документацией.

144. Для обеспечения надежной и безопасной эксплуатации основного и вспомогательного оборудования ГЭС, ГАЭС ежегодно до наступления весеннего половодья, а в отдельных случаях также до летне-осеннего паводка комиссией, образованной владельцем электростанции, должен быть произведен осмотр и осуществлена проверка подготовки к половодью (паводку) основного и вспомогательного оборудования ГЭС, ГАЭС, всех ГТС, их механического оборудования, подъемных устройств. После прохождения половодья (паводка) образованная владельцем электростанции комиссия должна осуществить осмотр и проверку состояния основного и вспомогательного оборудования ГЭС, ГАЭС, всех ГТС, их механического оборудования, подъемных устройств.

IX.I. Требования к эксплуатации механического

оборудования ГТС

145. Механическое оборудование ГТС (затворы, решетки, подъемные механизмы и иное оборудование), средства его дистанционного или автоматического управления и сигнализации, а также подъемные и транспортные устройства общего назначения должны находиться в исправном состоянии и быть готовы к работе. Затворы водосбросных сооружений и пазовые конструкции должны быть подготовлены к работе перед прохождением паводка. Выявленные повреждения должны быть устранены в рамках проведения мероприятий по техническому обслуживанию и ремонтов механического оборудования ГТС.

146. Техническое обслуживание и ремонт механического оборудования ГТС должны осуществляться в соответствии с Правилами ТОиР.

147. В целях обеспечения надежности и безопасности механического оборудования ГТС ГЭС, ГАЭС владельцем электростанции должен быть организован периодический осмотр и проверка механического оборудования ГТС в соответствии с утвержденным техническим руководителем графиком. По результатам проведенной проверки и осмотра владелец электростанции должен определить необходимость выполнения инструментального обследования механического оборудования.

Порядок и сроки проведения инструментальных обследований определяются в соответствии с законодательством о техническом регулировании и законодательством о безопасности ГТС.

148. Основные затворы должны быть оборудованы указателями положения затворов.

При маневрировании затворами их движение должно происходить беспрепятственно, без рывков.

В части несущих элементов металлоконструкций затвора должна быть обеспечена полная водонепроницаемость.

Величина протечек по периметру (секции) уплотнения не должна превышать 0,2 литра на погонный метр в секунду.

Нахождение затворов в положениях, при которых появляется повышенная вибрация затворов или конструкций ГТС, свыше периода, определенного технической документацией, не допускается.

149. Для обеспечения работы ГЭС, ГАЭС при минусовых температурах владельцем электростанции должны быть обеспечены утепление или обогрев пазов, опорных устройств и пролетных строений затворов, сороудерживающих решеток, предназначенных в соответствии с проектной документацией для маневрирования в зимних условиях.

150. Сороудерживающие конструкции (решетки, сетки, запани) должны очищаться от сора (при его наличии). Эксплуатация сороудерживающих решеток при перепаде уровней, превышающем расчетный уровень в соответствии с проектной документацией или установленный в производственных (местных) инструкциях при отсутствии таких значений в проектной документации, не допускается. Очистка сороудерживающих решеток должна проводиться методом и средствами, предусмотренными проектной документацией. Останов гидроагрегатов, включенных в перечень объектов диспетчеризации, для чистки решеток от сора должен проводиться на основании диспетчерской заявки, поданной владельцем электростанции и разрешенной субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике.

151. В процессе эксплуатации механического оборудования владелец электростанции должен проводить мероприятия по защите их от коррозии.

IX.II. Требования к эксплуатации ГТС в морозный период

152. До наступления минусовой температуры наружного воздуха и появления льда владельцем электростанции должны быть 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, а также средства майнообразования в случае, если наличие соответствующих устройств, средств предусмотрено требованиями проектной документации.

В дополнение к действиям, перечисленным в абзаце первом настоящего пункта Правил владелец электростанции также должен провести проверку и ремонт шугосбросов и шугоотстойников, а также проверку шугосигнализаторов и микротермометров в случае, если их наличие предусмотрено проектной документацией.

153. Вдоль затворов, не рассчитанных на давление сплошного ледяного поля, должны быть проведены мероприятия по снижению нагрузки ото льда, в том числе при наличии технической возможности устроена полынья, поддерживаемая в свободном ото льда состоянии в течение зимы.

154. Для борьбы с шугой в подпорных бьефах и водохранилищах на реках с устойчивым ледяным покровом владельцем ГЭС должны проводиться мероприятия, способствующие быстрому образованию льда: поддержание постоянного уровня воды на возможно более высоких отметках и постоянного забора воды ГЭС при возможно меньшем расходе через гидроагрегаты и насосы. Если по результатам проведения указанных мероприятий шуга сохраняется, по решению технического руководителя ГЭС осуществляется полный останов ГЭС.

155. На реках, где не образуется ледяной покров, шуга должна пропускаться через турбины ГЭС (за исключением ковшовых), а в случае невозможности — через шугосбросы. Порядок сброса шуги должен быть определен производственной (местной) инструкцией.

156. Режим работы каналов ГЭС в период шугохода должен обеспечивать непрерывное течение воды без образования заторов, полностью перекрывающих 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 владельцем электростанции должны быть удалены устройства, стесняющие течение (решетки, запани).

157. Перед ледоставом и в период ледостава для ГЭС, на которых возможно шугообразование, владельцем электростанции должны быть организованы систематические (не реже одного 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 определяться производственной (местной) инструкцией.

158. Если принятые меры (обогрев, очистка) не предотвращают забивания решеток шугой и появления опасных перепадов напора на них, владельцем электростанции должен быть произведен поочередный останов турбин (или насосов) для очистки решеток.

При этом владельцем электростанции должны быть приняты меры, обеспечивающие бесперебойную работу системы технического водоснабжения.

IX.III. Требования к эксплуатации водного хозяйства

электростанций, гидрологическому и метеорологическому

обеспечению и управлению водным режимом

159. Владелец электростанции должен обеспечить работу электростанции с использованием всего мощностного регулировочного диапазона при наличии для этого водных ресурсов, если иной режим не установлен правилами использования водных ресурсов водохранилища.

При эксплуатации гидроузла управление водным режимом должно осуществляться с соблюдением параметров водного режима, устанавливаемых:

правилами использования водных ресурсов водохранилища;

решениями федерального органа исполнительной власти, уполномоченного Правительством Российской Федерации на управление режимом сработки и наполнения водохранилищ, с учетом правил использования водных ресурсов водохранилища, складывающейся гидрометеорологической обстановки и схемно-режимных условий энергосистемы.

Владелец электростанции должен обеспечить регулирование режимов работы гидроузлов и контроль соответствия уровней в верхнем и нижнем бьефах гидроузлов, установленных согласно абзацам третьему и четвертому настоящего пункта Правил, без учета сгонно-нагонных ветровых явлений.

160. При предотвращении развития и ликвидации аварий в энергосистеме владелец электростанции должен обеспечить изменение режима работы ГЭС, ГАЭС от действия средств автоматического противоаварийного управления или по команде диспетчера субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике с последующим восстановлением параметров водного режима, установленных в соответствии с требованиями пункта 159 Правил.

161. По решению владельца электростанции, согласованному с субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, функции по управлению водным режимом группы ГЭС могут выполняться работником из числа оперативного персонала (далее — начальник смены каскада ГЭС), в случае соответствия таких ГЭС одному из следующих условий:

электростанции работают в составе каскада гидроузлов или водохозяйственной системы и имеют общий искусственный водный тракт;

электростанции входят в состав одного гидроузла;

электростанции работают в составе каскада гидроузлов, при этом одна из ГЭС имеет контррегулирующее водохранилище, предназначенное для перераспределения и выравнивания во времени поступающих в него расходов воды второй (вышележащей) ГЭС, обеспечивающее регулирование стока не выше суточного, при времени добегания воды между указанными ГЭС менее 24 часов.

Осуществление указанных в абзаце первом настоящего пункта Правил функций в отношении такой группы ГЭС допускается при выполнении следующих требований:

оснащение рабочего места начальника смены каскада ГЭС каналами связи для передачи телеметрической информации и ведения оперативных переговоров с оперативным персоналом каждой из указанных ГЭС;

обеспечение круглосуточного дежурства на рабочем месте начальника смены каскада ГЭС.

162. Для каждой ГЭС, ГАЭС ее владельцем должна быть разработана инструкция по ведению водно-энергетического режима, в том числе определяющая:

условия пропуска воды через водосбросные сооружения, учитывающие исключение повреждений сооружений, размыв дна за ними, влияющий на устойчивость сооружений;

скорость изменения расхода воды, уровней в нижнем и верхних бьефах (в случае наличия ограничений) с учетом безопасности ГТС, условий обеспечения защиты от наводнений населения и объектов экономики в нижнем бьефе гидроузла, установленных правилами использования водных ресурсов водохранилища;

порядок расчета основных параметров режима работы гидроузла с учетом заданного диспетчерского графика работы генерирующего оборудования электростанции и исходных данных, необходимых для проведения указанного расчета;

порядок маневрирования затворов водосбросных и водопропускных сооружений;

порядок информирования органов исполнительной власти субъекта Российской Федерации и органов местного самоуправления в период прохождения паводков и половодья.

163. Скорость изменения расхода воды через гидротурбины должна определяться в соответствии с расходными характеристиками гидротурбин с учетом диспетчерского графика, задаваемого субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике. Предупреждение об изменении расхода не дается, если иное не предусмотрено условиями эксплуатации ГЭС.

164. При эксплуатации ГЭС (кроме ГЭС, не имеющих регулирующих водохранилищ) ее владелец должен обеспечить получение от организаций, уполномоченных на ведение деятельности в области гидрометеорологии:

прогнозов притока, включая краткосрочные (до 15 суток), среднесрочные (до 30 суток) и на период половодья;

данных гидрометеорологических наблюдений, позволяющих определять фактические параметры водного режима (приточный расход, уровень верхнего бьефа, уровень нижнего бьефа, сгонно-нагонные ветровые явления).

В случае отсутствия указанной информации порядок ее замещения должен быть определен владельцем электростанции в производственной (местной) инструкции.

IX.IV. Требования к эксплуатации гидротурбинных установок

165. Эксплуатация гидротурбин должна осуществляться в режимах и нагрузках, исключающих отклонение от допустимых параметров, заданных организацией-изготовителем и натурными испытаниями.

166. Длительная работа гидроагрегата при повышенных уровнях вибрации не допускается. Период работы гидроагрегата при повышенной вибрации определяется технической документацией.

Размах горизонтальной вибрации (двойная амплитуда) корпуса турбинного подшипника, а также размах горизонтальной вибрации верхней и нижней крестовин генератора, если на них расположены направляющие подшипники, в зависимости от частоты вращения ротора гидроагрегата не должен превышать значений, указанных в таблице 1 приложения N 2 к Правилам.

Размах вертикальной вибрации крышки турбины, опорного конуса или грузонесущей крестовины генератора в зависимости от частоты вибрации не должен превышать значений, указанных в таблице 2 приложения N 2 к Правилам.

Указанные в приложении N 2 к Правилам значения вибрации должны применяться в случаях, если иные значения не установлены документацией организаций — изготовителей гидротурбины, гидрогенератора.

Биение вала гидроагрегата должно не превышать значений, предусмотренных в производственной (местной) инструкции и установленных организациями — изготовителями гидротурбины и гидрогенератора.

Периодичность и объем проверки вибрационного состояния гидроагрегата должны устанавливаться в соответствии с производственными (местными) инструкциями.

167. Система управления и защиты гидротурбины должна обеспечивать предусмотренную проектной документацией работу агрегата в заданных режимах и нагрузках, а также остановку агрегата с возможностью ввода корректировок по ограничению открытия направляющего аппарата от напора и уровня нижнего бьефа. Для испытаний и пусконаладочных работ регулятор скорости гидротурбины должен предусматривать возможность управления в ручном режиме.

В производственных (местных) инструкциях на основании документации организации-изготовителя должны быть предусмотрены случаи, требующие:

незамедлительной остановки (отключения) гидроагрегата действием защит или персоналом в сроки, определенные технической документацией и/или местными инструкциями;

разгрузки и последующей остановки (отключения) гидроагрегата по согласованию с техническим руководителем.

В случаях аварийного останова от действия защит повторный пуск гидроагрегата допускается после выяснения причин действия защиты, полного осмотра оборудования, устранения всех выявленных дефектов и замечаний и с разрешения технического руководителя ГЭС.

168. Комбинаторная зависимость поворотно-лопастных гидротурбин должна быть настроена в соответствии с документацией организации-изготовителя и уточняться при натурных испытаниях.

При работе гидроагрегата в режиме синхронного компенсатора уровень воды в камере рабочего колеса гидротурбины должен быть ниже отметки низа рабочего колеса и не превышать установленного проектом значения.

Включение системы охлаждения лабиринтных уплотнений, если ее наличие предусмотрено требованиями проектной документации, радиально-осевых и диагональных гидротурбин при переводе в режим синхронного компенсатора должно быть автоматизировано.

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

Поддержание уровня воды под рабочим колесом подкачкой сжатого воздуха должно производиться автоматически.

169. Система регулирования гидротурбины, за исключением гидротурбин ГЭС, ГАЭС установленной мощностью 5 МВт и ниже и классом напряжения 6 кВ и ниже, оснащенных пуско-останавливающими устройствами, должна обеспечивать:

автоматический пуск и останов;

поддержание номинальной частоты вращения на холостом ходу и под нагрузкой;

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

170. На каждой ГЭС, ГАЭС владельцем электростанции должны быть разработаны и утверждены производственные (местные) инструкции по эксплуатации гидротурбин при нормальной и аварийной ситуациях.

171. Работа регулятора скорости и параметры настройки системы регулирования должны проверяться после проведения ремонта узлов системы регулирования. Периодичность и объем проверки работы регулятора скорости и параметров настройки системы регулирования в межремонтный период должны определяться в производственной (местной) инструкции.

172. Для каждого гидроагрегата должно быть определено и организовано в установленные производственной (местной) инструкцией сроки проведение периодического контроля минимального времени прохождения 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.

С периодичностью, установленной производственной (местной) инструкцией, должна проверяться работоспособность систем регулирования.

173. Для каждой гидротурбины технической документацией организаций-изготовителей или производственной (местной) инструкцией должны быть установлены допустимые значения вибрации, реализуемые в комплексе виброконтроля и защит гидротурбины в случае, если установка указанных комплексов защит предусмотрена Методическими указаниями по технологическому проектированию гидроэлектростанций и гидроаккумулирующих электростанций, утвержденными приказом Минэнерго России от 16 августа 2019 г. N 857 <44>, или проектной документацией.

———————————

<44> Зарегистрирован Минюстом России 21 апреля 2020 г., регистрационный N 58155.

174. Подшипники турбин со смазкой водой должны быть оборудованы предупредительными и аварийными сигналами по давлению и расходу воды.

Подшипники турбин со смазкой маслом должны быть оборудованы предупредительными и аварийными сигналами по температурам сегментов, горячего и холодного масла в случае, если это предусмотрено требованиями документации организации-изготовителя, минимального и максимального уровня масла в ванне в соответствии с требованиями конструкторской документации.

175. Гидротурбины должны работать при полностью открытых затворах, установленных на турбинных водоводах. Максимальное открытие направляющего аппарата гидротурбины должно быть ограничено значением, соответствующим максимально допустимой нагрузке генератора (генератора-двигателя) при таком напоре и высоте отсасывания.

176. 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.

Открытие направляющего аппарата насос-турбины, работающей в насосном режиме, должно обеспечивать работу насос-турбины с максимально возможным коэффициентом полезного действия для заданной нагрузки и действующего напора, а также минимальный уровень вибрации.

177. Пуск насос-турбины в насосный режим должен осуществляться при полностью закрытом направляющем аппарате или закрытом предтурбинном затворе.

178. Измерительные приборы контроля параметров работы обратимых гидроагрегатов должны обеспечивать контроль параметров во всех режимах работы без дополнительных переключений.

X. Требования к техническому водоснабжению

объектов электроэнергетики

179. Для регулирования давления в системе водоснабжения объектов электроэнергетики должны применяться регуляторы давления или дроссельные устройства, если иное не предусмотрено проектной документацией. Регулирование давления в системе частичным открытием задвижек запрещается.

180. Арматура, установленная на трубопроводах, должна использоваться в соответствии с ее функциональным назначением.

181. На ГЭС контроль должен осуществляться за:

расходом и давлением воды в маслоохладителях подпятника и подшипников генератора и турбины;

расходом воды в направляющем подшипнике гидротурбины;

расходом и давлением воды на уплотнение вала гидротурбины;

перепадом давления на фильтрах грубой и тонкой очистки.

182. В схемах охлаждения трансформаторов и теплообменных аппаратов, заполненных маслом, должно быть обеспечено проведение периодического контроля за давлением масла. Давление воды должно быть ниже давления масла не менее чем на 0,1 кг/см².

183. После ремонтов с разборкой системы технического водоснабжения должны быть проведены осмотры и гидравлические испытания в соответствии с требованиями организации-изготовителя или производственной (местной) инструкции.

184. 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.

185. В случае накипеобразующей способности охлаждающей воды эксплуатационный персонал объекта электроэнергетики должен выполнять мероприятия, предусмотренные производственной (местной) инструкцией.

186. Работа оборудования и гидроохладителей системы технического водоснабжения должна обеспечивать выполнение положений пункта 184 Правил.

187. При прямоточном, комбинированном и оборотном водоснабжении с водохранилищами-охладителями владельцем объекта электроэнергетики должны быть определены и реализованы мероприятия по исключению шугообразования.

188. 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.

189. 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 должны быть устранены в период ремонта в соответствии с графиком ремонта.

190. Водораспределительные системы градирен и брызгальных бассейнов должны промываться в соответствии с производственной (местной) инструкцией, учитывающей качество воды.

191. Осмотр решеток и сеток должен осуществляться в соответствии с производственной (местной) инструкцией, учитывающей контроль перепада давления воды.

192. В случае увлажнения и обледенения прилегающей территории и зданий при эксплуатации градирен в зимний период градирни должны быть оборудованы водоулавливающими устройствами.

В осенне-зимний период во избежание увлажнения и обледенения расположенного вблизи градирен оборудования, конструктивных элементов и территории должны быть приняты меры по изменению режима работы брызгальных устройств в соответствии с производственной (местной) инструкцией.

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

193. В случае временного вывода из эксплуатации градирен с горючими элементами конструкций должны быть приняты меры противопожарной безопасности.

XI. Общие требования к эксплуатации тепломеханического

оборудования электростанций

194. Техническое состояние механизмов и оборудования электростанций должно обеспечивать их проектную производительность и готовность к работе.

195. Резервные механизмы и оборудование должны работать поочередно в соответствии с графиком, утвержденным техническим руководителем.

196. Проверка срабатывания устройств АВР должна проводиться по программе (в соответствии с производственной (местной) инструкцией) и графику, утвержденным техническим руководителем.

197. Производство ремонтных и наладочных работ в цепях включенных защит на работающем оборудовании не допускается.

198. Перед пуском оборудования после ремонта должны быть проверены исправность и готовность к включению основного и вспомогательного оборудования, КИП, средств дистанционного и автоматического управления, устройств релейной и технологической защиты, блокировок, средств телемеханики и связи. Выявленные при этом неисправности должны быть устранены до пуска.

199. Перед пуском оборудования после нахождения его в резерве более трех суток должны быть проверены:

работоспособность КИП, средств дистанционного и автоматического управления, устройств технологической защиты, блокировок, средств телемеханики и связи;

прохождение команд технологических защит на все исполнительные устройства;

исправность и готовность к включению тех устройств и оборудования, на которых за время простоя проводились ремонтные работы. Выявленные при этом неисправности должны быть устранены до пуска.

При неисправности защитных блокировок и устройств защиты, действующих на останов оборудования, пуск его не допускается.

200. Вывод из работы технологических защит не допускается, за исключением следующих случаев:

при работе оборудования в переходных режимах в случае, если необходимость отключения технологической защиты определена производственной (местной) инструкцией по эксплуатации основного оборудования;

для периодического опробования, если оно проводится на действующем оборудовании;

при неисправности технологической защиты.

В случае, указанном в абзаце втором настоящего пункта, отключение технологической защиты должно проводиться по распоряжению начальника смены электростанции и оформляться записью в оперативной документации.

В случае, указанном в абзаце четвертом настоящего пункта, отключение технологической защиты должно проводиться по распоряжению начальника смены электростанции и оформляться записью в оперативной документации с обязательным уведомлением технического руководителя.

201. Объем включенного вспомогательного оборудования, КИП, средств дистанционного и автоматического управления, устройств технологической защиты, блокировок, средств информации на работающем оборудовании должен обеспечивать возможность достижения номинальной мощности (производительности) генерирующего оборудования (за исключением случаев наличия ограничений мощности).

202. Пуск основного генерирующего оборудования должен быть организован под руководством ответственного за проведение данного пуска лица в соответствии с порядком, установленным техническим руководителем.

203. В зимний период на оборудовании, находящемся в резерве или ремонте, должно осуществляться наблюдение за температурой воздуха.

Порядок эксплуатации оборудования при отрицательной температуре наружного воздуха должен быть определен производственной (местной) инструкцией.

204. При эксплуатации генерирующего оборудования должны быть обеспечены:

надежность и безопасность работы основного и вспомогательного оборудования;

готовность к несению электрической и тепловой нагрузки в пределах регулировочного диапазона;

поддержание параметров маневренности генерирующего оборудования, в том числе скорости изменения нагрузки генерирующего оборудования и продолжительности пуска из различных тепловых состояний.

205. При эксплуатации топливно-транспортного хозяйства электростанций в дополнение к требованиям, предусмотренным настоящей главой Правил, должны соблюдаться требования глав XII — XVI Правил.

При эксплуатации оборудования электростанций, работающего под избыточным давлением, в дополнение к требованиям, предусмотренным настоящей главой Правил, должны соблюдаться требования главы XVII Правил.

При эксплуатации турбинных и газопоршневых установок в дополнение к требованиям, предусмотренным настоящей главой Правил, должны соблюдаться требования глав XVIII — XX Правил.

При эксплуатации блочных установок ТЭС в дополнение к требованиям, предусмотренным настоящей главой Правил, должны соблюдаться требования главы XXI Правил.

При эксплуатации оборудования и систем водоподготовки и водно-химического режима ТЭС в дополнение к требованиям, предусмотренным настоящей главой Правил, должны соблюдаться требования глав XXII — XXVI Правил.

При эксплуатации станционных теплофикационных установок в дополнение к требованиям, предусмотренным настоящей главой Правил, должны соблюдаться требования главы XXVII Правил.

При эксплуатации систем управления технологическими процессами ТЭС в дополнение к требованиям, предусмотренным настоящей главой и главой VII Правил, должны соблюдаться требования главы XXVIII Правил.

При эксплуатации оборудования и систем золоулавливания и золоудаления ТЭС в дополнение к требованиям, предусмотренным настоящей главой Правил, должны соблюдаться требования главы XXIX Правил.

XII. Требования к эксплуатации

топливно-транспортного хозяйства

206. При эксплуатации топливно-транспортного хозяйства должны быть обеспечены:

доставка топлива на объект электроэнергетики;

надежность и безопасность работы систем топливоподготовки и топливоподачи;

приемка топлива от поставщиков и контроль его количества и качества;

складирование доставленного топлива;

создание и поддержание нормативных запасов топлива в соответствии с Порядком создания и использования тепловыми электростанциями запасов топлива, в том числе в отопительный сезон, утвержденным приказом Минэнерго России от 27 ноября 2020 г. N 1062 <45>;

———————————

<45> Зарегистрирован Минюстом России 30 марта 2021 г., регистрационный N 62920.

хранение и использование запаса топлива в порядке, установленном техническим руководителем;

бесперебойная подготовка и подача топлива к месту его использования.

207. Система учета топлива должна обеспечивать определение количества и качества поступающего на склад и подаваемого в топливоиспользующие установки топлива в соответствии с проектной документацией.

208. При эксплуатации топливно-транспортного хозяйства электростанций в дополнение к требованиям, предусмотренным настоящей главой Правил, должны соблюдаться требования глав XIII — XVI Правил.

XIII. Требования к эксплуатации хозяйства твердого топлива

209. Хранение топлива на складе должно быть организовано в соответствии с проектной документацией и разработанной на ее основе производственной (местной) инструкцией по хранению углей, горючих сланцев и фрезерного торфа на открытых складах электростанций, учитывающей параметры склада и характеристики принимаемых на склад топлив.

210. Механизмы и оборудование топливных складов должны обеспечивать их проектную производительность.

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

212. Работа оборудования и устройств топливоподачи при отсутствии или неисправном состоянии предупредительной сигнализации, необходимых ограждающих и тормозных устройств не допускается.

213. Эксплуатация тракта топливоподачи при неработающих аспирационных устройствах, средствах пылеподавления запрещается.

На работающем конвейере металлоуловители должны быть постоянно включены и сблокированы с ним. Эксплуатация конвейера топливоподачи при неработающей системе металлоулавливания запрещается.

Владельцем объекта электроэнергетики должны быть приняты меры, направленные на исключение зависания топлива в бункерах и течках.

214. Эксплуатация транспортеров с выведенной или неисправной блокировкой, аспирационными устройствами и средствами пылеподавления не допускается.

215. Запыленность и загазованность воздуха (содержание монооксида углерода) в помещениях системы топливоподачи должны контролироваться по графику, утвержденному техническим руководителем.

В производственных помещениях должна соблюдаться чистота. График уборки производственных помещений должен быть утвержден техническим руководителем.

Гидроуборку при температуре в помещениях ниже 5 °C, а также при нарушенной герметической заделке облицовки и швов внутренних помещений проводить не разрешается.

216. При соединении и ремонте конвейерных лент применение деталей и материалов, дающих искрение, не допускается.

XIV. Требования к эксплуатации хозяйства жидкого топлива

217. При эксплуатации хозяйства жидкого топлива должна обеспечиваться бесперебойная подача подогретого и профильтрованного топлива с давлением и вязкостью, необходимыми для нормальной работы форсунок котлов и газотурбинных установок (далее — ГТУ).

При хранении и подаче на сжигание жидкого топлива не должно быть допущено его обводнения.

Слив топлива должен проводиться по утвержденной техническим руководителем инструкции.

218. У владельца объекта электроэнергетики должны быть в наличии технические паспорта на трубопроводы жидкого топлива и их паровые спутники.

219. Мазут из сливных лотков после окончания слива цистерн должен быть спущен полностью. Лотки, гидрозатворы, шандоры и фильтры, установленные перед приемными емкостями, должны очищаться по мере загрязнения.

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

Мазут в резервуарах, из которых осуществляется подача на форсунки котлов, должен подогреваться. В системе трубопроводов жидкого топлива, по которым подается мазут на форсунки котлов, должна осуществляться рециркуляция мазута для обеспечения возможности его быстрого использования.

Температура мазута в приемных емкостях и резервуарах хранения топлива не должна быть выше 90 °C.

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

221. Наружный осмотр мазутопроводов и арматуры, в том числе в котельном отделении, должен проводиться по утвержденному графику, но не реже 1 раза в год.

222. 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 проводиться по графику, но не реже 1 раза в месяц. Проверка срабатывания устройств АВР должна проводиться не реже 1 раза в квартал по программе и графику, утвержденным техническим руководителем.

223. При выводе в ремонт топливопроводы или оборудование должны быть отключены от работающего оборудования, сдренированы и в случае производства внутренних и (или) огневых работ пропарены и заглушены.

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

Перед включением в работу мазутного резервуара с мазутом, хранящимся свыше 6 месяцев, из придонного слоя (до 0,5 м) должна быть отобрана проба мазута для анализа на влажность и приняты меры, предотвращающие попадание отстоявшейся воды в мазутопроводы в соответствии с производственной (местной) инструкцией.

224. По утвержденному техническим руководителем графику, но не реже 1 раза в неделю должны проверяться:

действие сигнализации предельного повышения и понижения температуры топлива, подаваемого на сжигание;

действие сигнализации понижения давления топлива, подаваемого на сжигание;

правильность показаний выведенных на щит управления дистанционных уровнемеров и приборов для измерения температуры топлива в резервуарах и приемных емкостях.

XV. Требования к приему, хранению и подготовке к сжиганию

жидкого топлива ГТУ

225. Приемка на склад, подготовка к сжиганию вида жидкого топлива, не указанного в проектной документации, должна осуществляться в соответствии с утвержденной техническим руководителем программой.

Использование жидких топлив с температурой вспышки ниже 45 °C, с вязкостью выше 16 °ВУ (118 мм²/с) при температуре 80 °C допускается только при наличии проектного обоснования или на основании документации организации — изготовителя ГТУ.

226. Слив топлива должен быть организован закрытым способом. Сливные устройства, их антикоррозионные покрытия, паровые спутники, арматура 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 производственных (местных) инструкциях.

227. 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.

228. Периодичность контроля качества топлива и присадки при хранении и подаче топлива на сжигание, места отбора проб и определяемые показатели качества должны быть установлены производственной (местной) инструкцией с учетом проектных решений.

229. Эксплуатация газового хозяйства объекта электроэнергетики должна быть организована в соответствии с положениями федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности сетей газораспределения и газопотребления», утвержденных приказом Ростехнадзора от 15 декабря 2020 г. N 531 <46>, в части требований безопасности, относящихся к газораспределению и газопотреблению (далее — Правила безопасности сетей газораспределения и газопотребления).

———————————

<46> Зарегистрирован Минюстом России 30 декабря 2020 г., регистрационный N 61962.

XVI. Требования к эксплуатации

пылеприготовительных установок

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

Система пылеприготовления должна обеспечивать работу котла в соответствии с его режимной картой.

Режимная карта котла должна составляться после пуска новой системы пылеприготовления и пересматриваться после реконструкции (модернизации), а также после проведения капитального ремонта.

231. Перед пуском вновь смонтированной или реконструированной пылеприготовительной установки, а также после ремонта или длительного нахождения в резерве (более 3 суток) 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 не допускаются.

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

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

Контрольный внутренний осмотр вновь смонтированной или реконструированной установки с составлением акта должен быть проведен не позднее чем через 200 часов работы системы пылеприготовления специальной комиссией, назначаемой техническим руководителем.

232. При эксплуатации пылеприготовительных установок:

должны быть включены и находиться в исправном состоянии измерительные приборы, регуляторы, устройства сигнализации, технологические защиты и блокировки, предусмотренные проектной документацией;

должен осуществляться контроль за тонкостью пыли в соответствии с производственной (местной) инструкцией.

233. 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 производственной (местной) инструкции;

234. При повышении температуры сушильного агента и пылегазовоздушной смеси до значений, указанных в таблицах 1 и 2 приложения N 3 к Правилам, должны приниматься меры по ее экстренному снижению, а при превышении этих значений на 10 °C система пылеприготовления должна быть незамедлительно остановлена и включены системы паро- и водотушения.

235. Контроль и устранение присосов воздуха в пылеприготовительных установках должны быть организованы по графику, утвержденному техническим руководителем, но не реже одного раза в месяц, а также перед выводом в капитальные и средние ремонты.

Присосы воздуха в пылеприготовительной установке должны быть не выше значений, приведенных в приложении N 4 к Правилам и выраженных в процентах от расхода сухого сушильного агента на входе в установку без учета испаренной влаги из топлива.

В системах с прямым вдуванием пыли при воздушной сушке определение значений присосов не требуется, а плотность установки должна проверяться путем подачи воздуха.

236. В разомкнутых пылеприготовительных (сушильных) установках должно контролироваться состояние устройств для очистки отработавшего сушильного вентилирующего агента, аэродинамические сопротивления циклонов, фильтров, скрубберов согласно графику, утвержденному техническим руководителем.

Эффективность очистки от пыли отработавшего сушильного агента должна проверяться не реже двух раз в год, а также перед выводом в капитальный ремонт или на реконструкцию.

237. Для предупреждения слеживания пыли в бункерах пыль должна периодически срабатываться до минимального уровня. Периодичность срабатывания должна быть установлена производственной (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 сжигание газа или мазута на установленный технической документацией период, 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 не допускается.

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

238. В производственной (местной) инструкции по эксплуатации систем пылеприготовления должны быть определены меры по исключению зависания и самовозгорания бункера сырого топлива, в том числе срабатыванием до минимального уровня в сроки и с периодичностью, установленных графиком, утвержденным техническим руководителем.

При переходе на сжигание газа и мазута на установленный технической документацией период бункера котла должны быть полностью опорожнены.

239. Для поддержания установленной шаровой загрузки в барабанных мельницах должна быть организована регулярная добавка шаров в соответствии с требованиями, установленными документацией организации-изготовителя. При отсутствии указанных требований должна быть организована добавка шаров диаметром 40 мм, прошедших термическую обработку, с твердостью по методу измерения Бринелля не ниже 400 hardness Brinell (далее — HB). Периодичность добавки шаров должна обеспечивать фактическую шаровую загрузку не менее 95% от проектного значения. Во время ремонта при сортировке шары диаметром менее 15 мм должны быть удалены.

240. В помещениях пылеприготовительных установок с периодичностью, установленной в технической документации, должна проводиться уборка, удаление пыли со стен, подоконников, перекрытий, лестниц, поверхностей оборудования и с других мест отложения пыли.

При обнаружении пыления должны приниматься меры к его незамедлительному устранению. Должен быть организован контроль за предотвращением накопления пыли на горячих поверхностях оборудования.

Уборка помещений должна проводиться методом, обеспечивающим отсутствие завихрения пыли. Выполнение ручной уборки пыли допускается только после предварительного увлажнения пыли водой путем разбрызгивания.

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

241. Пылеприготовительная установка и оборудование топливоподачи должны проверяться на предмет соответствия схемно-технических решений проектной документации, проектным характеристикам, паспортным характеристикам организации — изготовителя оборудования:

перед вводом в работу по завершении монтажа, капитального ремонта и реконструкции установки;

периодически в соответствии с графиком, утвержденным техническим руководителем, но не реже чем один раз в 6000 часов;

после каждого аварийного останова вследствие взрыва в пылеприготовительной установке с вскрытием взрывных предохранительных клапанов и (или) разрушением оборудования.

Результаты освидетельствования должны оформляться актом, утверждаемым техническим руководителем.

XVII. Требования к эксплуатации паровых и водогрейных

котельных установок

242. При эксплуатации оборудования, работающего под избыточным давлением, должно быть обеспечено соблюдение требований законодательства в сфере промышленной безопасности опасных производственных объектов, требований проектной документации, документации организаций-изготовителей и производственных (местных) инструкций по эксплуатации.

243. Эксплуатация котла должна вестись в соответствии с режимной картой, утвержденной техническим руководителем.

Эксплуатационные испытания котла для составления режимной карты и корректировки производственной (местной) инструкции должны проводиться:

при вводе котла в эксплуатацию;

после внесения в котел конструктивных изменений;

при переходе на другой вид или марку топлива;

для выяснения причин отклонения параметров от заданных значений.

Котлы должны быть оборудованы приспособлениями, необходимыми для проведения эксплуатационных испытаний.

Режимная карта должна быть пересмотрена после реконструкции или модернизации котла, реконструкции или замены горелочных устройств (для котла-утилизатора без дожига — после реконструкции или модернизации газовой турбины), изменения марки или качества топлива, но не реже 1 раза в 5 лет.

244. Для обеспечения надежной и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котельных установок должны проводиться испытания рабочего комплекта мазутных форсунок на водяном стенде для проверки их производительности и качества распыливания не реже 1 раза в 12 месяцев, если меньший интервал не установлен производственной (местной) инструкцией.

245. При эксплуатации котлов температура воздуха, поступающего в воздухоподогреватель, должна быть не ниже значений, установленных в приложении N 5 к Правилам.

246. Температура предварительного подогрева воздуха при сжигании мазута с содержанием серы более 0,5% должна быть выбрана такой, чтобы температура уходящих газов в регулировочном диапазоне нагрузок котла была не ниже 150 °C, если иного не установлено проектной документацией.

Растопка котла на мазуте с содержанием серы более 0,5% должна проводиться с предварительно включенной системой подогрева воздуха (калориферы, система рециркуляции горячего воздуха).

Температура воздуха перед воздухоподогревателем в начальный период растопки на мазутном котле должна быть не ниже 90 °C, если иное не установлено проектной документацией.

247. На котлах, сжигающих твердое топливо в пылевидном состоянии, должен быть организован отбор проб летучей золы для контроля потерь тепла от механической неполноты сгорания. Периодичность отбора проб золы уноса должна быть установлена производственной (местной) инструкцией, но не реже одного раза в смену при сжигании угля марки АШ и тощих углей и не реже одного раза в сутки при сжигании других твердых топлив.

248. Котел должен быть незамедлительно остановлен (отключен) оперативным персоналом при отказе в работе защит или при их отсутствии в соответствии с федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности «Правилами промышленной безопасности при использовании оборудования, работающего под избыточным давлением», утвержденными приказом Ростехнадзора от 15 декабря 2020 г. N 536 <47> (далее — Правила промышленной безопасности ОПО). При останове (отключении) котла в указанном случае оперативный персонал должен действовать самостоятельно, без согласования своих действий с начальником цеха.

———————————

<47> Зарегистрирован Минюстом России 31 декабря 2020 г., регистрационный N 61998.

249. Котел должен быть остановлен по распоряжению технического руководителя в случаях:

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;

недопустимого превышения температуры металла поверхностей нагрева, если понизить температуру изменением режима работы котла не удается;

выхода из строя всех дистанционных указателей уровня воды в барабане котла;

резкого ухудшения качества питательной воды по сравнению с нормами, установленными Правилами;

прекращения работы золоулавливающих установок на пылеугольном котле;

неисправности отдельных защит или устройств дистанционного и автоматического управления и КИП.

250. Основное и вспомогательное тепломеханическое оборудование, в том числе арматура, оборудование, работающее под избыточным давлением, должны быть пронумерованы и (или) закодированы.

В случае применения на объекте электроэнергетики двух систем идентификации оборудования нумерация может быть выполнена двойной.

Основное оборудование должно иметь порядковые номера, а вспомогательное — тот же номер, что и основное, с добавлением букв А, Б, В и далее. Нумерация оборудования должна осуществляться от постоянного торца здания и от ряда А. На дубль-блоках каждому котлу должен присваиваться номер блока с добавлением букв А и Б. Отдельные звенья системы топливоподачи должны быть пронумерованы последовательно и в направлении движения топлива, а параллельные звенья — с добавлением к этим номерам букв А и Б по ходу топлива слева направо.

251. Тепловые испытания паровых и водогрейных котельных установок должны проводиться:

на вновь смонтированном оборудовании для получения фактических показателей и составления нормативных характеристик;

периодически в процессе эксплуатации (не реже 1 раза в 5 лет) на подтверждение соответствия нормативным характеристикам.

Снятие энергетических характеристик паровых и водогрейных котельных установок должно осуществляться на основном и резервном виде топлива.

Указанные в настоящем пункте тепловые испытания должны проводиться для объектов электроэнергетики, установленная генерирующая мощность которых составляет 5 МВт и выше.

XVIII. Общие требования к эксплуатации турбинных

и газопоршневых установок ТЭС

252. Система автоматического регулирования турбин и газопоршневых установок должна:

устойчиво поддерживать частоту вращения ротора турбины (вала газопоршневой установки) на холостом ходу и плавно ее изменять (в пределах рабочего диапазона по оборотам) при номинальных и пусковых параметрах рабочего тела (пара, газа);

удерживать частоту вращения ротора турбины (вала газопоршневой установки) 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 (газа) при номинальных его параметрах.

253. Проверки и испытания системы регулирования и защиты турбины или газопоршневой установки от повышения частоты вращения должны выполняться в соответствии с производственной (местной) инструкцией.

254. Автоматы безопасности турбинных установок должны быть отрегулированы на срабатывание при повышении частоты вращения роторов не более чем на 12% сверх номинальной, если иное не указано в производственной (местной) инструкции.

255. Настройка автомата безопасности должна проводиться на специальном разгонном стенде или в соответствии с рекомендациями организации-изготовителя.

При срабатывании автомата безопасности должны закрываться:

стопорные, регулирующие (стопорно-регулирующие) клапаны свежего пара и пара промежуточного перегрева (далее — промперегрев);

отсечные клапаны на паропроводах связи со сторонними источниками пара;

стопорные, регулирующие (стопорно-регулирующие) клапаны топливного газа или жидкого топлива для ГТУ.

256. Критерии плотности стопорных и регулирующих клапанов (газовых клапанов — для ГТУ и газопоршневых установок) должны указываться в производственной (местной) инструкции. Плотность каждой группы клапанов должна проверяться раздельно.

257. Стопорные и регулирующие клапаны (газовые клапаны — для ГТУ и газопоршневых установок) должны расхаживаться на полный ход автоматически или вручную в соответствии с производственной (местной) инструкцией.

258. Пуск турбинной или газопоршневой установки должен быть организован под руководством лица, назначенного техническим руководителем.

259. Пуск турбинной или газопоршневой установки не допускается в случаях:

неисправности или отключения какой-либо из защит;

отклонения показателей теплового и механического состояний турбины или газопоршневой установки от допустимых значений, регламентированных организацией — изготовителем турбины или газопоршневой установки;

наличия дефектов системы регулирования;

неисправности одного из масляных насосов смазки, регулирования, уплотнений генератора (за исключением уплотнений генератора газопоршневых установок) или устройств их автоматического включения;

отклонения от норм качества рабочего тела или масла, а также при температуре или давлении рабочего тела или масла ниже или выше установленных пределов.

Повторный пуск турбинной или газопоршневой установки после аварийного останова или сбоя при предыдущем пуске, если причины этих отказов не устранены, не допускается.

260. Турбинная или газопоршневая установка должны быть отключены персоналом при отказе в работе защит или при их отсутствии в случаях, определенных инструкцией организации-изготовителя:

повышения частоты вращения ротора (коленчатого вала) сверх допустимого предела (настройкой автомата безопасности);

повышения температуры любого вкладыша или колодки любого из опорных подшипников для турбинных установок сверх допустимого предела, установленного технической документацией;

повышения температуры масла на сливе из любого подшипника или в системе смазки газопоршневой установки, подшипников уплотнений вала генератора (за исключением уплотнений генератора газопоршневых установок) сверх допустимого предела, установленного технической документацией;

понижения давления масла (огнестойкой жидкости) в системе смазки или уровня в масляном баке ниже допустимого предела, установленного технической документацией;

воспламенения масла и (или) водорода;

появления искр или дыма из подшипников и концевых уплотнений турбинных установок;

возникновения кругового огня на контактных кольцах генератора, вспомогательного генератора или коллекторе возбудителя для турбинных установок;

возрастания вибрации подшипниковых опор выше допустимых значений, указанных в инструкции по эксплуатации организации-изготовителя;

внезапного повышения вибрации агрегата;

осевого сдвига роторов турбины (турбин ГТУ) или коленчатого вала газопоршневой установки сверх допустимого предела, установленного технической документацией;

относительных перемещений роторов турбины (турбин ГТУ) или коленчатого вала газопоршневой установки сверх допустимого предела, установленного технической документацией;

прослушивания металлических звуков (скрежета, стука), необычных шумов внутри турбинной или газопоршневой установки;

обнаружения разрыва или сквозной трещины на неотключаемых участках маслопроводов;

заедания газовых клапанов — для ГТУ или газопоршневой установки;

прекращения протока охлаждающей воды через обмотки генератора;

снижения расхода охлаждающей воды на газоохладители, маслоохладители, теплообменники охлаждающей жидкости ниже допустимого предела, установленного технической документацией;

исчезновения напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления или на всех КИП;

отказа программно-технического комплекса АСУ ТП, приводящего к невозможности управления всего оборудования турбины или газопоршневой установки или ее контроля;

понижения перепада давлений «масло-водород» в системе уплотнений вала генератора турбинной установки ниже допустимого предела, установленного технической документацией;

понижения уровня масла в демпферном баке системы маслоснабжения уплотнений вала генератора ниже допустимого предела, установленного технической документацией;

отключения масляных насосов системы водородного охлаждения генератора (для безынжекторных схем маслоснабжения уплотнений) для турбинных установок;

отключения генератора из-за внутреннего повреждения.

Одновременно с отключением турбинной или газопоршневой установки действием защиты или персоналом должен быть отключен генератор.

Производственная инструкция по эксплуатации должна содержать указания о недопустимых отклонениях значений контролируемых величин по ГТУ.

261. Турбинная или газопоршневая установка должна быть разгружена или остановлена по решению технического руководителя в случаях:

нарушения нормального режима эксплуатации или нормальной работы вспомогательного оборудования при появлении сигналов предупредительной сигнализации, если устранение причин нарушения невозможно без останова;

при неисправности отдельных оперативных КИП.

262. Проверка (испытания) работы системы регулирования турбинной или газопоршневой установки мгновенным сбросом нагрузки путем отключения турбогенератора от сети должна проводиться:

при приемке турбинной или газопоршневой установки в эксплуатацию после монтажа;

после реконструкции, изменяющей динамическую характеристику турбинной или газопоршневой установки или статическую и (или) динамическую характеристики системы регулирования;

при выявлении изменений статических и (или) динамических характеристик регулирования в процессе эксплуатации или при ремонте (после устранения обнаруженных недостатков).

263. При выводе турбинной или газопоршневой установки в длительный резерв необходимость и порядок проведения консервации должны определяться производственной (местной) инструкцией.

264. При эксплуатации паротурбинных установок в дополнение к требованиям, предусмотренным настоящей главой Правил, должны соблюдаться требования главы XIX Правил.

При эксплуатации ГТУ, в том числе работающих в составе парогазовых установок (далее — ПГУ), в дополнение к требованиям, предусмотренным настоящей главой Правил, должны соблюдаться требования главы XX Правил.

XIX. Требования к эксплуатации паротурбинных установок

265. При эксплуатации паротурбинных установок должны выполняться общие требования главы XVIII Правил, а также дополнительные требования настоящей главы Правил.

Параметры работы системы регулирования паровых турбин должны удовлетворять требованиям Правил технологического функционирования электроэнергетических систем и техническим условиям на поставку паровых турбин.

Для эксплуатируемых паровых турбин, выпущенных ранее 1 января 1991 г., а также паровых турбин иностранного производства значения параметров работы системы регулирования паровых турбин должны соответствовать следующим значениям:

а) степень неравномерности регулирования частоты вращения при номинальных параметрах пара — 4 — 5% (для паровых турбин типа «Р» допускается значение 4,5 — 6,5%);

б) местная степень неравномерности по частоте вращения:

минимальная в любом диапазоне нагрузок — не ниже 2,5%;

максимальная:

в диапазоне нагрузок до 15% номинальной мощности — не более 10%;

в диапазоне нагрузок от 15% номинальной мощности до максимальной мощности — не более 6%;

в) степень нечувствительности по частоте вращения — не более 0,3% (для паровых турбин года выпуска до 1950 года допускается значение не более 0,5%);

г) степень нечувствительности регулирования давления пара в отборах и противодавления:

при давлении в отборе (противодавлении) менее 2,5 кгс/кв. см (0,25 МПа), кПа, не более 5%;

при давлении в отборе (противодавлении) 2,5 кгс/кв. см (0,25 МПа) и выше — не более 2%.

При наличии потребителей пара степень неравномерности регулирования давления пара в регулируемых отборах и противодавления должна соответствовать требованиям потребителей пара, согласованным с организацией — изготовителем паровых турбин, и не допускать срабатывания предохранительных клапанов (устройств).

266. Проверки и испытания системы регулирования и защиты турбины от повышения частоты вращения должны выполняться в соответствии с инструкциями организаций — изготовителей паровых турбин по программе, утвержденной техническим руководителем.

267. Система защиты паровой турбины от повышения частоты вращения ротора (включая все ее элементы) должна быть испытана увеличением частоты вращения выше номинальной в следующих случаях (за исключением случаев, если иное установлено в инструкции организации — изготовителя паровой турбины):

после монтажа паровой турбины;

после капитального ремонта;

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

при пуске после разборки автомата безопасности;

при пуске после длительного (более 3 месяцев) простоя паровой турбины в случае отсутствия возможности проверки срабатывания бойков автомата безопасности и всех цепей защиты (с воздействием на исполнительные органы) без увеличения частоты вращения выше номинальной;

при пуске после простоя паровой турбины в резерве более 1 месяца в случае отсутствия возможности проверки срабатывания бойков автомата безопасности и цепей защиты (с воздействием на исполнительные органы) без увеличения частоты вращения выше номинальной;

при пуске после разборки системы регулирования или ее отдельных узлов;

при проведении плановых испытаний (не реже 1 раза в 4 месяца).

В случаях, указанных в абзацах восьмом и девятом настоящего пункта Правил, допускается испытание защиты без увеличения частоты вращения выше номинальной (в диапазоне, указанном организацией — изготовителем паровой турбины), но с проверкой действия всех цепей защиты.

Испытания защиты паровой турбины увеличением частоты вращения должны проводиться под руководством лица, назначенного техническим руководителем.

268. Стопорные и регулирующие клапаны свежего пара и пара после промперегрева должны быть плотными.

В качестве критерия плотности должна использоваться частота вращения ротора паровой турбины, определяемая после полного закрытия проверяемых клапанов при полном (номинальном) или частичном давлении пара перед этими клапанами. Допустимое значение частоты вращения ротора паровой турбины должно определяться в соответствии с инструкцией организации — изготовителя паровой турбины, а для паровых турбин, критерии проверки которых не приведены в инструкциях организации-изготовителя, не должно быть выше 50% номинальной частоты вращения при номинальных параметрах перед проверяемыми клапанами и номинальном давлении отработавшего пара.

При одновременном закрытии стопорных и регулирующих клапанов и номинальных параметрах свежего пара и противодавления (вакуума) пропуск пара через них не должен вызывать вращения ротора паровой турбины.

Проверка плотности клапанов должна проводиться после монтажа паровой турбины, перед испытанием автомата безопасности повышением частоты вращения, перед остановом паровой турбины в капитальный ремонт, при пуске после него, но не реже одного раза в год. При выявлении в процессе эксплуатации паровой турбины признаков снижения плотности клапанов (при пуске или останове паровой турбины) должна быть проведена внеочередная проверка их плотности.

269. 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 паровой турбины и в случаях, предусмотренных производственной (местной) инструкцией или документацией организации-изготовителя;

на часть хода — ежесуточно во время работы паровой турбины, если иное не предусмотрено документацией организации-изготовителя.

При расхаживании клапанов на полный ход персоналом объекта электроэнергетики должна быть проверена плавность их хода и посадки.

270. Плотность обратных клапанов регулируемых отборов и срабатывание предохранительных клапанов этих отборов должны проверяться не реже 1 раза в год и перед испытанием паровой турбины на сброс нагрузки.

Обратные клапаны регулируемых отопительных отборов пара, не имеющих связи с отборами других турбин, редукционно-охладительными установками и другими источниками пара, проверке на плотность допускается не подвергать в случае, если отсутствуют такие требования в документации организации — изготовителя паровой турбины.

Посадка обратных клапанов всех отборов должна быть проверена перед каждым пуском и при останове паровой турбины, а при непрерывной работе — периодически по графику, утвержденному техническим руководителем, но не реже одного раза в 4 месяца.

При неисправности обратного клапана работа паровой турбины с отбором пара не допускается.

271. Проверка времени закрытия стопорных (защитных, отсечных) клапанов, а также снятие характеристик системы регулирования на остановленной паровой турбине и при ее работе на холостом ходу для проверки их соответствия положениям главы XVIII Правил и данным организации-изготовителя должны выполняться:

после монтажа паровой турбины;

непосредственно до и после капитального ремонта паровой турбины или ремонта основных узлов системы регулирования или парораспределения.

Фактическое время закрытия стопорных (защитных, отсечных) клапанов должно удовлетворять требованиям организации-изготовителя.

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

после монтажа паровой турбины;

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

272. Испытания системы регулирования серийных паровых турбин, оснащенных электрогидравлическими преобразователями (далее — ЭГП), допускается проводить путем парового сброса нагрузки (мгновенным закрытием только регулирующих клапанов) без отключения генератора от сети.

На головных образцах паровых турбин и на первых образцах паровых турбин, подвергшихся реконструкции (с изменением динамической характеристики агрегата или характеристик регулирования), и на всех паровых турбинах, не оснащенных ЭГП, испытания должны проводиться со сбросом электрической нагрузки путем отключения генератора от сети.

При выявлении отклонений фактических характеристик регулирования и защиты от допустимых значений, предусмотренных технической документацией, выявлении увеличения времени закрытия клапанов сверх указанного организацией-изготовителем или в производственной (местной) инструкции или ухудшения их плотности должны быть определены и устранены причины таких отклонений. Техническим руководителем должны быть определены условия эксплуатации паровой турбины в период до устранения выявленных отклонений.

273. Эксплуатация паровых турбин с введенным в работу ограничителем мощности допускается как временное решение по условиям механического состояния паротурбинной установки с разрешения технического руководителя и в течение установленного им срока. В указанном случае мощность паровой турбины должна быть ниже уставки ограничителя не менее чем на 5%.

274. 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 паровых турбин, у которых рабочий масляный насос системы смазки имеет индивидуальный электропривод, проверка АВР перед остановом не должна проводиться.

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.

275. Эксплуатация подогревателя высокого давления (далее — ПВД) не допускается при:

отсутствии или неисправности элементов его защиты;

неисправности клапана регулятора уровня.

Эксплуатация группы ПВД, объединенных аварийным обводом, не допускается при:

отсутствии или неисправности элементов защиты хотя бы на одном ПВД;

неисправности клапана регулятора уровня любого ПВД;

отключении любого ПВД по причине снижения или потери давления пара.

ПВД (группа ПВД) должны быть незамедлительно отключены при неисправности защиты или клапана регулятора уровня.

При неисправном состоянии других, кроме клапана регулятора уровня, элементов системы автоматического регулирования уровня и невозможности быстрого устранения дефекта на работающем оборудовании ПВД (группа ПВД) должен быть выведен из работы в срок, определяемый техническим руководителем.

276. Пуск паровой турбины не допускается в случаях:

отклонения показателей теплового и механического состояний паровой турбины от допустимых значений, установленных организацией — изготовителем паровой турбины;

неисправности любой из защит, действующих на останов паровой турбины;

наличия дефектов системы регулирования и парораспределения, которые могут привести к разгону паровой турбины;

неисправности одного из масляных насосов смазки, регулирования, уплотнений генератора или устройств их автоматического включения;

отклонения качества масла от норм на эксплуатационные масла и (или) температуры масла от требований, установленных организацией-изготовителем;

отклонения качества свежего пара по химическому составу от допустимых значений, определенных главой XXVI Правил.

277. При эксплуатации турбоагрегатов среднеквадратические значения виброскорости подшипниковых опор должны быть не выше 4,5 мм/с.

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

При вибрации свыше 7,1 мм/с не допускается эксплуатировать турбоагрегаты более 7 суток. При вибрации 11,2 мм/с и более паровая турбина должна быть отключена действием защиты или вручную, если иное значение не установлено организацией-изготовителем.

Паровая турбина должна быть незамедлительно остановлена персоналом, если при установившемся режиме происходит одновременное изменение вибрации оборотной частоты двух опор одного ротора, или смежных опор, или двух компонентов вибрации одной опоры на 1 мм/с и более от любого начального уровня.

При возникновении низкочастотной вибрации турбоагрегата, превышающей 1 мм/с, должны быть приняты меры к ее устранению.

Паровая турбина должна быть разгружена и остановлена, если в течение периода от 1 до 3 суток произойдет плавное возрастание любого компонента вибрации одной из опор подшипников на 2 мм/с.

Контроль вибрации по размаху виброперемещения допускается осуществлять временно — до оснащения необходимой аппаратурой.

Длительная эксплуатация паровой турбины допускается:

при размахе колебаний до 30 мкм при частоте вращения 3000 об./мин. и до 50 мкм при частоте вращения 1500 об./мин.;

при изменении вибрации на 1 — 2 мм/с эквивалентно изменению размаха колебаний на 10 — 20 мкм при частоте вращения 3000 об./мин. и 20 — 40 мкм при частоте вращения 1500 об./мин.

278. Паротурбинная установка должна быть незамедлительно отключена персоналом в минимально возможные сроки при отказе в работе защит или при их отсутствии в случаях, указанных в пункте 260 Правил, а также в случаях:

недопустимого повышения температуры любой колодки упорного подшипника;

недопустимого повышения давления в конденсаторе;

недопустимого перепада давлений на последней ступени у паровых турбин с противодавлением;

недопустимого понижения температуры свежего пара или пара после промперегрева;

появления гидравлических ударов в паропроводах свежего пара, промперегрева или в паровой турбине;

обнаружения разрыва или сквозной трещины на неотключаемых участках трубопроводов пароводяного тракта, узлах парораспределения.

Необходимость срыва вакуума при отключении паровой турбины должна быть определена производственной (местной) инструкцией с учетом указаний организации — изготовителя паровой турбины.

Производственная (местная) инструкция должна также содержать указания о недопустимых отклонениях значений контролируемых величин по агрегату.

279. Паровая турбина должна быть разгружена и остановлена в период, определяемый техническим руководителем в случаях, указанных в пункте 261 Правил, а также в случаях:

заедания стопорных клапанов свежего пара или пара после промперегрева;

заедания регулирующих клапанов или обрыва их штоков;

заедания поворотных диафрагм или обратных клапанов отборов;

неисправностей в системе регулирования;

нарушения нормальной работы вспомогательного оборудования, схемы и коммуникаций установки, если устранение причин нарушения невозможно без останова паровой турбины;

увеличения вибрации опор выше 7,1 мм/с, но не более чем на 7 суток;

выявления неисправности технологических защит, действующих на останов оборудования;

обнаружения течей масла из подшипников, трубопроводов и арматуры, создающих опасность возникновения пожара;

обнаружения свищей на неотключаемых для ремонта участках трубопроводов пароводяного тракта;

отклонения качества свежего пара по химическому составу от допустимых значений, определенных главой XXVI Правил;

обнаружения недопустимой концентрации водорода в картерах подшипников, токопроводах, маслобаке, а также превышающей норму утечки водорода из корпуса турбогенератора.

280. Тепловые испытания паротурбинных установок со снятием энергетических характеристик должны проводиться:

на вновь смонтированном и (или) модернизированном (реконструированном) оборудовании для получения фактических показателей и составления нормативных характеристик;

в процессе эксплуатации не реже 1 раза в 5 лет для подтверждения соответствия энергетических характеристик паротурбинной установки нормативным характеристикам.

XX. Требования к эксплуатации ГТУ (автономных и работающих

в составе ПГУ)

281. При эксплуатации ГТУ должны выполняться общие требования главы XVIII Правил, а также дополнительные требования, установленные настоящей главой Правил.

Система регулирования ГТУ должна:

устойчиво поддерживать заданную электрическую нагрузку;

удерживать ГТУ на холостом ходу при номинальной частоте вращения ротора;

обеспечивать при изменении нагрузки плавное изменение режима работы ГТУ;

обеспечивать нечувствительность системы ограничения температуры газов не более 10 °C;

обеспечивать беспомпажную работу компрессоров;

обеспечивать 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%);

обеспечивать степень нечувствительности при любой нагрузке не более 0,2% номинальной частоты вращения.

282. Устройства защиты от недопустимого повышения температуры газов после каждой ступени сгорания должны быть настроены на срабатывание при температуре, указанной в технических условиях на ГТУ, если иное не установлено инструкцией организации-изготовителя.

Режим работы антиобледенительной системы ГТУ должен обеспечивать нормальную работу ГТУ в рабочем диапазоне температур наружного воздуха без обледенения воздушных фильтров и проточной части компрессора ГТУ.

283. Газовый тракт после ГТУ должен быть оборудован КИП (газоанализаторами), необходимыми для измерения и контроля состава отработавших газов и настройки режимов горения.

284. Проверка плотности топливных клапанов ГТУ должна проводиться после капитального и среднего (регламентного) ремонта с визуальным контролем.

285. Пуск, синхронизация, набор нагрузки, а также плановый останов ГТУ из любого теплового состояния должны осуществляться автоматически по заданной программе с учетом инструкции организации-изготовителя.

286. Перед пуском ГТУ после ремонта продолжительностью более 3 суток должны быть проверены исправность и готовность к включению основного и вспомогательного оборудования, КИП, средств дистанционного и автоматического управления, устройств технологической защиты, блокировок, средств информации и оперативной связи. Выявленные при этом неисправности должны быть устранены.

287. Пуск ГТУ не допускается в случаях, предусмотренных пунктами 114 и 115 Правил безопасности сетей газораспределения и газопотребления, а также инструкцией организации-изготовителя и пунктом 259 Правил.

288. Перед зажиганием топлива в камере или камерах сгорания тракты газовых турбин (газотурбинных двигателей), не входящих в состав ГТУ с отпуском тепла и ПГУ, должны быть провентилированы не менее 2 минут при работе на жидком и 5 минут — при работе на газообразном топливе при вращении ротора пусковым устройством. После каждой неудачной попытки пуска газовой турбины зажигание топлива без предварительной вентиляции трактов не менее 4 минут при работе на жидком и 10 минут при работе на газообразном топливе не допускается. Конкретная продолжительность вентиляции в зависимости от компоновки тракта, вида топлива и типа ГТУ должна быть указана в производственной (местной) инструкции.

289. Вентиляция газовоздушного тракта ГТУ с котлом-утилизатором или теплообменниками, входящими в состав ГТУ с отпуском тепла или ПГУ, до зажигания топлива при пуске должна обеспечиваться за счет расхода воздуха, проходящего через ГТУ при вращении ее ротора пусковым устройством.

290. Для проведения вентиляции газовоздушного тракта ГТУ с отпуском тепла и ПГУ после останова газовой турбины должен использоваться режим холодной прокрутки, осуществляемый с помощью пускового устройства или валоповоротного устройства, с учетом вентиляции за счет выбега газовой турбины при ее останове.

291. Пусковые устройства газовых турбин, входящих в состав ГТУ с отпуском тепла и ПГУ с котлом-утилизатором или теплообменниками, должны обеспечивать шестикратный воздухообмен вентилируемых объемов до дымовой трубы при непрерывной вентиляции за время не более 5 минут.

После каждой неудачной попытки пуска газовой турбины должна проводиться вентиляция газовоздушного тракта согласно пунктам 288 и 289 Правил.

Установки, на которых пусковые устройства не обеспечивают выполнение указанных условий вентиляции газовоздушного тракта, должны оснащаться дутьевыми вентиляторами. Продолжительность вентиляции в зависимости от компоновки тракта, вида топлива и типа ГТУ должна быть определена в производственной (местной) инструкции.

292. Пуск должен быть незамедлительно прекращен действием защит или персоналом в случаях, указанных в пункте 116 Правил безопасности сетей газораспределения и газопотребления.

293. ГТУ должна быть незамедлительно отключена действием защит или персоналом в случаях, предусмотренных пунктом 117 Правил безопасности сетей газораспределения и газопотребления, а также в случаях:

превышения допустимой концентрации загазованности в любом отсеке ГТУ;

отключения всех вентиляторов подачи воздуха под кожух ГТУ;

повышения температуры наружных поверхностей корпусов турбин, камер сгорания, переходных трубопроводов сверх допустимого предела, установленного технической документацией, если понизить эту температуру изменением режима работы ГТУ не удается;

отказа программно-технического комплекса АСУ ТП, приводящего к невозможности управления всем оборудованием ГТУ или его контроля.

294. ГТУ должна быть разгружена или остановлена по решению технического руководителя в случаях, предусмотренных пунктом 118 Правил безопасности сетей газораспределения и газопотребления и пунктом 261 Правил.

295. 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 производственной (местной) инструкции.

296. Проверка работы системы регулирования ГТУ мгновенным сбросом нагрузки путем отключения турбогенератора от сети должна проводиться:

при приемке ГТУ в эксплуатацию после монтажа;

при выявлении изменений статических и динамических характеристик регулирования в процессе эксплуатации или при ремонте (после устранения обнаруженных недостатков).

297. Периодически работающие ГТУ должны быть в постоянной готовности к пуску. Контрольные автоматические пуски с нагружением агрегата должны проводиться в сроки, установленные техническим руководителем.

298. Оценка вибрационного состояния и принятие решения об останове ГТУ по причине неудовлетворительного вибрационного состояния должны выполняться на основании значений, установленных производственной (местной) инструкцией.

299. Тепловые испытания ГТУ с отпуском тепла и ПГУ должны проводиться:

на вновь смонтированном и (или) реконструированном (модернизированном) оборудовании для получения фактических показателей и составления нормативных характеристик;

в процессе эксплуатации не реже 1 раза в 5 лет на подтверждение соответствия ГТУ и ПГУ нормативным характеристикам.

Снятие показателей энергетических характеристик при вводе в эксплуатацию для ПГУ должно проводиться на основном виде топлива.

XXI. Требования к эксплуатации блочных установок ТЭС

300. При эксплуатации энергоблока должны быть обеспечены:

надежность работы основного и вспомогательного оборудования;

готовность несения тепловой нагрузки (при наличии), электрической нагрузки в пределах всего регулировочного диапазона активной мощности, несения располагаемой мощности и разгрузки до технологического (технического) минимума, остановы в резерв и режимы пуска энергоблока из различных тепловых состояний.

Нижний предел регулировочного диапазона энергоблока должен быть установлен исходя из условия сохранения минимально допустимого для этого режима работы состава вспомогательного оборудования и сохранения автоматического регулирования или отдельных регуляторов.

При эксплуатации энергоблоков должна быть обеспечена возможность их работы на техническом минимуме нагрузки, для достижения которого допускается изменение состава работающего основного и вспомогательного оборудования и отключение автоматического регулирования.

301. Скорость изменения нагрузки энергоблока должна устанавливаться на основании испытаний для действующих энергоблоков, введенных в эксплуатацию до вступления в силу Правил технологического функционирования электроэнергетических систем, и в соответствии с пунктом 116 Правил технологического функционирования электроэнергетических систем для энергоблоков, введенных в эксплуатацию после вступления в силу указанных правил.

302. Для вновь вводимого генерирующего оборудования и при реконструкции (модернизации) действующего генерирующего оборудования и (или) его систем регулирования должно быть обеспечено определение реальных характеристик изменения активной мощности генерирующего оборудования ТЭС во времени при реализации импульсной разгрузки турбины. Определение характеристик изменения активной мощности генерирующего оборудования ТЭС во времени должно осуществляться по результатам натурных испытаний.

303. Энергоблоки, спроектированные для работы с постоянным давлением свежего пара, допускается эксплуатировать в режиме скользящего давления с полным открытием части регулирующих клапанов цилиндра высокого давления турбины после проведения специальных испытаний при условии согласования режимов с организациями — изготовителями котлов. Указанное требование не распространяется на энергоблоки, участвующие в мероприятиях, инициированных субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, выполнению которых оно может препятствовать.

Остановы энергоблоков в резерв на ночное время должны проводиться без расхолаживания оборудования.

304. Пуск энергоблока не допускается в случаях:

наличия условий, не допускающих пуск основного оборудования, входящих в состав энергоблока, в соответствии с Правилами;

неисправности любой из технологических защит, действующих на останов оборудования энергоблока;

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

неготовности к включению блочной обессоливающей установки;

повреждения опор и пружинных подвесок трубопроводов.

305. Энергоблок должен быть незамедлительно остановлен персоналом при отказе в работе защит или при их отсутствии в случаях:

останова котла моноблока или обоих котлов дубль-блока;

отключения генератора или трансформатора энергоблока из-за внутреннего повреждения;

отключения всех питательных насосов;

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

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

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

306. Пуском и остановом энергоблока должно руководить лицо, назначенное техническим руководителем.

307. Изменение проектных пусковых схем на действующих энергоблоках допускается на основании проектной документации.

308. Тепловые испытания блочных установок ТЭС со снятием энергетических характеристик должны проводиться:

в процессе эксплуатации не реже 1 раза в 5 лет для подтверждения соответствия энергетических характеристик блочных установок ТЭС нормативным характеристикам.

XXII. Общие требования к водоподготовке и водно-химическому

режиму объектов электроэнергетики

309. Режим эксплуатации водоподготовительных установок и водно-химический режим должны обеспечить 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.

310. Организацию и контроль за водно-химическим режимом работы оборудования электростанций и организаций, эксплуатирующих тепловые сети, должен осуществлять персонал цеха (лаборатории или иного подразделения), обеспечивающего эксплуатацию водоподготовительных установок и поддержание водно-химического режима электростанций и тепловых сетей (далее — химический цех).

Включение в работу и отключение оборудования, которое может вызвать ухудшение качества воды и пара, должны быть согласованы с химическим цехом.

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 ответственного структурного подразделения, определенного в соответствии с организационной структурой управления, утверждаемой в соответствии с пунктом 5 Правил, с участием персонала химического цеха.

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 выполняться на основании проектной документации.

311. Разработка и внедрение на электростанции новых методов водоподготовки и водно-химических режимов должны осуществляться владельцем электростанции с привлечением организаций, осуществляющих деятельность по разработке (проведению научно-исследовательских, опытно-конструкторских работ, работ по проектированию, пусконаладочных работ) указанных новых методов (режимов). Внедрение новых методов водоподготовки на действующем оборудовании электростанции должно осуществляться по согласованию с организацией-изготовителем основного технологического оборудования.

XXIII. Требования к водоподготовке и коррекционной

обработке воды

312. Владелец объекта электроэнергетики должен обеспечить соответствие технологической схемы обессоливающей установки проектной документации.

При вводе в эксплуатацию нового теплоэнергетического оборудования электростанции комплекс водоподготовительных установок, установок очистки конденсата, коррекционной обработки воды, реагентного и бакового хозяйства должен обеспечить проведение предпусковой очистки паро-водяных контуров.

313. 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 установок.

314. 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 таких поверхностях антикоррозионного покрытия или изготовления их из коррозионностойких материалов.

315. Ремонт оборудования водоподготовительных установок, установок для очистки конденсатов и коррекционной обработки воды должен проводиться в соответствии с Правилами ТОиР. Измерение уровней фильтрующих материалов должно проводиться с периодичностью, устанавливаемой техническим руководителем, с учетом условий текущей эксплуатации фильтров и требований технической документации.

316. На энергоблоках сверхкритического давления допускается применение гидразинно-аммиачного, нейтрально-кислородного, кислородно-аммиачного, гидразинного водно-химических режимов при соблюдении условий, предусмотренных документацией организаций-изготовителей и производственными (местными) инструкциями.

Внедрение новых водно-химических режимов должно проводиться в соответствии с требованиями пункта 311 Правил.

317. На котлах с естественной циркуляцией должно быть организовано фосфатирование котловой воды с подачей фосфатного раствора в барабан котла. Значение pH котловой воды должно корректироваться раствором едкого натра.

Внедрение новых водно-химических режимов должно проводиться в соответствии с требованиями пункта 311 Правил.

318. На котлах давлением 40 — 100 кгс/см² (3,9 — 9,8 МПа) по решению технического руководителя допускается применение трилонной обработки котловой воды взамен фосфатирования.

При подпитке котлов с естественной циркуляцией глубоко обессоленной водой и pH в соответствии с установленными нормами допускается ведение водно-химического режима без подачи фосфатного раствора в барабан котла.

319. На котлах давлением до 70 кгс/см² (7 МПа) для более глубокого удаления кислорода из питательной воды в дополнение к термической деаэрации допускается проводить обработку питательной воды сульфитом натрия или гидразином.

На котлах давлением 70 кгс/см² (7 МПа) и выше для более глубокого удаления кислорода обработка конденсата или питательной воды должна проводиться гидразином, кроме котлов с кислородными водно-химическими режимами и котлов с отпуском пара на предприятия пищевой, микробиологической, фармацевтической и других отраслей промышленности в случае запрета санитарных органов на наличие гидразина в паре.

Поддержание необходимых значений pH питательной воды должно осуществляться вводом аммиака.

XXIV. Требования к водно-химическому режиму

котлов-утилизаторов ТЭС с энергоблоками ПТУ

320. Водно-химический режим котлов-утилизаторов ТЭС с энергоблоками ПТУ должен выбираться с учетом особенностей тепловой схемы энергоблока ПТУ и требований организации — изготовителя оборудования.

Выбор единого или индивидуального для каждого контура водно-химического режима котла-утилизатора должен определяться техническим руководителем по результатам проведения тепло-химических испытаний с учетом обеспечения требуемого качества воды и пара.

321. При исполнении котла-утилизатора по барабанной схеме независимо от количества контуров допускается организация водно-химических режимов, приведенных в приложении N 6 к Правилам.

322. Для комбинированной схемы (наличие наряду с контурами, выполненными по барабанной схеме, прямоточного контура) допускаются следующие водно-химические режимы:

аммиачный — для тракта низкого давления;

кислородно-аммиачный — для прямоточного тракта;

аминосодержащий — для всего тракта.

323. Качество добавочной воды, основного конденсата, питательной воды и пара котлов-утилизаторов должно соответствовать рекомендациям организации — изготовителя оборудования и производственным (местным) инструкциям.

324. Нормы качества котловой воды, режимы непрерывной и периодической продувок должны быть установлены на основе инструкций организации — изготовителя котла и скорректированы по результатам теплохимических испытаний, проводимых на электростанции. Необходимость проведения теплохимических испытаний котла должна определяться техническим руководителем.

XXV. Требования к осуществлению химического контроля

325. Химический контроль на электростанции должен обеспечивать:

выявление нарушений режимов работы водоподготовительного, теплоэнергетического и теплосетевого оборудования, приводящих к коррозии, накипеобразованию и отложениям;

определение качества воды, пара, конденсата, отложений, реагентов, ионообменных смол, 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 окружающую среду.

326. На электростанции должен быть организован химический мониторинг и контроль за ведением водно-химического режима основного и вспомогательного тепломеханического и электрического оборудования.

Подразделения электростанции, осуществляющие химический контроль, должны быть оснащены оборудованием для проведения исследований (испытаний) и измерений, комплектом нормативных документов, укомплектованы квалифицированным персоналом, прошедшим обучение и инструктаж по указанному направлению, иметь действующее заключение о состоянии измерений в лаборатории и (или) должны быть аккредитованы в соответствии с законодательством Российской Федерации об аккредитации.

327. Эксплуатируемые устройства подготовки проб, установленные на контролируемых участках пароводяного тракта, должны обеспечивать охлаждение проб до температуры 20 — 40 °C.

328. В дополнение к внутреннему осмотру оборудования должны быть организованы вырезки образцов труб, если иное не установлено документацией организации — изготовителя оборудования, а также отбор отложений из проточной части турбин, подогревателей.

Места и периодичность вырезки образцов труб должны определяться в соответствии с рекомендациями организации — изготовителя оборудования и производственными (местными) инструкциями.

На основании внутреннего осмотра оборудования и оценки количества и химического состава отложений руководителем подразделения электростанции, осуществляющим химический контроль, должен быть составлен в свободной форме и утвержден акт о техническом состоянии внутренней поверхности оборудования, о необходимости проведения эксплуатационной химической очистки и принятия других мер, препятствующих коррозии и образованию отложений.

XXVI. Требования к нормам качества пара и воды

329. Качество пара прямоточных котлов должно соответствовать следующим нормам:

соединения натрия, мкг/дм³, не более 5;

кремниевая кислота, мкг/дм³, не более 15;

удельная электрическая проводимость, мкСм/см, не более 0,3;

pH — не менее 7,5 (при нейтрально-кислородном водно-химическом режиме допускается значение pH не менее 6,5).

Нормы качества пара и воды здесь и ниже по содержанию соединений натрия, железа и меди даны в пересчете соответственно на Na, Fe, Cu, аммиака и его соединений — в пересчете на NH3, кремниевой кислоты — в пересчете на SiO2, фосфатов — в пересчете на PO4. Удельная электрическая проводимость приведена для H-катионированной или дегазированной пробы в пересчете на 25 °C, значение pH — также в пересчете на 25 °C.

330. Качество питательной воды прямоточных котлов должно соответствовать следующим требованиям:

общая жесткость — не более 0,2 миллиграмма эквивалента на кубический дециметр (далее — мкг-экв/дм³);

содержание соединений натрия — не более 5 мкг/дм³;

содержание кремниевой кислоты — не более 15 мкг/дм³;

содержание соединений железа — не более 10 мкг/дм³;

растворенный кислород при кислородных режимах — в пределах от 100 до 400 мкг/дм³;

удельная электрическая проводимость — не более 0,3 мкСм/см;

содержание соединений меди в воде перед деаэратором — не более 5 мкг/дм³ (при установке в конденсатно-питательном тракте всех теплообменников с трубками из нержавеющей стали или других коррозионно-стойких материалов — 2 мкг/дм³);

растворенный кислород в воде после деаэратора — не более 10 мкг/дм³;

значение pH при гидразинно-аммиачном режиме — в пределах 9,1 +/- 0,1, при гидразинном режиме — в пределах 7,7 +/- 0,2, при кислородно-аммиачном режиме — в пределах 8,0 +/- 0,5, при нейтрально-кислородном режиме — в пределах 7,0 +/- 0,5;

содержание гидразина при гидразинно-аммиачном режиме: — в пределах 20 — 60 мкг/дм³, при гидразинном режиме — в пределах 80 — 100 мкг/дм³, в режиме пуска и останова — не более 3000 мкг/дм³;

содержание нефтепродуктов (до конденсатоочистки) — не более 0,1 мг/дм³;

содержание общего органического углерода — не более 100 мкг/дм³.

331. На 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, содержание соединений натрия в питательной воде и паре и общая жесткость питательной воды должны быть установлены в соответствии с Правилами промышленной безопасности ОПО.

Для прямоточных котлов давлением 100 кгс/см² (9,8 МПа) и менее для соблюдения требований, установленных приложением N 9 к Правилам промышленной безопасности ОПО, и надежной и безопасной работы электростанции нормы качества питательной воды, пара и конденсата турбин должны быть установлены производственной (местной) инструкцией с учетом требований документации организации — изготовителя котла и на основе имеющегося опыта эксплуатации.

332. При пуске энергоблока с прямоточным котлом технология вывода загрязнений из пароводяного тракта должна быть принята в соответствии с требованиями проектной документации, документации организации — изготовителя оборудования, производственными (местными) инструкциями 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 техническим руководителем на основе имеющегося опыта эксплуатации.

333. При пуске энергоблока с прямоточным котлом после доведения нагрузки до заданной диспетчерским графиком или при подключении второго котла дубль-блока в течение первых 2 суток допускается превышение не более чем на 50% удельной электрической проводимости пара, а также содержания в нем соединений натрия и кремниевой кислоты, а в питательной воде — удельной электрической проводимости, общей жесткости, содержания соединений натрия, кремниевой кислоты, железа и меди. При этом в первые сутки содержание соединений железа и кремниевой кислоты допускается до 50 мкг/дм³ по каждому из этих составляющих.

При пуске энергоблока с прямоточным котлом после капитального и среднего ремонта превышение норм в питательной воде и паре не более чем на 50% допускается в течение 4 суток. При этом в первые сутки содержание соединений железа и кремниевой кислоты допускается до 100 мкг/дм³ по каждому из этих составляющих.

334. На электростанциях для эксплуатируемого оборудования 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 соответствовать следующим требованиям:

а) содержание соединений натрия:

для котлов давлением 40 кгс/см² (3,9 МПа) на конденсационных электростанциях (далее — КЭС) — не более 60 мкг/дм³, на теплоэлектроцентралях (далее — ТЭЦ) — не более 100 мкг/дм³;

для котлов давлением 100 кгс/см² (9,8 МПа) на КЭС — не более 15 мкг/дм³, на ТЭЦ — не более 25 мкг/дм³;

для котлов давлением 140 кгс/см² (13,8 МПа) на КЭС — не более 5 мкг/дм³, на ТЭЦ — не более 5 мкг/дм³;

б) содержание кремниевой кислоты для котлов давлением 70 кгс/см² (6,9 МПа) и выше на КЭС — не более 15 мкг/дм³, на ТЭЦ — не более 25 мкг/дм³;

в) значение pH для котлов всех давлений — не менее 7,5 (для котлов, подпитывающихся химически очищенной водой, допускается корректировка значения pH пара электростанциями по решению технического руководителя на основе имеющегося опыта эксплуатации);

г) удельная электрическая проводимость:

для котлов давлением 100 кгс/см² (9,8 МПа) — не более 0,5 мкСм/см для дегазированной пробы (для электростанций, где установлены кондуктометры с дегазацией пробы, в том числе солемеры с малогабаритным солеконцентратором, снабженным шкалой) или 1,5 мкСм/см для H-катионированной пробы;

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

335. На электростанциях для эксплуатируемого оборудования качество питательной воды котлов с естественной циркуляцией должно удовлетворять требованиям, установленным Правилами промышленной безопасности ОПО. Для вновь вводимого оборудования качество питательной воды и пара должно соответствовать требованиям документации организаций — изготовителей котла и турбины, проектной документации в части, не противоречащей требованиям, установленным Правилами промышленной безопасности ОПО.

336. Качество питательной воды и пара котлов с естественной циркуляцией давлением менее 40 кгс/см² (3,9 МПа) должно соответствовать требованиям документации организации — изготовителя оборудования и производственным (местным) инструкциям.

337. Качество котловой воды, необходимый режим ее коррекционной обработки, режимы непрерывной и периодической продувок должны соответствовать требованиям Правил промышленной безопасности ОПО. 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.

338. Значение pH 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 pH 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, по решению технического руководителя допускается значение pH продувочной воды не более 11,5.

Для котлов давлением 140 кгс/см² (13,8 МПа) в котловой воде должно соблюдаться соотношение щелочностей:

Щфф = (0,2 — 0,5) Щобщ в чистом отсеке;

Щфф = (0,5 — 0,7) Щобщ в солевом отсеке,

где:

Щфф — щелочность по фенолфталеину котловой воды солевого отсека;

Щобщ — общая щелочность (по смешанному индикатору) котловой воды солевого отсека.

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

339. Для котлов с барабанами относительная щелочность котловой воды должна соответствовать значениям, установленным Правилами промышленной безопасности ОПО.

340. Расход воды при непрерывной продувке котла должен измеряться 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;

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%. При высокой минерализации исходной воды, большом невозврате конденсата от потребителей и в других подобных случаях допускается увеличение размера продувки до 5%.

Длительность работы котла с увеличенной продувкой должна быть установлена химическим цехом.

Продувки котлов из нижних точек должны осуществляться при каждом пуске и останове котла, а также во время работы котлов по графику, разработанному электростанцией с учетом местных условий.

341. Качество воды, применяемой для впрыскивания при регулировании температуры перегретого пара, должно быть таким, чтобы качество перегретого пара соответствовало требованиям, установленным Правилами.

342. 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 часа;

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

при неустранении указанных выше нарушений в течение 72 и 24 часов, а также при увеличении удельной электрической проводимости более 1 мкСм/см, содержании соединений натрия более 15 мкг/дм³ или снижении pH ниже 5,5 турбина должна быть остановлена в течение 24 часов по решению технического руководителя с уведомлением диспетчерского персонала субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике.

343. В случае ухудшения качества пара котлов с естественной циркуляцией:

при неустранении указанных в абзацах втором и третьем настоящего пункта нарушений в течение 72 и 24 часов, а также при превышении норм содержания соединений натрия, кремниевой кислоты, удельной электрической проводимости более чем в 4 раза или снижении pH ниже 5,5 турбина на блочных электростанциях или котел на электростанциях с поперечными связями должны быть остановлены в течение 24 часов по решению технического руководителя с уведомлением диспетчерского персонала субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике.

В случае ухудшения качества питательной воды котлов с естественной циркуляцией:

при превышении норм содержания общей жесткости, соединений кремниевой кислоты и (или) натрия для котлов давлением 140 кгс/см² (13,8 МПа) не более чем в 2 раза причина ухудшения должна быть устранена в течение 72 часов;

при превышении норм содержания общей жесткости от 2 до 5 раз, содержания соединений кремниевой кислоты (и (или) натрия для котлов давлением 140 кгс/см² (13,8 МПа) более чем в 2 раза причина ухудшения должна быть устранена в течение 24 часов;

при неустранении указанных в абзацах шестом и седьмом настоящего пункта нарушений в течение соответственно 72 и 24 часов или при увеличении содержания общей жесткости более чем в 5 раз котел должен быть остановлен в течение 4 часов по решению технического руководителя с уведомлением диспетчерского персонала субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике.

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

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

344. Качество конденсата турбин после конденсатных насосов первой ступени электростанций с прямоточными котлами давлением 140 — 255 кгс/см² (13,8 — 25 МПа) должно соответствовать следующим требованиям:

общая жесткость — не более 0,5 мкг-экв/дм³ (при очистке 100% конденсата, выходящего из конденсатосборника турбины, допускается временное повышение указанной нормы на срок не более 4 суток при условии соблюдения норм качества питательной воды);

удельная электрическая проводимость — не более 0,5 мкСм/см;

содержание растворенного кислорода после конденсатных насосов — не более 20 мкг/дм³.

345. Качество конденсата турбин электростанций с котлами с естественной циркуляцией должно соответствовать следующим требованиям:

для котлов давлением 40 кгс/см² (3,9 МПа) общая жесткость для котлов на жидком топливе должна составлять не более 5 мкг-экв/дм³, на других видах топлива — не более 10 мкг-экв/дм³;

для котлов давлением 100 кгс/см² (9,8 МПа) общая жесткость для котлов на жидком топливе должна составлять не более 1 мкг-экв/дм³, на других видах топлива — не более 3 мкг-экв/дм³;

для котлов давлением 40 кгс/см² (3,9 МПа) общая жесткость для котлов на любом виде топлива должна составлять не более 1 мкг-экв/дм³.

Содержание растворенного кислорода после конденсатных насосов должно быть не более 20 мкг/дм³.

Для турбин, работающих в режиме ухудшенного вакуума с подогревом сетевой воды в конденсаторе, допускается отступление от указанных в абзацах втором — четвертом настоящего пункта значений по разрешению технического руководителя.

346. Качество обессоленной воды для подпитки прямоточных котлов должно соответствовать следующим требованиям:

общая жесткость — не более 0,2 мкг-экв/дм³;

содержание кремниевой кислоты — не более 20 мкг/дм³;

содержание соединений натрия — не более 15 мкг/дм³;

удельная электрическая проводимость — не более 0,5 мкСм/см.

Качество обессоленной воды для подпитки котлов с естественной циркуляцией давлением 140 кгс/см² (13,8 МПа) должно соответствовать следующим требованиям:

общая жесткость — не более 1 мкг-экв/дм³;

содержание кремниевой кислоты — не более 100 мкг/дм³;

содержание соединений натрия — не более 80 мкг/дм³;

удельная электрическая проводимость — не более 2 мкСм/см.

Допускается отступление от указанных в абзацах первом — десятом настоящего пункта значений, характеризующих качество обессоленной воды, по решению технического руководителя в зависимости от местных условий (качества исходной воды, схемы водоподготовительной установки, типа используемых ионитов, доли обессоленной воды в балансе питательной) при условии соблюдения требований к качеству питательной воды, установленных Правилами.

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 требований к качеству питательной воды, установленных Правилами.

При загрязненности, вызывающей нарушение норм, внутристанционные составляющие питательной воды до возвращения в цикл должны быть подвергнуты очистке или сброшены.

Для вновь строящихся энергоблоков качество обессоленной воды должно обеспечивать требуемые параметры качества питательной воды и пара, установленные организациями — изготовителями котла и турбины.

347. При снижении щелочности исходной воды H-Na-катионированием или добавлением кислоты остаточная общая щелочность химически очищенной воды должна быть в пределах 0,2 — 0,8 мг-экв/дм³.

348. При появлении в исходной воде или в тракте водоподготовительной установки бактерий, вызывающих образование нитритов, должна проводиться обработка трубопроводов исходной воды и фильтрующих материалов осветлительных фильтров раствором хлорной извести с периодичностью, установленной техническим руководителем.

349. Качество дистиллята испарителей, предназначенных для восполнения потерь пара и конденсата, должно соответствовать следующим требованиям:

содержание соединений натрия — не более 100 мкг/дм³;

содержание свободной угольной кислоты — не более 2 мг/дм³.

Дистиллят испарителей, применяемый для питания прямоточных котлов, должен быть дополнительно очищен до приведенных в пункте 346 Правил норм качества обессоленной воды для подпитки котлов.

350. Качество питательной воды испарителей, предназначенных для восполнения потерь пара и конденсата, должно соответствовать следующим требованиям:

общая жесткость — не более 30 мкг-экв/дм³ (при солесодержании исходной воды более 2000 мг/дм³ — не более 75 мкг-экв/дм³);

содержание кислорода — не более 30 мкг/дм³;

содержание свободной угольной кислоты — 0. На основе опыта эксплуатации по решению технического руководителя допускается отступление от значений показателей, характеризующих качество питательной воды, указанных в абзацах втором — четвертом настоящего пункта.

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

Показатели качества концентрата и (или) конденсата испарителей и режим продувок должны быть установлены на основе инструкций организации — изготовителя испарителя, типовых инструкций по ведению водно-химического режима или результатов теплохимических испытаний, проводимых владельцем объекта электроэнергетики.

351. Качество конденсата, возвращаемого с производства, должно соответствовать следующим требованиям:

общая жесткость — не более 50 мкг-экв/дм³;

содержание соединений железа — не более 100 мкг/дм³;

содержание соединений меди — не более 20 мкг/дм³;

содержание соединений кремниевой кислоты — не более 120 мкг/дм³;

pH — не более 8,5 — 9,5;

перманганатная окисляемость — не более 5 мг О₂/дм³;

содержание нефтепродуктов — не более 0,5 мг/дм³.

Возвращаемый конденсат не должен содержать потенциально кислых или щелочных соединений, вызывающих отклонение значения pH котловой воды от установленных норм более чем на 0,5 единицы при неизменном режиме коррекционной обработки фосфатами или фосфатами и едким натром. При наличии в возвращаемом конденсате потенциально кислых или щелочных соединений он не должен приниматься электростанцией.

Если качество возвращаемого на электростанцию конденсата не обеспечивает норм качества питательной воды, должна быть предусмотрена очистка его до достижения таких норм.

352. В отношении объектов по производству электрической энергии, функционирующих в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, эксплуатация которых осуществляется в соответствии с Правилами, требования к показателям качества сетевой воды, а также теплоносителя, используемого для компенсации расходов и технологических потерь сетевой воды в тепловых сетях и теплопотребляющих установках, устанавливаются главой 12 Правил технической эксплуатации тепловых энергоустановок, утвержденных приказом Минэнерго России от 24 марта 2003 г. N 115 <48> (далее — Правила технической эксплуатации тепловых энергоустановок).

———————————

<48> Зарегистрирован Минюстом России 2 апреля 2003 г., регистрационный N 4358.

353. Методика расчета показателей значений карбонатного индекса подпиточной воды с учетом фактических суммарных присосов водопроводной воды в тепловую сеть, а также методика определения величины присосов водопроводной воды у каждого из потребителей и определения нормы суммарных присосов водопроводной воды в тепловую сеть с учетом проектного качества подпиточной воды теплоисточников, утверждаемые техническим руководителем владельца объекта по производству электрической энергии, должны быть согласованы с теплоснабжающими и теплосетевыми организациями, осуществляющими деятельность в одной системе теплоснабжения, при заключении в соответствии с законодательством Российской Федерации о теплоснабжении соглашения об управлении системой теплоснабжения. В отношении источников тепловой энергии, функционирующих в режиме собственного потребления, указанные методики должны утверждаться техническим руководителем самостоятельно.

XXVII. Требования к эксплуатации станционных

теплофикационных установок

354. Режим работы теплофикационных установок (давление в подающих и обратных трубопроводах и температура в подающих трубопроводах), входящих в состав объекта электроэнергетики, а также допустимые отклонения заданных параметров теплосети должны вестись в соответствии с заданием оперативно-диспетчерского персонала системы теплоснабжения с учетом пунктов 355 и 356 Правил.

355. Температура сетевой воды в подающих трубопроводах на основании соглашения об управлении системой теплоснабжения должна задаваться оперативно-диспетчерским персоналом системы теплоснабжения в зависимости от значений температуры наружного воздуха и других текущих климатических условий с учетом температурного графика системы теплоснабжения, материальной характеристики трубопроводов тепловых сетей.

Допускаемые значения отклонений от заданных теплового и гидравлического режимов не должны снижать качество теплоснабжения и не могут превышать следующих значений:

температуры сетевой воды в подающих трубопроводах +/- 3%;

давления сетевой воды в подающих трубопроводах +/- 5%;

давления сетевой воды в обратном трубопроводе +/- 0,2 кгс/см².

Давление сетевой воды в подающих трубопроводах при работе сетевых насосов должно быть выше давления насыщения при максимальной температуре сетевой воды не менее чем на 0,5 кгс/см² или величины кавитационного запаса на всасе насоса, указанного организацией-изготовителем, в случае если его величина превышает указанное минимальное значение.

Избыточное давление сетевой воды в обратном трубопроводе при работе сетевых насосов должно быть не ниже 0,5 кгс/см².

Отклонение фактической среднесуточной температуры сетевой воды в обратном трубопроводе может превышать заданную температурным графиком системы теплоснабжения не более чем на +5%.

356. Для исполнения диспетчерской команды (распоряжения) субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, направленной на предотвращение развития и ликвидацию нарушений нормального режима электрической части энергосистемы, дежурный персонал объекта по производству электрической энергии, функционирующего в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, при отсутствии у него возможности выполнить указанную диспетчерскую команду (распоряжение) иными методами, кроме изменения температуры подаваемого в тепловую сеть теплоносителя, должен уведомить оперативно-диспетчерский персонал системы теплоснабжения о полученной диспетчерской команде (распоряжении) субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике и реализовать необходимые для ее выполнения меры по изменению температуры подаваемого в тепловую сеть теплоносителя в пределах и с продолжительностью, определяемых с учетом требований Правил ОДУ.

По истечении предельно допустимого времени изменения режим тепловой сети должен быть восстановлен с незамедлительным уведомлением диспетчерского персонала субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике о начале восстановления режима тепловой сети.

357. Для 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;

предельно допустимое давление с водяной и паровой сторон;

расчетный расход сетевой воды и соответствующие ему потери напора.

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, а также в процессе эксплуатации теплофикационных установок с периодичностью не реже 1 раза в 5 лет.

358. Регулирование температуры воды на выходе из сетевых подогревателей, на выводах тепловой сети должно быть равномерным со скоростью, не превышающей 30 °C в час.

359. 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 очищаться по мере загрязнения по графику, утвержденному техническим руководителем.

360. Устройства для автоматического включения резерва должны быть в постоянной готовности к действию и проверяться по графику, утвержденному техническим руководителем.

361. 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 проектной документацией.

Качество подпиточной воды должно соответствовать требованиям, установленным главой 12 Правил технической эксплуатации тепловых энергоустановок.

362. В случае подачи воды для подпитки тепловой сети, качество которой не соответствует требованиям главы 12 Правил технической эксплуатации тепловых энергоустановок, подача такой воды должна осуществляться с разрешения технического руководителя объекта электроэнергетики с внесением записи об этом в оперативный журнал с указанием количества поданной воды и источника водоснабжения. О факте подачи такой воды должен быть уведомлен оперативно-диспетчерский персонал системы теплоснабжения.

В соединениях трубопроводов подпитывающего устройства с трубопроводами технической, циркуляционной или водопроводной воды должна быть предусмотрена ревизионная арматура между двумя закрытыми и опломбированными задвижками. При нормальной работе тепловых сетей ревизионная арматура должна быть открыта.

При подаче воды для подпитки тепловой сети должна быть обеспечена безопасность обслуживающего персонала в соответствии с мероприятиями, предусмотренными проектной документацией.

363. Подпиточно-сбросные устройства должны поддерживать заданное давление на всасывающей стороне сетевых насосов при рабочем режиме тепловых сетей и останове сетевых насосов. От внезапного повышения давления должна быть предусмотрена защита обратных трубопроводов.

При возможности аварийного снижения давления сетевой воды в теплофикационной установке, подающих трубопроводах тепловой сети и системах теплопотребления должна быть предусмотрена защита от вскипания сетевой воды во всех точках системы теплоснабжения. При невозможности обеспечения условий невскипания сетевой воды самозапуск и аварийное включение резервных сетевых или подпиточных насосов не допускается.

364. Эксплуатация баков аккумуляторов горячей воды должна быть организована и осуществляться в соответствии с требованиями, установленными главой 8 Правил технической эксплуатации тепловых энергоустановок.

365. Эксплуатация тепловых сетей источников комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, осуществляющих снабжение потребителей тепловой энергией и теплоносителем, в том числе станционных теплофикационных трубопроводов, должна быть организована и осуществляться в соответствии с требованиями, установленными главой 6 Правил технической эксплуатации тепловых энергоустановок.

366. Границы области оперативного управления и оперативного ведения теплофикационным оборудованием, теплофикационными трубопроводами объекта по производству электрической энергии, функционирующего в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, и тепловых сетей, входящих в систему теплоснабжения, устанавливаются по фланцам головных задвижек (сварным швам при бесфланцевой запорной арматуре) на подающем и обратном трубопроводах со стороны тепловой сети, если иное не предусмотрено условиями договора теплоснабжения. При этом головные задвижки находятся в оперативном управлении персонала единой теплоснабжающей организации.

367. Вывод источников тепловой энергии в ремонт должен осуществляться по планам, разрабатываемым в соответствии с Правилами вывода в ремонт и из эксплуатации источников тепловой энергии и тепловых сетей, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 6 сентября 2012 г. N 889 <49>.

———————————

<49> Собрание законодательства Российской Федерации, 2012, N 37, ст. 5009; 2021, N 6, ст. 985.

XXVIII. Требования к эксплуатации системы управления

технологическими процессами

368. Системы управления технологическими процессами при включенном технологическом оборудовании должны постоянно находиться в работе в проектном объеме и обеспечивать выполнение заданных функций и качества работы технологического оборудования.

Исправность средств автоматического включения резервного электрического питания систем управления технологическими процессами и исправность сигнализации наличия напряжения питания должны проверяться по графику, утвержденному техническим руководителем.

Электропитание системы управления должно осуществляться 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: для котельного и турбинного отделений.

Для блочных установок источниками оперативного тока напряжением 220 (380) В должны быть шины РУ СН 0,4 кВ своего или соседнего энергоблока, от которого не резервируются шины РУ СН 0,4 кВ такого энергоблока, инверторы агрегатов бесперебойного питания, шины щита постоянного тока.

369. При эксплуатации систем управления технологическими процессами должны контролироваться и обеспечиваться проектные условия эксплуатации АСУ ТП.

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

370. Дверцы щитов (сборок, шкафов) системы управления должны быть заперты. Комплект ключей должен находиться у оперативного персонала объекта электроэнергетики.

371. Аппаратура, установленная на панелях, пультах и по месту, первичные преобразователи, запорная арматура импульсных линий, а также сборки зажимов должны оснащаться надписями, указывающими их назначение.

372. У заборных устройств, первичных преобразователей и исполнительных механизмов должны быть устроены площадки для обслуживания.

373. После капитального ремонта оборудования все импульсные линии должны быть продуты.

Импульсные линии, в которые возможно попадание воздуха или шлама, а также периодичность их продувки должны быть определены в производственной (местной) инструкции.

Операции с первичными запорными органами на отборных устройствах при эксплуатации (открытие, закрытие) должен осуществлять персонал, обслуживающий такое технологическое оборудование.

374. Опробование технологических защит должно проводиться согласно графику, утвержденному техническим руководителем. При невозможности проверки исполнительных операций защит в связи с тепловым состоянием защищаемого оборудования опробование защиты должно проводиться без воздействия на исполнительные устройства.

Перед пуском защищаемого оборудования после его капитального и среднего ремонта, а также после проведения ремонта в цепях технологических защит должна проверяться исправность и готовность защит к включению путем опробования на сигнал каждой защиты и действия защит на все исполнительные устройства.

Перед пуском защищаемого оборудования после его простоя в течение более 3 суток должно проверяться действие защит на все исполнительные устройства, а также операции включения резерва технологического оборудования.

Опробование должно проводиться персоналом технологического цеха и персоналом, обслуживающим технические средства.

Опробование защит с воздействием на оборудование должно проводиться после окончания работ на оборудовании, участвующем в работе защит.

375. Средства технологических защит (первичные измерительные преобразователи, измерительные приборы, ряды зажимов, ключи и переключатели, запорная арматура импульсных линий) должны иметь внешние отличительные признаки (красный цвет и другие).

Панели защит с обеих сторон и установленная на них аппаратура должны оснащаться надписями, указывающими на их назначение.

Значения уставок срабатывания защит должны быть выделены на шкалах или дисплеях приборов.

376. Работа технологических защит должна осуществляться с алгоритмами, определенными организацией-изготовителем защищаемого оборудования. При настройке технологических защит должны применяться значения уставок и выдержек времени срабатывания технологических защит, определенные документацией организации-изготовителя защищаемого оборудования или наладочной организацией.

В случае модернизации оборудования или отсутствия указанных данных у организаций-изготовителей значения уставок и выдержек времени должны устанавливаться владельцем объекта электроэнергетики на основании результатов испытаний.

Устройства для изменения уставок (кроме регистрирующих приборов) должны быть опломбированы. Снятие пломб должно проводиться персоналом, обслуживающим средства защиты, с записью об этом в оперативном журнале.

377. При останове оборудования вследствие действия технологических защит должна быть возможность определения защиты, сработавшей первой.

Специальные средства фиксации защиты, сработавшей первой, включая регистраторы событий, должны находиться во включенном состоянии в течение всего времени работы защищаемого оборудования.

Случаи срабатывания технологических защит, а также их отказов должны учитываться, а причины и виды неисправностей анализироваться.

378. Технологические регуляторы, введенные в эксплуатацию, должны поддерживаться в состоянии, обеспечивающем поддержание технологических параметров, регламентированных документацией организаций-изготовителей и производственными (местными) инструкциями.

Отключение исправных автоматических регуляторов допускается в случаях, указанных в производственных (местных) инструкциях по эксплуатации.

По каждому контуру регулирования, введенному в эксплуатацию, на электростанции должны быть данные, необходимые для восстановления его настройки после ремонта или замены вышедшей из строя аппаратуры.

379. Средства логического управления, введенные в эксплуатацию, должны быть в состоянии, обеспечивающем выполнение технологических алгоритмов (программ). Проверка работоспособности средств логического управления должна проводиться после проведения ремонтных работ во внешних цепях или в шкафах. Проверка должна выполняться технологическим персоналом и персоналом, обслуживающим систему управления. Проверка должна быть проведена с воздействием на исполнительные органы, если этому не препятствует тепловое состояние оборудования. В противном случае она должна осуществляться без воздействия на исполнительные органы.

Объем и порядок проведения проверок работоспособности должны устанавливаться в производственной (местной) инструкции.

380. Производство ремонтных и наладочных работ в исполнительных (внешних) цепях средств логического управления на работающем оборудовании не допускается.

Проведение наладочных работ в шкафах средств логического управления допускается при условии отключения от них исполнительных цепей и по программам, утвержденным техническим руководителем. Подсоединение исполнительных цепей к средствам логического управления должно осуществляться на остановленном оборудовании.

XXIX. Требования к золоулавливанию и золоудалению

381. Эксплуатация золоулавливающих установок электростанций должна осуществляться в соответствии с требованиями Правил эксплуатации установок очистки газов, утвержденных приказом Минприроды России от 15 сентября 2017 г. N 498 <50>.

———————————

<50> Зарегистрирован Минюстом России 9 января 2018 г., регистрационный N 49549.

На основании проектной документации и положений Правил на объекте электроэнергетики, эксплуатирующем золоотвал(ы), должны быть разработаны производственные (местные) инструкции, технологическая карта заполнения водой, золошлаками и (или) их выдачи.

382. При повышении температуры дымовых газов за электрофильтрами выше температуры газов перед ними должно быть снято высокое напряжение со всех полей. В случае обнаружения очагов возгорания в электрофильтре должен быть остановлен котел, после чего устранено аварийное состояние.

383. Сбросы посторонних вод в оборотную систему гидрозолоудаления допускаются при соблюдении утвержденной проектной технологии, общего водного баланса системы. Общее количество добавляемой воды не должно превышать фактические ее потери из системы в течение календарного года.

384. Для продления срока службы золошлакопроводов допускается периодически выполнять поворот труб. Периодичность поворота определяется на основе опыта эксплуатации установленных на объекте систем золо- и шлакоудаления.

385. Не менее чем за три года до окончания заполнения существующего золоотвала объекта электроэнергетики эксплуатирующем золоотвал лицом должно быть обеспечено наличие проекта создания новой емкости для хранения.

386. 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 в соответствии с Правилами установления охранных зон объектов по производству электрической энергии и особых условий использования земельных участков, расположенных в границах таких зон, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 18 ноября 2013 г. N 1033 <51>.

———————————

<51> Собрание законодательства Российской Федерации, 2013, N 47, ст. 6113; 2019, N 4, ст. 328.

387. Эксплуатация и контроль за состоянием дамб золоотвалов должны быть организованы в соответствии с требованиями законодательства о безопасности ГТС и проектной документации.

Наращивание дамб золоотвалов без проектной документации не допускается.

XXX. Требования к контролю за состоянием металла

388. На опасных производственных объектах контроль за состоянием металла оборудования должен проводиться в соответствии с Правилами промышленной безопасности ОПО.

Контроль за состоянием металла оборудования, не входящего в состав опасных производственных объектов, должен проводиться в порядке, установленном техническим руководителем.

389. Организация работ по подготовке и проведению контроля должна возлагаться на технического руководителя.

На объекте электроэнергетики должен быть организован постоянный сбор и анализ информации о наработке элементов оборудования, результатах неразрушающего и разрушающего контроля и повреждениях металла для разработки мероприятий по повышению надежности оборудования.

Контроль за состоянием металла должен возлагаться на лиц, ответственных за исправное состояние и безопасную эксплуатацию оборудования.

Технические документы, в которых регистрируются результаты контроля оборудования, должны храниться вместе с паспортом оборудования до его списания.

390. Контроль за состоянием металла должен проводиться по планам, утвержденным техническим руководителем, в сроки и объемах, предусмотренных производственными (местными) инструкциями и документацией организации-изготовителя оборудования.

391. При неудовлетворительных результатах контроля за состоянием металла ответственных деталей и узлов (гибов трубопроводов, барабанов, коллекторов котла, главных паропроводов, сосудов, корпусов цилиндров, стопорных клапанов, роторов турбины) или выработке ими нормативного срока службы должна быть образована комиссия, которая должна рассматривать результаты контроля за состоянием металла за все время эксплуатации, заключение организации, проводившей техническое диагностирование оборудования, другие необходимые документы и принимать решение о возможности дальнейшей эксплуатации.

Порядок работы комиссии, указанной в абзаце первом настоящего пункта, устанавливается организационно-распорядительным документом владельца объекта электроэнергетики.

392. Для конкретной электростанции допускается разработка производственной (местной) инструкции по контролю за состоянием металла, учитывающей особенности эксплуатации этой электростанции.

XXXI. Требования к эксплуатации генераторов

и синхронных компенсаторов

393. При эксплуатации генераторов и синхронных компенсаторов должны быть обеспечены их бесперебойная работа в допустимых режимах, бесперебойная работа систем возбуждения, охлаждения, маслоснабжения, устройств контроля, защиты, автоматики и диагностики.

394. Автоматические регуляторы возбуждения (далее — АРВ) должны быть постоянно включены в работу. Отключение АРВ или отдельных их элементов (в том числе ограничение минимального возбуждения, каналы стабилизации для АРВ сильного действия) допускается для ремонта или проверки.

Для генераторов мощностью менее 60 МВт, оснащенных АРВ сильного действия, допускается работа с выведенными системным стабилизатором и каналами стабилизации.

Выбор, проверка, корректировка и реализация параметров настройки АРВ сильного действия синхронных генераторов должны осуществляться в соответствии с Требованиями к системам возбуждения и автоматическим регуляторам возбуждения сильного действия синхронных генераторов, утвержденными приказом Минэнерго России от 13 февраля 2019 г. N 98 <52> (далее — Требования к системам возбуждения и автоматическим регуляторам возбуждения).

———————————

<52> Зарегистрирован Минюстом России 3 июня 2019 г., регистрационный N 54828.

395. Настройка и функционирование АРВ должны быть согласованы с допустимыми режимами работы синхронных генераторов (синхронных компенсаторов).

У владельца объекта электроэнергетики должна быть информация о параметрах настройки АРВ.

396. При эксплуатации АРВ, а также отдельные устройства форсировки рабочего возбуждения (при наличии) должны быть настроены так, чтобы при понижении напряжения на выводах синхронного генератора (синхронного компенсатора) ниже заданных параметров релейной форсировки были обеспечены:

предельный ток возбуждения и предельное установившееся напряжение возбуждения не ниже двукратного в рабочем режиме, за исключением ограничений, установленных документацией организации-изготовителя для отдельных типов генераторов и синхронных компенсаторов, введенных в эксплуатацию до вступления в силу Правил;

быстродействие и максимальная скорость нарастания напряжения возбуждения в соответствии с Требованиями к системам возбуждения и автоматическим регуляторам возбуждения;

работа релейной форсировки возбуждения и автоматическое ограничение заданной длительности форсировки;

ограничение до двукратного значения тока ротора (для тиристорных систем возбуждения; для бесщеточных систем возбуждения, АРВ которых оснащены ограничителями тока ротора) при работе в сети с выдержкой времени на ввод, задаваемой в диапазоне от 0,1 секунды до 0,6 секунд;

ограничение максимального напряжения ротора и тока возбуждения бесщеточного возбудителя (для бесщеточных систем возбуждения).

397. В условиях эксплуатации переводы с основного возбуждения на резервное и обратно должны выполняться без отключения синхронных генераторов от сети.

Переходы с рабочего канала регулирования возбуждения на резервный и обратно должны проводиться без изменения режима работы синхронных генераторов.

Плановые переводы синхронного генератора с основного возбуждения на резервное и обратно должны выполняться не реже 1 раза в полугодие и выполняться в соответствии с графиком, определяемом техническим руководителем. Генераторы, оснащенные устройствами автоматического перехода на резервный канал возбуждения, должны эксплуатироваться на основании производственных (местных) инструкций, разработанных с учетом требований инструкций организаций-изготовителей.

398. На генераторах и синхронных компенсаторах, не имеющих обмоток отрицательного возбуждения, должна быть установлена и постоянно находиться в работе защита обмотки ротора от перенапряжений в соответствии с документацией организации-изготовителя и (или) проектной документацией.

399. Плановые отключения генераторов от сети при наличии положительной мощности на выводах машин не допускаются.

400. Генераторы турбинных или газопоршневых установок при переходе в режим электродвигателя должны быть отключены, для чего должна быть установлена защита от обратной мощности генератора, если иное не указано в производственной (местной) инструкции.

401. Резервные источники маслоснабжения уплотнений вала турбогенераторов должны автоматически включаться в работу при отключении рабочего источника и понижении давления (расхода) масла ниже предела, установленного в документации организации-изготовителя генератора.

Для резервирования основных источников маслоснабжения уплотнений генераторов мощностью 60 МВт и более должны быть постоянно включены демпферные баки, запас масла в которых 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, если иное не установлено в документации организации-изготовителя генератора и синхронного компенсатора и (или) проектной документацией.

402. Турбогенераторы и синхронные компенсаторы с водородным охлаждением после монтажа и ремонта должны вводиться в работу при номинальном давлении водорода.

Для турбогенераторов, имеющих водородное или водородно-водяное охлаждение активных частей, работа на воздушном охлаждении под нагрузкой не допускается.

Непродолжительная работа таких турбогенераторов при воздушном охлаждении допускается в режиме холостого хода без возбуждения с температурой воздуха не выше указанной в документации организации-изготовителя. Для турбогенераторов серии ТВФ допускается кратковременное возбуждение турбогенератора, отключенного от сети.

403. Устройства для пожаротушения генераторов и синхронных компенсаторов, находящихся в работе или резерве, должны находиться в исправном состоянии и быть в постоянной готовности к тушению пожара или возгорания.

404. 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 газовой среды, заполняющей корпус турбогенераторов;

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, если иное не установлено в документации организации-изготовителя генератора и синхронного компенсатора.

405. Периодичность определения показателей работы газомасляной и водяной систем генераторов и синхронных компенсаторов, находящихся в работе или резерве, должна определяться в соответствии с документацией организации-изготовителя генератора и синхронного компенсатора. При отсутствии данных в документации организации-изготовителя определение показателей работы газомасляной и водяной систем генераторов и синхронных компенсаторов должно осуществляться со следующей периодичностью:

температуры точки росы (влажности) газа в корпусе турбогенератора — не реже 1 раза в неделю, а при неисправной системе индивидуальной осушки газа или влажности, превышающей допустимую, — не реже 1 раза в сутки;

влажности газа внутри корпуса турбогенератора с полным водяным охлаждением должны 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 газовых ловушках обмоток статоров и газоохладителей турбогенераторов с водородно-водяным охлаждением, в картерах подшипников, сливных маслопроводах уплотнений вала (с воздушной стороны), 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;

показателей качества дистиллята в системе водяного охлаждения обмоток и других частей генератора — в соответствии с утвержденными графиками химического контроля.

406. Если иное не установлено в документации организации-изготовителя генератора и синхронного компенсатора, чистота водорода должна быть не ниже следующих значений:

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/см (50 кПа) и выше — 97%, при избыточном давлении водорода до 0,5 кгс/см (50 кПа) — 95%.

Температура точки росы водорода при рабочем давлении или воздуха в корпусе турбогенератора должна быть не выше 15 °C и ниже температуры воды на входе в газоохладители.

Температура точки росы воздуха в корпусе генератора с полным водяным охлаждением должна быть не выше значения, устанавливаемого инструкцией организации-изготовителя.

407. 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%.

408. Содержание водорода в картерах подшипников, сливных маслопроводах уплотнений вала (с воздушной стороны), 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, сливных маслопроводах уплотнений вала (с воздушной стороны) более 2% не допускается.

409. 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).

410. 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).

411. Давление масла в уплотнениях при неподвижном и вращающемся роторе генератора должно превышать давление водорода в корпусе машины. Низший и высший пределы перепада давлений должны определяться в соответствии с документацией организации-изготовителя генератора.

412. В системе маслоснабжения уплотнений вала турбогенераторов должны быть постоянно включены в работу регуляторы давления масла (уплотняющего, прижимного, компенсирующего).

413. Суточная утечка водорода в генераторе (синхронном компенсаторе) должна быть не более 5%, а суточный расход с учетом продувок — не более 10% общего количества газа при рабочем давлении, если иное не установлено документацией организации-изготовителя.

414. Генераторы должны включаться в сеть способом точной синхронизации, за исключением случаев, указанных в абзаце третьем настоящего пункта.

При использовании точной синхронизации должна быть введена блокировка от несинхронного включения.

При ликвидации нарушений нормального режима в электрической части энергосистемы или на объекте электроэнергетики турбогенераторы мощностью до 220 МВт включительно и гидрогенераторы допускается включать на параллельную работу способом самосинхронизации, если иное не установлено в документации организации-изготовителя. Турбогенераторы большей мощности допускается включать на параллельную работу указанным способом при условии, что кратность сверхпереходного тока к номинальному, определенная с учетом индуктивных сопротивлений блочных трансформаторов и сети, не превышает 3,0. Указанные способы включения должны быть согласованы владельцем объекта электроэнергетики с организацией-изготовителем.

415. Генераторы в случае сброса нагрузки и отключения, не сопровождающегося повреждением агрегата или неисправной работой системы регулирования турбины, допускается включать в сеть без осмотра.

416. Скорость набора и изменения активной нагрузки для всех генераторов должна определяться с учетом условий работы турбины или котла и по результатам комплексных испытаний в соответствии с Правилами проведения испытаний и определения общесистемных технических параметров и характеристик генерирующего оборудования.

417. Скорость повышения напряжения на генераторах и синхронных компенсаторах не должна ограничиваться.

418. Скорость изменения реактивной нагрузки генераторов и синхронных компенсаторов с косвенным охлаждением обмоток, а также гидрогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток не должна ограничиваться. На турбогенераторах с непосредственным охлаждением обмоток скорость изменения реактивной нагрузки в нормальных режимах должна быть не выше скорости набора активной нагрузки, а при предотвращении развития и ликвидации нарушений нормального режима в энергосистеме или на объекте электроэнергетики не должна ограничиваться.

419. Номинальная мощность генераторов (для всех турбогенераторов мощностью 30 МВт и более, всех турбогенераторов ГТУ и ПГУ, всех гидрогенераторов), а также длительная максимальная мощность при установленных значениях коэффициента мощности и параметров охлаждения при номинальном коэффициенте мощности, 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 документации организации-изготовителя не установлены большие значения величин по отклонению напряжения и частоты.

Наибольший ток ротора при работе с номинальной мощностью и при отклонениях напряжения в пределах +/- 5% от номинального длительно допускается при работе с номинальными параметрами охлаждающих сред.

420. В случае работы с длительной максимальной мощностью наибольший ток ротора при отклонении напряжения до +/- 5% от номинального длительно допускается при требуемых параметрах охлаждения.

421. Для генераторов и синхронных компенсаторов наибольшее рабочее напряжение должно быть не выше 110% номинального. При напряжении выше 105% номинального допустимая полная мощность генератора и синхронного компенсатора должна быть установлена в соответствии с документацией организации-изготовителя или по результатам испытаний.

422. Перегрузка генераторов и синхронных компенсаторов по току сверх значения, допустимого при данных температуре и давлении охлаждающей среды, не допускается, за исключением кратковременной перегрузки в случаях, указанных в абзацах втором и третьем настоящего пункта.

При предотвращении развития и ликвидации нарушений нормального режима в электрической части энергосистемы или на объекте электроэнергетики генераторы и синхронные компенсаторы допускается перегружать по токам статора и ротора согласно документации организации-изготовителя или по решению технического руководителя.

При отсутствии указаний в документации организации-изготовителя при предотвращении развития и ликвидации нарушений нормального режима в энергосистеме или на объекте электроэнергетики допускаются кратковременные перегрузки генераторов и синхронных компенсаторов по току статора в соответствии с приложением N 7 к Правилам.

Допустимая перегрузка по току возбуждения генераторов и синхронных компенсаторов с косвенным охлаждением обмоток должна определяться 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 в соответствии с приложением N 7 к Правилам.

423. Допустимая перегрузка по току возбуждения генераторов и синхронных компенсаторов с косвенным охлаждением обмоток должна определяться 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 в соответствии с приложением N 8 к Правилам.

424. 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 — незамедлительно разгружаться и отключаться от сети персоналом:

на блоках генератор-трансформатор (компенсатор-трансформатор) без ответвлений на генераторном напряжении и с ответвлениями к трансформаторам СН — 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 СН или потребителей, — при токах замыкания 5 А и более.

425. При появлении замыкания на землю в цепях генераторного напряжения блочных генераторов (компенсаторов), имеющих электрическую связь с сетью СН или сетью 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 часов (для поиска 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 решению технического руководителя допускается работа генератора или синхронного компенсатора с замыканием на землю в сети продолжительностью до 6 часов.

426. При появлении сигнала или определении снижения сопротивления изоляции на величину, установленную техническим руководителем, цепи возбуждения турбогенератора с непосредственным охлаждением обмотки ротора, турбогенератор должен быть в течение 1 часа с момента появления сигнала или определения указанного снижения сопротивления, а при замыкании на землю — незамедлительно, переведен на резервный возбудитель или резервный тиристорный канал возбуждения.

Если сопротивление изоляции восстановится, генератор может быть оставлен в работе. Если сопротивление изоляции останется пониженным, но выше предельного наименьшего значения, установленного в документации организации-изготовителя или техническим руководителем, турбогенератор при первой возможности, но не позднее чем через 7 суток, должен быть выведен в ремонт.

При отсутствии резервного возбудителя, невозможности его использования или неисправности резервного канала возбуждения, а также при дальнейшем понижении сопротивления изоляции (ниже предельного наименьшего значения) при работе на резервном возбуждении турбогенератор должен быть в течение 1 часа разгружен, отключен от сети и выведен в ремонт.

При появлении замыкания на землю (снижении сопротивления изоляции АЛ ниже 2 кОм) в цепи возбуждения турбогенератора с косвенным охлаждением обмотки ротора турбогенератор должен быть переведен на резервный возбудитель или резервный канал возбуждения. Если замыкание на землю исчезнет, допускается оставить генератор в работе. При обнаружении замыкания на землю в обмотке ротора турбогенератор должен быть 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 незамедлительно разгружен и отключен от сети.

Если защита от двойного замыкания не предусмотрена или не может быть введена, то турбогенератор должен быть в течение 1 часа разгружен, отключен от сети и выведен в ремонт.

Работа гидрогенераторов и синхронных компенсаторов с замыканием на землю в цепи возбуждения не допускается.

427. 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 МВА и ниже, 15% — при мощности свыше 125 МВА.

Для гидрогенераторов с непосредственным водяным охлаждением обмотки статора допускается разность токов в фазах 10%.

Не допускается превышение значения тока в фазах выше номинального.

428. Допускается кратковременная работа турбогенераторов в асинхронном режиме без возбуждения при сниженной нагрузке. Для турбогенераторов с косвенным охлаждением обмоток допускается нагрузка в указанном режиме до 60% номинальной, а продолжительность работы при этом — не более 30 минут.

Допустимая нагрузка и продолжительность работы в асинхронном режиме без возбуждения асинхронизированных генераторов и турбогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток должны определяться техническим руководителем с учетом требований документации организации-изготовителя.

Работа гидрогенераторов и турбогенераторов с наборными зубцами ротора в асинхронном режиме без возбуждения не допускается.

Несинхронная работа отдельного возбужденного генератора любого типа относительно других генераторов электростанции не допускается.

429. Допустимость и продолжительность работы генератора в режиме электродвигателя должны учитывать условия работы турбины и определяться техническим руководителем с учетом требований документации организации-изготовителя.

430. Работа генераторов с коэффициентом мощности ниже номинального и в режиме синхронного компенсатора с перевозбуждением (в индуктивном квадранте) без ограничения по продолжительности или в течение времени, превышающего установленную технической документацией продолжительность данной работы, допускается при токе возбуждения не выше длительно допустимого при параметрах охлаждающих сред, при которых функционируют генераторы.

Допустимая реактивная нагрузка генераторов в режиме синхронного компенсатора и синхронных компенсаторов с недовозбуждением (в емкостном квадранте) должна быть установлена в документации организации-изготовителя, а при отсутствии указаний организации-изготовителя — техническим руководителем на основании результатов специальных тепловых испытаний.

431. Допускается работа генераторов с косвенным охлаждением обмоток без ограничения по продолжительности или в течение времени, превышающего установленную технической документацией продолжительность данной работы, 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 техническим руководителем с учетом требований документации организации-изготовителя и состояния стали сердечника генератора.

При работе генераторов в режиме недовозбуждения должно быть обеспечено автоматическое ограничение минимального тока возбуждения.

432. Работа генераторов с непосредственным жидкостным охлаждением обмоток при отсутствии циркуляции дистиллята или масла в обмотках во всех режимах, кроме режима холостого хода без возбуждения, не допускается.

В случае прекращения циркуляции охлаждающей жидкости в обмотках с непосредственным жидкостным охлаждением нагрузка должна быть автоматически снята в течение двух минут, если в документации организации-изготовителя не установлены другие требования с меньшим временем снятия нагрузки, генератор должен быть отключен от сети и возбуждение снято.

433. 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 должны определяться в соответствии с документацией организаций-изготовителей генераторов и систем возбуждения.

Работа генераторов и синхронных компенсаторов, имеющих сопротивление изоляции цепей возбуждения ниже нормированных значений, допускается по решению технического руководителя.

434. Качество дистиллята (изоляционного масла), циркулирующего в системе жидкостного охлаждения обмоток и выпрямительных установок генераторов, должно соответствовать проектной документации и (или) документации организаций-изготовителей генераторов и систем возбуждения.

При понижении удельного сопротивления дистиллята до значения, установленного техническим руководителем с учетом требований документации организации-изготовителя, генератор должен быть разгружен, отключен от сети, и возбуждение снято.

435. Исправность изоляции подшипников и уплотнений вала турбогенераторов, подшипников синхронных компенсаторов с воздушным охлаждением и возбудителей, а также подшипников и подпятников гидрогенераторов (если позволяет конструкция последних) должна проверяться не реже 1 раза в месяц.

Исправность изоляции подшипников синхронных компенсаторов с водородным охлаждением должна проверяться при капитальном ремонте.

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 документации организации-изготовителя не указано иное.

436. 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.

437. Заполнение генераторов с непосредственным охлаждением обмоток водородом и освобождение от него в нормальных условиях должны проводиться при неподвижном роторе или вращении его от валоповоротного устройства.

В аварийных ситуациях освобождение от водорода может быть начато во время выбега машины.

Водород или воздух должен быть вытеснен из генератора (синхронного компенсатора) инертными газами (углекислым газом или азотом) в соответствии с инструкцией по эксплуатации газомасляной системы водородного охлаждения генераторов, утвержденной техническим руководителем.

438. На тех 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.

Требования абзацев первого и второго настоящего пункта не распространяются на потребителей электрической энергии, владеющих установками по производству водорода и азота, при условии обеспечения питания водородом от двух источников по двум взаимно резервируемым трубопроводам, пропускная способность каждого из которых обеспечивает однократное заполнение одного генератора наибольшего газового объема.

439. 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.

Профилактические испытания и измерения на генераторах и синхронных компенсаторах должны проводиться в соответствии с документацией организации — изготовителя.

440. Для предотвращения самопроизвольной или ошибочной подачи напряжения на останавливающийся генератор (за исключением генераторов гидротурбинных установок) при плановых и аварийных отключениях генераторов (блоков генератор-трансформатор) должны быть незамедлительно выполнены необходимые отключения в схеме электрических соединений.

441. При обнаружении или диагностировании кругового огня на контактных кольцах турбо- и гидрогенераторов, а также на коллекторе возбудителя турбина должна быть незамедлительно отключена персоналом, снято возбуждение и генератор отключен от сети.

442. Турбогенераторы с замкнутой системой воздушного охлаждения должны эксплуатироваться с включенными в работу и исправными устройствами предотвращения попадания загрязнений из окружающего воздуха внутрь турбогенератора (системой наддува, фильтрами).

443. Турбогенераторы с разомкнутой системой охлаждения должны быть оборудованы устройствами подвода наружного воздуха, очистки и рециркуляции охлаждающего турбогенератор воздуха.

444. Пуск обратимых гидроагрегатов мощностью менее 30 МВт в насосный режим допускается осуществлять методом прямого асинхронного пуска. Возможность прямых асинхронных пусков в насосный режим обратимых гидроагрегатов мощностью 30 МВт и более должна определяться на основании документации организации-изготовителя гидроагрегата и должна быть согласована с субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике.

Останов обратимых гидроагрегатов при наличии устройств плавного пуска должен осуществляться электроторможением с рекуперацией энергии в энергосистему.

Плановые отключения обратимых гидроагрегатов из насосного режима допускается проводить при наличии активной мощности на выводах машин. Допустимая величина активной мощности, при которой возможно такое отключение, должна определяться в соответствии с документацией организации-изготовителя гидроагрегата.

XXXII. Требования к эксплуатации электродвигателей

445. При эксплуатации электродвигателей, их пускорегулирующих устройств и защит должна быть обеспечена их надежная работа при пуске и в рабочих режимах.

446. Все электродвигатели должны иметь на корпусе сокращенную маркировку, общую с механизмом и соответствующую технологической схеме.

На пусковых устройствах, шкафах регулируемого электропривода, у кнопок или ключей управления выключателями (автоматическими выключателями или магнитными пускателями) электродвигателей должны быть надписи, указывающие, к какому электродвигателю они относятся, какая кнопка или какое направление поворота ключа относится к пуску и останову электродвигателя.

447. На шинах СН электростанции напряжение должно поддерживаться в пределах 100 — 105% номинального. Допускается работа электродвигателей при напряжении 90 — 110% номинального с сохранением их номинальной мощности.

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

Номинальная мощность электродвигателей должна сохраняться при одновременном отклонении напряжения до +/- 10% и частоты до +/- 2,5% от 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%.

448. На электродвигатели и приводимые ими механизмы должны быть нанесены стрелки, указывающие направление вращения.

449. Открытые вращающиеся части (соединительные муфты, шкивы, концы вала, ременные и зубчатые передачи) должны быть ограждены.

450. Степени защиты персонала от прикосновения к токоведущим или движущимся частям, находящимся внутри электродвигателей, степени защиты от проникновения твердых инородных тел и воды внутрь электродвигателей должны соответствовать межгосударственному стандарту ГОСТ IEC 60034-5-2011 «Машины электрические вращающиеся. Часть 5. Классификация степеней защиты, обеспечиваемых оболочками вращающихся электрических машин (Код IP)» <53>, если иное не установлено документацией организации-изготовителя.

———————————

<53> Принят Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 29 ноября 2011 г. N 40) и введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации приказом Росстандарта от 13 декабря 2011 г. N 1165-ст (М., Стандартинформ, 2013 г.).

451. Корпус электродвигателя и металлическая оболочка питающего кабеля должны быть заземлены с обеспечением видимой связи соединения между корпусом электродвигателя и контуром заземления.

Заземляющий проводник должен быть соединен сваркой с металлическим основанием или с помощью болтового соединения со станиной электродвигателя.

452. 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) должны соответствовать требованиям документации организации-изготовителя или установленным техническим руководителем требованиям.

Устройства для регулирования расхода воздуха и избыточного давления воздуха после окончательной регулировки должны быть закреплены и опломбированы.

Плотность тракта охлаждения (воздуховодов, узлов присоединения кожухов воздуховодов к корпусу электродвигателя, заслонок) должна проверяться не реже одного раза в год.

453. Электродвигатели с водяным охлаждением обмотки ротора и активной стали статора, а также со встроенными водяными воздухоохладителями должны быть оборудованы устройствами, сигнализирующими о снижении давления и расхода воды ниже допустимого, а также появлении воды в корпусе электродвигателя.

Эксплуатация оборудования и аппаратуры систем водяного охлаждения, качество конденсата и воды должны соответствовать требованиям документации организации-изготовителя или установленным техническим руководителем требованиям.

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

455. Для тепломеханического оборудования (электроприводы механизмов, отключение которых приводит к нарушению технологического процесса и снижению нагрузки котлов, турбин, генераторов, но не вызывает повреждения основного оборудования; электроприводы механизмов, отключение которых может привести к повреждению котла, турбины, генератора, а также устройства автоматики и регулирования, установленные на этом оборудовании) при перерыве в электропитании должно быть обеспечено сохранение технологического процесса выработки тепловой и электрической энергии при повторной подаче напряжения от рабочего или резервного источника питания.

Допустимое время перерыва электропитания такого оборудования определяется успешностью группового самозапуска электродвигателей и не должно превышать 2,5 секунды.

Перечень тепломеханического оборудования, указанного в абзаце первом настоящего пункта, должен быть утвержден техническим руководителем, если такой перечень не определен проектной документацией.

456. Электродвигатели с короткозамкнутыми роторами допускается пускать из холодного состояния два раза подряд, из горячего — один раз, если документацией организации-изготовителя не установлены иные требования. Последующие пуски допускаются после охлаждения электродвигателя в течение времени, установленного документацией организации-изготовителя или техническим руководителем.

Повторные включения электродвигателей в случае отключения их основными защитами допускаются после обследования и проведения контрольных измерений сопротивления изоляции.

Для двигателей ответственных механизмов, не имеющих резерва, повторное включение допускается после внешнего осмотра двигателя.

Повторное включение двигателей в случаях действия резервных защит до выяснения причины отключения не допускается.

Особенности пуска и других режимов работы двухскоростных электродвигателей и двигателей с регулируемой частотой вращения должны определяться техническим руководителем.

457. Электродвигатели, длительно находящиеся в резерве, и автоматические устройства включения резерва должны осматриваться и опробоваться вместе с механизмами по графику, утвержденному техническим руководителем.

При этом у электродвигателей наружной установки, не имеющих обогрева, должны проверяться сопротивление изоляции обмотки статора и коэффициент абсорбции.

458. Составляющие вибрации, измеренные на подшипниках электродвигателей, сочлененных с механизмами, не должны превышать значений, указанных в документации организаций-изготовителей. Измерения вибрации ответственных механизмов должны осуществляться с периодичностью, установленной графиком, утвержденным техническим руководителем.

459. Надзор за нагрузкой электродвигателей, щеточным аппаратом, вибрацией, температурой элементов и охлаждающих сред электродвигателя (обмотки и сердечника статора, воздуха, подшипников), уход за подшипниками (поддержание требуемого уровня масла) и устройствами подвода охлаждающего воздуха, воды к воздухоохладителям и обмоткам, а также операции по пуску, контролю и изменению частоты вращения и останову электродвигателя должны осуществлять работники цеха, обслуживающего механизм.

В случаях, когда через камеры охладителей проходят токоведущие части, надзор и обслуживание схемы охлаждения в пределах этих камер должны осуществлять работники, обслуживающие электроустановки.

460. Электродвигатели должны быть незамедлительно отключены от сети персоналом без согласования с вышестоящим оперативным и административно-техническим персоналом при несчастных случаях с людьми, появлении дыма или огня из корпуса электродвигателя, его пусковых и возбудительных устройств, шкафов регулируемого электропривода, поломке приводимого механизма.

Электродвигатель должен быть остановлен после пуска резервного (если он имеется) в случаях:

появления запаха горелой изоляции;

увеличения вибрации электродвигателя или механизма выше допустимого, установленного в документации организации-изготовителя или техническим руководителем;

возрастания температуры подшипников выше допустимых значений, установленных в документации организации-изготовителя или техническим руководителем;

перегрузки выше допустимых значений, установленных в документации организации-изготовителя или техническим руководителем;

угрозы повреждения электродвигателей (заливание водой, запаривание, повышенный шум);

прекращения поступления смазки

461. Для электродвигателей переменного тока мощностью свыше 100 кВт при контроле технологического процесса, а также для электродвигателей механизмов, подверженных технологическим перегрузкам, должен быть обеспечен контроль тока статора.

На электродвигателях постоянного тока для привода питателей топлива, аварийных масляных насосов турбин и уплотнений вала независимо от их мощности должен контролироваться ток якоря.

XXXIII. Требования к эксплуатации силовых трансформаторов

(автотрансформаторов) и масляных шунтирующих реакторов

462. При эксплуатации трансформаторов (автотрансформаторов) и шунтирующих масляных реакторов фактические нагрузки, уровень напряжения, температура отдельных элементов трансформаторов (реакторов), характеристики масла и параметры изоляции должны находиться в допустимых пределах, указанных в технической документации. Устройства охлаждения, регулирования напряжения, системы контроля основных параметров и другие элементы при эксплуатации трансформаторов (автотрансформаторов) и шунтирующих масляных реакторов должны находиться в исправном состоянии.

463. Владелец объекта электроэнергетики должен обеспечить контроль правильности установки трансформаторов (реакторов), оборудованных устройствами газовой защиты. Крышка должна иметь подъем по направлению к газовому реле не менее 1%, а маслопровод к расширителю — не менее 2%, если в документации организации-изготовителя трансформатора не установлено иное, или уклон не предусмотрен конструкцией бака.

464. Стационарные средства пожаротушения находящихся в работе трансформаторов (автотрансформаторов) и шунтирующих масляных реакторов должны находиться в постоянной готовности к работе, а маслоприемники, маслоотводы и маслосборники должны быть в исправном состоянии.

465. На баках трансформаторов и реакторов, а также снаружи на дверях и внутри на трансформаторах трансформаторных пунктов и камер должны быть указаны диспетчерские наименования.

Расцветка фазы должна быть нанесена на баки однофазных трансформаторов и реакторов, а также на адаптеры высоковольтных вводов трехфазных трансформаторов.

Трансформаторы и реакторы наружной установки должны быть окрашены в светлые тона краской, стойкой к атмосферным осадкам и воздействию масла, не содержащей в своем составе алюминиевой пудры.

466. При эксплуатации питание электродвигателей устройств охлаждения трансформаторов (реакторов) должно быть осуществлено от двух источников, а для трансформаторов (реакторов) с принудительной циркуляцией масла — с применением АВР.

467. Для обеспечения регулирования напряжения, в том числе для поддержания перегрузочной способности трансформаторов (автотрансформаторов), устройства регулирования напряжения под нагрузкой (далее — РПН) трансформаторов (автотрансформаторов) с высшим классом напряжения 220 кВ и выше (за исключением блочных трансформаторов (автотрансформаторов) электростанций и резервных трансформаторов СН электростанций) должны быть в постоянной готовности к работе в автоматическом режиме и в режиме дистанционного управления.

Переключение устройства РПН трансформатора, находящегося под напряжением, вручную (рукояткой) не допускается.

Для автотрансформаторов (трансформаторов) с высшим классом напряжения 220 кВ и выше, являющихся объектами диспетчеризации, режим (автоматический или неавтоматический) и параметры (уставка по напряжению, статизм) РПН должны задаваться диспетчерским центром с учетом технических характеристик устройства РПН, установленных организацией-изготовителем. Изменение заданного субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике режима работы устройств РПН допускается по решению владельца объекта электроэнергетики, согласованного субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике. При получении от владельца объекта электроэнергетики проекта указанного в настоящем абзаце решения субъект оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике должен в течение 10 рабочих дней со дня его получения рассмотреть и согласовать проект решения, либо в тот же срок направить владельцу объекта электроэнергетики обоснованные замечания к нему.

Для трансформаторов (автотрансформаторов), не являющихся объектами диспетчеризации, алгоритм автоматического переключения устройств РПН и режим их работы (автоматический или неавтоматический) должен задаваться владельцем объекта электроэнергетики, осуществляющим оперативно-технологическое управление таким оборудованием.

Необходимость работы в автоматическом режиме устройств РПН трансформаторов (автотрансформаторов), установленных на РУ классом напряжения 220 кВ и выше атомных электростанций, а также сроки обеспечения технической возможности работы в автоматическом режиме существующих устройств РПН, установленных на указанных трансформаторах (автотрансформаторах), введенных в эксплуатацию до 1 января 2018 г., должны определяться в соответствии с пунктом 127 Правил технологического функционирования электроэнергетических систем.

На трансформаторах в электрической сети напряжением 6 — 35 кВ должны использоваться ответвления переключателей без возбуждения (далее — ПБВ), обеспечивающие с учетом регулирования напряжения трансформаторами с РПН соответствие напряжения на выводах приемников в сетях 0,4 кВ требованиям нормативных правовых актов, устанавливающих требования надежности и безопасности в сфере электроэнергетики.

Положение РПН при работе в неавтоматическом режиме и положения ответвлений ПБВ трансформаторов должны корректироваться в соответствии с изменениями схемы электрической сети и потребления электрической энергии.

Параметры настройки автоматического режима работы РПН и положения ответвлений ПБВ трансформаторов должны определяться владельцем объекта электроэнергетики.

468. Вентиляция трансформаторных подстанций (далее — ТП) и камер должна обеспечивать работу установленных в них трансформаторов во всех нормированных режимах.

469. На трансформаторах (автотрансформаторах) и реакторах с принудительной циркуляцией воздуха и масла (далее — система охлаждения ДЦ) и на трансформаторах с принудительной циркуляцией воды и масла (далее — система охлаждения Ц) устройства охлаждения должны автоматически включаться (отключаться) одновременно с включением (отключением) трансформатора (автотрансформатора) или реактора, за исключением случаев, предусмотренных пунктом 478.

Порядок включения (отключения) систем охлаждения должен быть установлен владельцем объекта электроэнергетики с учетом документации организации-изготовителя.

Эксплуатация трансформаторов (автотрансформаторов) и реакторов с искусственным охлаждением без включенных в работу устройств сигнализации о прекращении циркуляции масла, охлаждающей воды или об останове вентиляторов не допускается.

470. Порядок включения (отключения) систем охлаждения трансформаторов (автотрансформаторов) и реакторов должен устанавливаться владельцем объекта электроэнергетики с учетом требований документации организации-изготовителя.

471. 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 масляных насосов при температуре верхних слоев масла не ниже 15 °C и отключена при понижении температуры масла до 10 °C, если иное не указано в документации организации-изготовителя.

472. При номинальной нагрузке температура верхних слоев масла должна быть:

у трансформатора и реактора с системой охлаждения ДЦ — не выше 75 °C, с естественной циркуляцией масла (далее — система охлаждения М) и с естественной циркуляцией воздуха и масла (далее — система охлаждения Д) — не выше 95 °C;

у трансформаторов с охлаждением Ц температура масла на входе в маслоохладитель должна быть не выше 70 °C, если документацией организации-изготовителя не определены иные значения температуры.

Температура обмоток и магнитопровода трансформаторов, имеющих комбинированную систему охлаждения М, Д, ДЦ, а также сухих трансформаторов и трансформаторов с изоляцией из газовой смеси должна определяться в соответствии с документацией организаций-изготовителей.

473. Продолжительная работа трансформаторов (при мощности не более номинальной) при напряжении на любом ответвлении обмотки на 10% выше номинального для такого ответвления допускается. В указанном случае напряжение на любой обмотке должно быть не выше значений наибольшего рабочего напряжения, установленных ГОСТ Р 57382-2017.

474. В период эксплуатации силовых масляных трансформаторов и автотрансформаторов с высшим классом напряжения от 110 кВ до 750 кВ включительно, трансформаторов и автотрансформаторов трехфазных мощностью 5 МВА и более, трансформаторов и автотрансформаторов однофазных мощностью 1 МВА и более их перегрузочная способность должна соответствовать Требованиям к перегрузочной способности трансформаторов.

Для силовых масляных трансформаторов и автотрансформаторов, не указанных в абзаце первом настоящего пункта, допускается длительная перегрузка по току любой обмотки на 5% номинального тока ответвления, если напряжение на ответвлении не превышает номинального. Значение и длительность допустимой аварийной перегрузки таких трансформаторов и автотрансформаторов должны определяться производственной (местной) инструкцией с учетом требований документации организации-изготовителя.

475. Для автотрансформаторов, к обмоткам низкого напряжения которых подключены источники реактивной мощности или генерирующее оборудование, должен быть организован контроль тока общей части обмотки высшего напряжения.

476. Допустимые перегрузки сухих трансформаторов и трансформаторов с элегазовой изоляцией должны определяться владельцем объекта электроэнергетики с учетом требований документации организации-изготовителя.

477. При аварийном отключении устройств охлаждения режим работы трансформаторов и действия защиты и автоматики трансформаторов должны определяться владельцем объекта электроэнергетики с учетом требований документации организации-изготовителя.

478. Включение трансформаторов на номинальную нагрузку допускается:

с системами охлаждения М и Д — при любой отрицательной температуре воздуха;

с системами охлаждения ДЦ и Ц — при значениях температуры окружающего воздуха не ниже минус 25 °C. При более низких значениях температуры трансформатор должен быть прогрет включением на нагрузку около 0,5 номинальной без запуска системы циркуляции масла до достижения температуры верхних слоев масла минус 25 °C, после чего должна быть включена система циркуляции масла. В аварийных условиях допускается включение трансформатора на полную нагрузку независимо от температуры окружающего воздуха;

при системе охлаждения с направленным потоком масла в обмотках трансформаторов — при значениях температуры, определяемых в соответствии с производственной (местной) инструкцией с учетом требований документации организации-изготовителя.

479. Переключающие устройства РПН трансформаторов допускается включать в работу при температуре верхних слоев масла минус 20 °C и выше (для погружных резисторных устройств РПН) и минус 45 °C и выше (для устройств РПН с токоограничивающими реакторами, а также для переключающих устройств с контактором, расположенным на опорном изоляторе вне бака трансформатора и оборудованным устройством искусственного подогрева).

480. Для каждой электроустановки в зависимости от графика нагрузки с учетом надежности питания потребителей и минимума потерь энергии владельцем объекта электроэнергетики должно быть определено количество одновременно работающих трансформаторов.

В распределительных электрических сетях напряжением до 20 кВ включительно должны быть организованы измерения нагрузок и напряжений трансформаторов в период максимальных и минимальных нагрузок в сроки и с периодичностью, установленными техническим руководителем.

481. Режим заземления нейтралей трансформаторов с высшим классом напряжения 110 и 220 кВ должен определяться с учетом необходимости обеспечения соответствия оборудования токам короткого замыкания, правильности функционирования устройств РЗА по условиям селективности и чувствительности, обеспечения защиты изоляции нейтралей трансформаторов и защиты изоляции электросетевого оборудования и быть согласован с субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике.

482. При срабатывании газового реле на сигнал должен быть проведен наружный осмотр трансформатора (реактора), проверен уровень масла в расширителе, отобран газ из реле для анализа и проверки на горючесть, а также выполнены другие требования, установленные документацией организаций-изготовителей.

Для обеспечения безопасности персонала при отборе газа из газового реле и выявления причины его срабатывания должны быть проведены разгрузка и отключение трансформатора (реактора).

Время выполнения мероприятий по разгрузке и отключению трансформатора должно быть минимальным.

Если газ в реле негорючий, а также отсутствуют признаки повреждения трансформатора (реактора) и его отключение вызвало недоотпуск электроэнергии, трансформатор (реактор) может быть включен в работу до выяснения причины срабатывания газового реле на сигнал. Продолжительность работы трансформатора (реактора) в указанном случае должна устанавливаться техническим руководителем.

По результатам анализа газа из газового реле, хроматографического анализа масла, других измерений (испытаний) должна быть установлена причина срабатывания газового реле на сигнал, определено техническое состояние трансформатора (реактора) и возможность его нормальной эксплуатации.

483. При повреждении силовых трансформаторов (автотрансформаторов), шунтирующих реакторов или их автоматическом отключении действием технологических защит от внутренних повреждений или действием резервных защит владелец объекта электроэнергетики должен руководствоваться требованиями, установленными Правилами предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима.

484. Трансформаторы мощностью 1 МВА и более и реакторы должны эксплуатироваться с системой непрерывной регенерации масла в термосифонных или адсорбционных фильтрах.

Масло в расширителе трансформатора (реактора), 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, такие устройства должны быть постоянно включены независимо от режима работы трансформатора (реактора). Эксплуатация указанных устройств должна быть организована в соответствии с производственными (местными) инструкциями с учетом требований документации организации-изготовителя.

Масло маслонаполненных вводов должно быть защищено от окисления и увлажнения.

485. Включение в сеть трансформатора (реактора) должно осуществляться толчком на полное напряжение.

Параллельная работа трансформаторов (автотрансформаторов) допускается при условии, что ни одна из обмоток не будет нагружена током, превышающим допустимый для такой обмотки.

Осмотры трансформаторов (реакторов) без отключения должны проводиться в сроки, устанавливаемые техническим руководителем в зависимости от их назначения, места установки и технического состояния.

XXXIV. Требования к эксплуатации РУ

486. Владелец объекта электроэнергетики должен контролировать соответствие класса изоляции электрооборудования номинальному напряжению сети, а устройств защиты от перенапряжений — уровню изоляции электрооборудования.

При эксплуатации оборудования с негрязестойкой изоляцией в местах с загрязненной атмосферой должны осуществляться мероприятия, обеспечивающие надежную работу изоляции:

в открытых РУ (далее — ОРУ) — усиление, обмывка, очистка, покрытие гидрофобными пастами;

в закрытых РУ (далее — ЗРУ) — защита от проникновения пыли и вредных газов;

в комплектных РУ (далее — КРУ) наружной установки — уплотнение шкафов, обработка изоляции гидрофобными пастами и установка устройств электроподогрева с ручным или автоматическим управлением.

487. Температура воздуха внутри помещений ЗРУ в летнее время должна быть не выше 40 °C.

Температура воздуха внутри помещений ЗРУ в зимнее время должна соответствовать температурному режиму работы установленного в ЗРУ оборудования, устройств РЗА, автоматизированных информационно-измерительных системах коммерческого учета электрической энергии.

В случае превышения температуры воздуха должны быть приняты меры к понижению температуры оборудования или охлаждению воздуха.

Температура в помещении комплектных распределительных устройств с элегазовой изоляцией (далее — КРУЭ) должна соответствовать требованиям документации организации-изготовителя КРУЭ.

488. В зале КРУЭ, кабельных помещениях под залами КРУЭ, помещениях для хранения баллонов с элегазом должна быть выполнена принудительная приточно-вытяжная вентиляция.

Помещения КРУЭ 35 кВ и выше, а также ЗРУ 35 кВ и выше с элегазовыми выключателями должны быть оборудованы приборами контроля концентрации элегаза на высоте 10 — 15 см от уровня пола, а также устройствами, сигнализирующими о недопустимой концентрации элегаза и включающими приточно-вытяжную вентиляцию.

489. Владельцем объекта электроэнергетики должны быть приняты меры, исключающие попадание посторонних людей, животных и птиц в электроустановки.

490. На территории ОРУ не должно быть древесно-кустарниковой растительности.

491. 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 должны обеспечивать беспрепятственный отвод воды.

492. Маслоприемники, маслосборники, гравийные подсыпки, дренажи и маслоотводы должны поддерживаться в исправном состоянии.

493. Уровень масла в масляных выключателях, измерительных трансформаторах и вводах должен оставаться в пределах шкалы маслоуказателя при максимальном и минимальном значениях температуры окружающего воздуха и соответствовать требованиям документации организации-изготовителя.

Масло негерметичных маслонаполненных вводов должно быть защищено от увлажнения и окисления.

494. За температурой контактных соединений шин в РУ должен быть организован контроль, регламентированный владельцем объекта электроэнергетики.

495. РУ напряжением 3 кВ и выше должны иметь исправную оперативную блокировку безопасности, предотвращающую возможность ошибочных операций разъединителями, отделителями, выкатными тележками КРУ и заземляющими разъединителями (ножами). Блокировочные замки с устройствами опломбирования должны быть постоянно опломбированы.

496. На столбовых ТП, 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.

497. На дверях и внутренних стенках камер ЗРУ, оборудовании ОРУ (за исключением подвесных высокочастотных заградителей), наружных и внутренних лицевых частях КРУ, шкафах и сборках, а также на лицевой и оборотной сторонах панелей щитов должны быть выполнены надписи, указывающие на назначение присоединений и их диспетчерское наименование.

На металлических частях корпусов оборудования должна быть обозначена расцветка фаз, позволяющая определить фазировку оборудования. При невозможности нанесения расцветки должны быть установлены таблички. РУ должно быть укомплектовано резервом запасных предохранителей используемых номиналов.

На предохранительных щитках и (или) у предохранителей присоединений должны быть надписи, указывающие номинальный ток плавкой вставки.

498. Рукоятки приводов заземляющих разъединителей (ножей), а также ведущие валы двигательных приводов заземляющих ножей должны быть обозначены красным цветом, а заземляющие ножи — черным.

499. Осмотр оборудования РУ без отключения от сети должен быть организован:

на объектах с постоянным дежурством персонала — не реже 1 раза в 1 сутки;

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;

в трансформаторных и распределительных пунктах — не реже 1 раза в 6 месяцев.

При неблагоприятных погодных условиях или усиленном загрязнении на ОРУ, а также после отключения оборудования при коротком замыкании должны быть организованы внеочередные осмотры.

500. При обнаружении утечек сжатого воздуха у отключенных воздушных выключателей прекращение подачи в них сжатого воздуха должно проводиться после снятия напряжения с выключателей и отключения разъединителей неисправного выключателя.

501. В масляных баковых выключателях, установленных в районах с температурой окружающего воздуха ниже минус 30 °C, должно применяться масло с температурой застывания, соответствующей температуре наиболее холодных суток в таком районе, или выключатели должны быть оборудованы устройством электроподогрева масла, включаемом при понижении температуры окружающего воздуха ниже допустимой по температурным характеристикам масла.

502. Автоматическое управление, защита и сигнализация воздухоприготовительной установки, а также предохранительные клапаны должны проверяться и регулироваться в соответствии с требованиями, установленными документацией организации-изготовителя или владельцем объекта электроэнергетики.

503. Осушка сжатого воздуха для коммутационных аппаратов должна осуществляться термодинамическим способом.

Требуемая степень осушки сжатого воздуха должна обеспечиваться 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).

Для уменьшения влагосодержания по решению владельца объекта электроэнергетики допускается дополнительно применять адсорбционные методы осушки сжатого воздуха.

504. Влага из воздухосборников давления 20 — 45 кгс/см² (2 — 4,5 МПа) должна удаляться не реже 1 раза в трое суток, а на объектах без постоянного дежурства персонала — по утвержденному графику.

Днища воздухосборников, за исключением буферных емкостей, и спускной вентиль должны быть утеплены и оборудованы устройством электроподогрева, включаемым на время, необходимое для таяния льда при отрицательных значениях температуры наружного воздуха.

Удаление влаги из конденсатосборников групп баллонов давлением 230 кгс/см² (23 МПа) должно осуществляться автоматически при запуске компрессоров. Во избежание замерзания влаги нижние части баллонов и конденсатосборники должны быть установлены в теплоизоляционной камере с электроподогревом (за исключением баллонов, установленных после блоков очистки сжатого воздуха (далее — БОВ).

Продувка влагоотделителя БОВ должна проводиться не реже трех раз в сутки. Проверка степени осушки — точки росы воздуха на выходе из БОВ должна проводиться один раз в сутки. Точка росы должна быть не выше минус 50 °C при положительной температуре окружающего воздуха и не выше минус 40 °C — при отрицательной температуре.

505. Внутренний осмотр резервуаров воздушных и элегазовых выключателей должен проводиться в соответствии с требованиями документации организации-изготовителя. Гидравлические испытания резервуаров воздушных и элегазовых выключателей должны проводиться в случае обнаружения дефектов в соответствии с требованиями, установленными документацией организации-изготовителя или владельцем объекта электроэнергетики.

506. 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 воздухопроводе, питающем привод каждого коммутационного аппарата.

Для предупреждения загрязнения сжатого воздуха в процессе эксплуатации должны проводиться продувки:

магистральных воздухопроводов при плюсовой температуре окружающего воздуха не реже одного раза в два месяца;

воздухопроводов отпаек от сети до распределительного шкафа и от шкафов до резервуаров каждого полюса выключателей и приводов других коммутационных аппаратов с их отсоединением от коммутационного аппарата после каждого среднего ремонта коммутационного аппарата;

резервуаров воздушных выключателей после текущего и среднего ремонта.

507. У воздушных выключателей должно периодически проверяться наличие вентиляции внутренних полостей изоляторов (для выключателей, имеющих указатели).

Периодичность проверок должна быть установлена владельцем объекта электроэнергетики с учетом требований документации организации-изготовителя.

Концентрация элегаза в помещении не должна превышать допустимых норм, указанных в документации организации-изготовителя или установленных владельцем объекта электроэнергетики.

При техническом обслуживании элегазового оборудования должны приниматься меры, предотвращающие выброс (утечку) элегаза в атмосферу.

Для предотвращения повреждения элегазового оборудования при отключении короткого замыкания из-за снижения давления (плотности) элегаза должна быть выполнена предупредительная и аварийная сигнализация снижения давления (плотности) элегаза. Элегазовые выключатели должны быть оборудованы автоматической блокировкой управления выключателем, запрещающей операции его включения и отключения в случае срабатывания аварийной сигнализации.

508. С элегазового выключателя, у которого автоматической блокировкой управления заблокировано управление, не позднее 3 часов должно быть снято напряжение и выключатель выведен в ремонт.

509. При снижении давления воздуха в ресиверах воздушных выключателей ниже уровня, установленного документацией организации-изготовителя, должна блокироваться схема управления выключателем без отключения выключателя.

510. При эксплуатации элегазовых выключателей должны предусматриваться мероприятия по предотвращению их повреждений, связанных с отключением ЛЭП или систем шин, оснащенных средствами компенсации реактивной мощности, при неуспешном трехфазном автоматическом повторном включении или опробовании ЛЭП напряжением по причине возникновения апериодической составляющей в отключаемом токе.

Выключатели и их приводы должны быть оборудованы указателями отключенного и включенного положений.

На выключателях со встроенным приводом или с приводом, расположенным у выключателя и не отделенным от него сплошным непрозрачным ограждением (стенкой), допускается установка одного указателя — на выключателе или на приводе. На выключателях, наружные контакты которых указывают включенное положение, наличие указателя не требуется.

511. Приводы разъединителей, заземляющих ножей, отделителей, короткозамыкателей и других аппаратов, отделенных от аппаратов стенкой, должны иметь указатели отключенного и включенного положений.

512. На объектах электроэнергетики их владельцами должен быть организован учет срабатывания ресурса отключающей способности выключателей (с учетом величины отключаемого тока короткого замыкания).

513. При эксплуатации РУ должна проводиться проверка состояния их контуров заземления.

XXXV. Требования к эксплуатации аккумуляторных установок

514. При эксплуатации аккумуляторных установок должны быть обеспечены их длительная надежная работа и необходимый уровень напряжения на шинах постоянного тока в нормальных и аварийных режимах.

515. АБ должны эксплуатироваться в режиме постоянного подзаряда, если иное не установлено документацией организации-изготовителя АБ.

516. Для АБ типа СК напряжение подзаряда должно составлять 2,2 +/- 0,05 В на элемент, для АБ типа СН — 2,18 +/- 0,04 В на элемент.

517. Свинцово-кислотные АБ должны эксплуатироваться без тренировочных разрядов и периодических уравнительных перезарядов.

Уравнительный заряд должен проводиться при наличии в АБ значительного количества элементов с разным напряжением или разной плотностью электролита.

Продолжительность уравнительного заряда должна определяться в зависимости от состояния АБ и может составлять несколько суток.

518. На ТЭС должен выполняться контрольный разряд АБ для определения ее фактической емкости в соответствии с требованиями документации организации-изготовителя.

На подстанциях и ГЭС не менее 1 раза в год должна проверяться работоспособность АБ по падению напряжения при толчковых токах. Необходимость проведения контрольных разрядов должна устанавливаться владельцем объекта электроэнергетики с учетом требований документации организации-изготовителя. Заряжать и разряжать АБ допускается током, значение которого не превышает максимального для такой АБ.

519. После аварийного разряда АБ последующий ее заряд до емкости, равной 90% номинальной, должен быть осуществлен не более чем за 8 часов, если иное не установлено документацией организации-изготовителя.

520. При применении выпрямительных устройств для подзаряда и заряда АБ цепи переменного и постоянного тока должны быть связаны через разделительный трансформатор. Выпрямительные устройства должны быть оборудованы устройствами сигнализации об отключении.

521. Напряжение на шинах постоянного тока, питающих цепи управления, устройства РЗ, сигнализации, автоматики и систем сбора и передачи информации, в нормальных эксплуатационных условиях допускается поддерживать на 5% выше номинального напряжения электроприемников.

522. Сопротивление изоляции АБ в зависимости от номинального напряжения должно быть следующим:

при номинальном напряжении АБ 220 В — 100 кОм;

при номинальном напряжении АБ 110 В — 50 кОм;

при номинальном напряжении АБ 60 В — 30 кОм;

при номинальном напряжении АБ 48 В — 25 кОм;

при номинальном напряжении АБ 24 В — 15 кОм.

Устройство для контроля изоляции на шинах постоянного оперативного тока должно действовать на сигнал при понижении сопротивления изоляции полюсов до уровня 20 кОм в сети напряжением 220 В, 10 кОм — в сети напряжением 110 В, 6 кОм — в сети напряжением 60 В, 5 кОм — в сети напряжением 48 В, 3 кОм — в сети напряжением 24 В.

523. При срабатывании устройства сигнализации в случае понижения уровня изоляции относительно земли в цепи оперативного тока должны быть приняты меры к устранению неисправностей. В указанном случае производство работ без снятия напряжения в цепях оперативного тока, за исключением поисков места повреждения изоляции, не допускается.

524. Анализ электролита кислотной АБ должен проводиться ежегодно по пробам, взятым из контрольных элементов, если иное не установлено проектной документацией и (или) документацией организации-изготовителя.

Количество контрольных элементов должно быть установлено техническим руководителем в зависимости от состояния батареи, но не менее 10%.

Для доливки должна применяться дистиллированная вода, проверенная на отсутствие хлора и железа.

Для уменьшения испарения баки АБ типов С и СК должны накрываться пластинами из стекла или другого изоляционного материала, не вступающего в реакцию с электролитом. Использование масла в указанном случае запрещается.

525. Температура в помещении АБ должна поддерживаться не ниже 10 °C. На подстанциях без постоянного дежурства персонала и в случаях, если емкость АБ выбрана и рассчитана с учетом понижения температуры, в помещении АБ допускается понижение температуры до 5 °C.

АБ должны быть защищены от прямого попадания солнечных лучей.

526. Осмотр АБ должен проводиться по графику, утвержденному техническим руководителем.

Измерения напряжения, плотности и температуры электролита каждого элемента АБ должны выполняться не реже 1 раза в месяц.

В зависимости от типа обслуживаемой АБ персонал должен быть обеспечен приборами для контроля напряжения отдельных элементов батареи, плотности и температуры электролита.

527. Объем и периодичность технического обслуживания и ремонтов АБ должны определяться владельцем объекта электроэнергетики (его обособленного подразделения) с учетом технического состояния АБ и требований документации организации-изготовителя.

В отношении каждой АБ должен вестись журнал записи результатов осмотров и объемов проведенных работ.

XXXVI. Требования к эксплуатации конденсаторных

установок напряжением 6 кВ и выше и частотой 50 Гц,

предназначенных для выработки реактивной мощности

и регулирования напряжения

528. Управление режимом работы конденсаторной установки должно быть автоматическим, если при ручном управлении невозможно обеспечить требуемое качество электрической энергии.

Конденсаторная установка (конденсаторная батарея или ее секция) должна включаться при напряжении ниже номинального и отключаться при повышении напряжения до 105 — 110% номинального.

529. Работа конденсаторной установки допускается при напряжении 110% номинального и с перегрузкой по току до 130% за счет повышения напряжения и содержания в составе тока высших гармонических составляющих.

530. Если напряжение на выводах единичного конденсатора превышает 110% его номинального напряжения, эксплуатация конденсаторной установки не допускается.

531. Температура окружающего воздуха в месте установки конденсаторов не должна превышать верхнего значения, установленного владельцем объекта электроэнергетики с учетом требований документации организации-изготовителя. В случае превышения температуры окружающего воздуха в месте установки конденсаторов должны быть приняты меры по ее снижению. Если снижения температуры достичь не удалось, конденсаторная установка должна быть отключена.

532. Включение конденсаторной установки не допускается при температуре конденсаторов (окружающего воздуха) ниже:

минус 40 °C — для конденсаторов климатического исполнения У и Т;

минус 60 °C — для конденсаторов климатического исполнения ХЛ.

Включение конденсаторной установки должно проводиться после повышения температуры конденсаторов (окружающего воздуха) до значений, установленных владельцем объекта электроэнергетики с учетом требований документации организации-изготовителя и выдержки их по времени при температуре, установленной владельцем объекта электроэнергетики.

533. Если токи в фазах различаются более чем на 10%, работа конденсаторной установки не допускается.

534. Повторное включение конденсаторной установки допускается не ранее чем через одну минуту после отключения.

535. Включение конденсаторной установки, отключившейся действием защит, допускается после выяснения и устранения причины ее отключения.

536. Осмотр конденсаторной установки без отключения должен проводиться по графику, утвержденному техническим руководителем.

XXXVII. Требования к эксплуатации воздушных

линий электропередачи

537. Для каждой воздушной линии электропередачи и воздушных участков кабельно-воздушных линий электропередачи (далее — совместно по тексту, если не требуется уточнение, именуются ВЛ) классом напряжения 35 кВ и выше производственной (местной) инструкцией собственника или иного законного владельца ВЛ с учетом требований документации организации-изготовителя должны быть установлены длительно допустимые и аварийно допустимые токовые нагрузки. Допустимые токовые нагрузки ВЛ должны определяться с учетом механической прочности проводов и допустимых габаритов от проводов ВЛ до различных объектов.

538. При эксплуатации ВЛ должны проводиться их техническое обслуживание и ремонт.

При техническом обслуживании ВЛ должен проводиться комплекс работ, включающий в себя работы по выявлению дефектов и отклонений от нормативов путем осмотров, профилактических проверок, измерений, работы по предохранению ВЛ и ее элементов от преждевременного износа и повреждений.

При ремонте ВЛ должны выполняться работы по восстановлению исправности и работоспособности ВЛ и их элементов путем ремонта или замены новыми, повышающими их надежность и улучшающими эксплуатационные характеристики ВЛ.

При планово-предупредительном ремонте ВЛ капитальный ремонт ВЛ на металлических и (или) железобетонных опорах должен проводиться не реже 1 раза в 12 лет, на ВЛ с деревянными опорами не реже 1 раза в 6 лет.

При ремонте ВЛ по техническому состоянию сроки проведения работ должны определяться владельцем объекта электроэнергетики.

Для ВЛ, отдельные участки которых находятся в собственности двух и более организаций, должны быть оформлены границы эксплуатационной ответственности.

Плановый ремонт ВЛ с совместной подвеской проводов должен проводиться в сроки, согласованные с собственниками или иными законными владельцами ВЛ или участков ВЛ (далее — владельцы ВЛ). В аварийных случаях ремонтные работы на таких ВЛ должны проводиться с предварительным (до начала работ) уведомлением другого владельца ВЛ.

539. Для каждой ВЛ владелец ВЛ должен обеспечить разработку и поддержание в актуальном состоянии паспорта ВЛ. При ведении паспорта ВЛ должны соблюдаться требования национального стандарта Российской Федерации ГОСТ Р 58087-2018 «Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Электрические сети. Паспорт воздушных линий электропередачи напряжением 35 кВ и выше» <54>.

———————————

<54> Утвержден и введен в действие приказом Росстандарта от 20 марта 2018 г. N 141-ст (М., Стандартинформ, 2018 г.).

540. Владельцем ВЛ должен осуществляться учет воздействия опасных природных (метеорологических) явлений и внешних условий эксплуатации ВЛ, в том числе ветрового давления, толщины стенки гололеда, температуры воздуха, степени агрессивного воздействия окружающей среды, интенсивности грозовой деятельности, пляски проводов и тросов, вибрации.

При выявлении не менее трех фактов отключения (аварий) ВЛ в течение 12 календарных месяцев по причине воздействия одного метеорологического явления (за исключением воздействия гололеда) или иного внешнего фактора, не соответствующего расчетным условиям и параметрам, использованным при проектировании ВЛ, владелец ВЛ должен предусмотреть меры по обеспечению надежной и безопасной эксплуатации ВЛ с учетом указанных факторов.

Порядок действий владельца ВЛ при выявлении фактов отключения ВЛ от воздействия гололеда должен определяться в соответствии с Требованиями по плавке гололеда на проводах и грозозащитных тросах линий электропередачи, утвержденными приказом Минэнерго России от 19 декабря 2018 г. N 1185 <55> (далее — Требования по плавке гололеда), и пунктом 559 Правил.

———————————

<55> Зарегистрирован Минюстом России 22 января 2019 г., регистрационный N 53476.

541. Бригады, осуществляющие техническое обслуживание и ремонт ВЛ, должны быть оснащены средствами связи с ремонтными производственными базами и ЦУС владельца ВЛ, в том числе с лицом, уполномоченным выдавать разрешения на подготовку рабочего места и допуск к производству работ на ВЛ.

Владельцем ВЛ исходя из условий и опыта эксплуатации ВЛ (в том числе с учетом протяженности ВЛ, расстояния до наиболее удаленных объектов в зоне обслуживания, плотности электрических сетей, состояния и загруженности дорог, рельефа местности) должна устанавливаться оптимальная зона обслуживания ВЛ, при которой обеспечивается наибольшая производительность труда и рациональное использование ресурсов.

542. При организации эксплуатации ВЛ владелец ВЛ должен определить расположение производственных баз и линейных участков, обслуживающих ВЛ.

Производственные участки, обслуживающие ВЛ, должны размещаться в местах, обеспечивающих восстановление электроснабжения в зависимости от категории надежности электроснабжения энергопринимающих установок потребителей электрической энергии, а также выполнение владельцем ВЛ обязательств по договорам оказания услуг по передаче электрической энергии и договорам энергоснабжения в соответствии с Правилами недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии.

543. Владельцы объектов электроэнергетики обязаны организовать прокладку и осуществлять содержание просеки вдоль ВЛ и по периметру подстанций и распределительных устройств в случае их расположения в лесных массивах и зеленых насаждениях, в безлесном состоянии, осуществлять вырубку и опиловку деревьев и кустарников, вырубку деревьев, угрожающих падением на ВЛ, для недопущения аварийных отключений ВЛ.

544. На участках ВЛ, подверженных загрязнению, должна выполняться чистка (обмывка) изоляции, замена загрязненных изоляторов, применение гидрофобных покрытий изоляции.

На участках ВЛ, подверженных интенсивному загрязнению, должна применяться специальная или усиленная изоляция, а также выполняться чистка (обмывка) изоляции, замена загрязненных изоляторов, применение гидрофобных покрытий изоляции.

545. В процессе эксплуатации ВЛ должны выявляться места массовых гнездований птиц. В местах массовых гнездований птиц и зонах интенсивных загрязнений изоляции на конструкциях опор ВЛ должны устанавливаться специальные устройства, исключающие возможность перекрытий, а также устройства, препятствующие посадке птиц на траверсы опор в местах возможных перекрытий.

546. Антикоррозионная защита стальных опор и металлических деталей железобетонных и деревянных опор, грозозащитных тросов и тросовых элементов опор должна возобновляться по решению владельца ВЛ на основании результатов проверок и измерений.

547. При эксплуатации ВЛ в пролетах пересечения действующей ВЛ с другими ВЛ и линиями связи на каждом проводе или тросе пересекающей ВЛ допускается не более двух соединителей.

548. Владелец ВЛ обязан содержать в исправном состоянии:

постоянные знаки, установленные на опорах (нанесенные на опоры) ВЛ, содержащие в том числе обозначение диспетчерского наименования ВЛ, предупреждающие знаки, знаки, содержащие сведения об охранных зонах ВЛ;

сигнальные знаки на берегах в местах пересечения ВЛ с водными пространствами (судоходной или сплавной рекой, озером, водохранилищем, каналами);

маркировку и устройства светоограждения, установленные на опорах ВЛ.

549. При эксплуатации ВЛ должны быть организованы их периодические и внеочередные осмотры.

График периодических осмотров должен быть утвержден владельцем ВЛ. Периодичность и порядок проведения таких осмотров должны определяться с учетом требований Правил и соответствовать Правилам ТОиР.

550. Внеочередные осмотры ВЛ или их участков должны проводиться:

после отключения ВЛ действием релейной защиты, в том числе после отключения ВЛ с успешным повторным включением.

551. Внеочередной осмотр, проводимый после отключения ВЛ действием релейной защиты, должен быть начат в минимально возможные сроки и проведен с представлением результатов осмотра непосредственно после выявления причины отключения, но не позднее 24 часов с момента отключения ВЛ, в диспетчерский центр (ЦУС), в диспетчерском (технологическом) управлении которого находится ВЛ, в следующих случаях:

а) при отключении ВЛ с неуспешным автоматическим повторным включением и последующим неуспешным первым ручным повторным включением;

б) при отключении ВЛ три раза или более в течение одних суток с успешным автоматическим повторным включением или с неуспешным автоматическим повторным включением и последующим успешным первым ручным повторным включением.

552. Внеочередной осмотр ВЛ, проводимый после отключения ВЛ действием релейной защиты, должен быть начат не позднее 24 часов с момента отключения ВЛ и проведен с представлением результатов осмотра в диспетчерский центр (ЦУС), в диспетчерском (технологическом) управлении которого находится такая ВЛ, непосредственно после выявления причины отключения, но не позднее 3 суток с момента отключения ВЛ, в следующих случаях:

а) при однократном отключении ВЛ с успешным автоматическим повторным включением в схеме выдачи мощности АЭС или в условиях объявления диспетчерским центром режима с высокими рисками нарушения электроснабжения в операционной зоне диспетчерского центра;

б) при однократном отключении ВЛ с успешным автоматическим повторным включением и совпадении расчетного места повреждения ВЛ с расчетным местом повреждения при предыдущем отключении данной ВЛ, произошедшем в течение предшествующих 65 суток;

в) при отключении ВЛ два и более раз в течение 7 суток с успешным автоматическим повторным включением (в указанном случае внеочередной осмотр ВЛ должен быть организован не позднее 24 часов с момента второго отключения ВЛ);

г) по решению технического руководителя владельца объекта электроэнергетики или указанию диспетчерского центра, в диспетчерском управлении (ведении) которого находится ВЛ, при следующих условиях:

однократное отключение ВЛ с успешным автоматическим повторным включением привело к разделению энергосистемы (отделению части синхронной зоны на изолированную работу) и (или) к работе устройств противоаварийной автоматики с реализацией управляющих воздействий на отключение нагрузки потребителей электрической энергии и (или) генерирующего оборудования электростанций;

повторное отключение ВЛ с неуспешным автоматическим повторным включением может привести к наступлению одного или нескольких из следующих последствий:

ввод в действие графиков аварийного ограничения режима потребления электрической энергии (мощности);

необходимость прекращения ремонтных работ и подготовки ВЛ, оборудования и устройств РЗА к вводу в работу из ремонта (резерва) в минимально возможный срок;

включение генерирующего оборудования электростанций в работу из резерва;

ограничение выдачи мощности электростанций;

снижение величины максимально допустимого перетока активной мощности в контролируемых диспетчерским центром сечениях, приводящее к необходимости разгрузки ГЭС в период паводка.

553. В случаях, не указанных в пунктах 551, 552 Правил, внеочередной осмотр ВЛ по решению технического руководителя владельца объекта электроэнергетики может быть проведен с представлением результатов осмотра в диспетчерский центр (ЦУС), в диспетчерском (технологическом) управлении которого находится ВЛ, в срок не позднее 65 суток с момента первого однократного отключения ВЛ. При принятии такого решения оперативный персонал владельца объекта электроэнергетики средствами телефонной связи для ведения оперативных переговоров обязан уведомить об том диспетчерский персонал диспетчерского центра с подтверждением работоспособности ВЛ и указанием планируемых дат проведения осмотра.

554. В случае, если по результатам внеочередного осмотра ВЛ, выполненного в соответствии с пунктами 551, 552 или 553 Правил, не выявлена причина повреждения ВЛ, должен проводиться повторный осмотр, осмотр расширенной зоны, внеочередной осмотр инженерно-техническим персоналом и (или) внеочередной верховой осмотр. Вид проводимого осмотра должен определяться владельцем ВЛ.

Сроки проведения внеочередных осмотров ВЛ классом напряжения 150 кВ и ниже, указанные в пункте 551 Правил, могут быть увеличены в случае отключений принадлежащих одному владельцу ВЛ классом напряжения 150 кВ и ниже в количестве 5 единиц и более, произошедших в течение короткого промежутка времени (6 часов и менее) в пределах территории одного субъекта Российской Федерации и сопровождающихся неблагоприятными погодными условиями (грозовые явления, снегопад, гололедообразование, резкие изменения метеорологических явлений и другие природные явления) или явлениями техногенного характера.

Сроки проведения внеочередных осмотров ВЛ классом напряжения 220 кВ и выше, указанные в пункте 551 Правил, могут быть увеличены в случае отключения принадлежащих одному владельцу ВЛ классом напряжения 220 кВ и выше в количестве 3 единиц и более, произошедших в течение короткого промежутка времени (6 часов и менее) вследствие одного неблагоприятного природного явления из числа указанных в абзаце втором настоящего пункта или при прохождения таких отключившихся ВЛ в труднодоступной местности.

В случае отключения ВЛ разных классов напряжения должна обеспечиваться первоочередность проведения внеочередных осмотров ВЛ более высокого класса напряжения.

555. При выявлении случаев повреждения проводов от вибрации должна проводиться сплошная проверка с выемкой проводов из поддерживающих зажимов на участке ВЛ, где наблюдалось явление вибрации и (или) пляски.

556. В процессе эксплуатации в зависимости от местных условий проверка загнивания деталей деревянных опор должна проводиться в период от 3 до 6 лет после ввода ВЛ в эксплуатацию, далее — не реже 1 раза в 3 года, а также перед подъемом на опору или заменой деталей.

557. Конструктивные изменения опор и других элементов ВЛ, а также изменение способа закрепления опор в грунте должны выполняться при наличии технической документации, утвержденной владельцем ВЛ.

558. Подвеска проводов ВЛ напряжением до 1000 В любого назначения (осветительных, телефонных, высокочастотных) на конструкциях ОРУ, отдельно стоящих стержневых молниеотводах, прожекторных мачтах, дымовых трубах и градирнях, а также подводка этих линий к взрывоопасным помещениям допускается, если указанная подвеска предусмотрена проектной документацией либо имеются обосновывающие расчеты нагрузок, позволяющие определить допустимость наличия подвесов.

В случаях, не указанных в настоящем пункте Правил, подвеска проводов ВЛ на указанных сооружениях не допускается.

559. На ВЛ классом напряжения 6 кВ и выше, оснащенных схемами плавки гололеда, при возникновении всех типов гололедно-изморозевых отложений (далее — гололед) организация подготовки, проведение и контроль параметров и условий плавки гололеда на проводах и грозозащитных тросах ВЛ должны осуществляться владельцем ВЛ в соответствии с Требованиями по плавке гололеда.

560. На ВЛ с образованием гололеда на отдельных участках, не оснащенных схемами плавки гололеда, при воздействии гололедных нагрузок владельцем ВЛ должны быть предусмотрены меры, обеспечивающие снабжение потребителей электрической энергией в зависимости от категории надежности электроснабжения энергопринимающих установок таких потребителей, а также выполнение владельцем ВЛ обязательств по договорам оказания услуг по передаче электрической энергии и договорам энергоснабжения в соответствии с Правилами недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии.

561. Владелец ВЛ должен в случае отключения ВЛ при возникновении короткого замыкания определять место повреждения ВЛ расчетным способом или с использованием приборов, предназначенных для определения места повреждения на ВЛ.

Персонал, обслуживающий ВЛ классом напряжения 6 — 35 кВ, должен иметь переносные приборы для определения мест замыкания на землю.

На основании расчетов персоналом владельца ВЛ должна быть определена зона осмотра ВЛ в целях установления причины ее отключения.

XXXVIII. Требования к эксплуатации кабельных

линий электропередачи

562. Для каждой кабельной линии электропередачи и кабельного участка кабельно-воздушной линии электропередачи (далее совместно по тексту, если не требуется уточнение, именуются «КЛ») производственной (местной) инструкцией собственника или иного законного владельца КЛ (далее — владелец КЛ) с учетом требований документации организации-изготовителя должны быть установлены допустимые токовые нагрузки.

Допустимые токовые нагрузки должны определяться на участке трассы с наихудшими условиями охлаждения.

Повышение допустимых токовых нагрузок допускается на основе тепловых испытаний с учетом требований документации организации-изготовителя кабеля. Нагрев КЛ должен проверяться на участках с наихудшими условиями охлаждения.

563. В кабельных сооружениях должен быть организован контроль теплового режима работы кабелей, температуры воздуха и работы вентиляционных устройств. Порядок организации указанного контроля должен определяться владельцем КЛ.

564. 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 часов в сутки в течение 5 суток, но не более 100 часов в год, если токовая 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 кВ и 35 кВ не допускается.

Величина допустимой перегрузки КЛ на напряжение 110 кВ и выше должна определяться владельцем КЛ с учетом требований документации организации — изготовителя кабеля.

Возможность перегрузки КЛ любого класса напряжения, ее длительности и величины в послеаварийных режимах должна определяться владельцем КЛ на основании требований документации организации-изготовителя, проектной документацией КЛ и фактического технического состояния КЛ. Данные о величине перегрузочной способности КЛ должны отражаться в техническом паспорте КЛ.

565. Для каждой маслонаполненной КЛ 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 КЛ должна быть отключена, ее обратное включение допускается после выявления и устранения причин нарушений.

566. При вводе в эксплуатацию КЛ напряжением свыше 1000 В владелец КЛ обязан обеспечить наличие следующей документации:

исполнительный чертеж трассы с указанием мест установки соединительных муфт, кабельных колодцев;

скорректированный проект КЛ на напряжение 110 кВ и выше, согласованный перед прокладкой с владельцем КЛ, а в случае изменения марки кабеля — с организацией-изготовителем и владельцем КЛ;

чертеж профиля КЛ в местах пересечения с дорогами и другими сетями инженерно-технического обеспечения для КЛ на напряжение 35 кВ и для трасс КЛ на напряжение 6 — 10 кВ, определенных техническим руководителем;

акты состояния кабелей на барабанах и протоколы разборки и осмотра образцов (для кабелей иностранного производства разборка обязательна);

кабельный журнал;

инвентарная опись всех элементов КЛ;

акты строительных работ и работ, которые оказывают влияние на безопасность объекта капитального строительства и в соответствии с технологией строительства, реконструкции, капитального ремонта контроль за выполнением которых не может быть проведен после выполнения других 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 КЛ от электрохимической коррозии, а также результаты коррозионных испытаний, кроме КЛ с изоляцией из сшитого полиэтилена;

протокол испытания изоляции КЛ повышенным напряжением после прокладки;

результаты измерения сопротивления изоляции;

акты осмотра кабелей, проложенных в траншеях и каналах перед закрытием;

протокол прогрева кабелей на барабанах перед прокладкой при низких температурах;

Владелец КЛ напряжением 110 кВ дополнительно должен обеспечить наличие следующей документации:

исполнительные высотные отметки кабеля и подпитывающей аппаратуры (для КЛ 110 — 220 кВ низкого давления);

результаты испытаний масла во всех элементах линий;

результаты пропиточных испытаний;

результаты опробования и испытаний подпитывающих агрегатов на КЛ 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.

Владелец КЛ на напряжение до 1000 В должен обеспечить наличие кабельного журнала, проектной документации на КЛ, актов, протоколов испытаний и измерений, переданных владельцу КЛ при приемке ее в эксплуатацию.

567. Прокладка и монтаж КЛ должны выполняться под техническим надзором владельца КЛ.

568. Владелец КЛ для каждой КЛ должен обеспечить разработку и поддержание в актуальном состоянии паспорта КЛ, содержащего основные данные по КЛ, а также хранение технической документации, указанной в пункте 566 Правил.

Владелец КЛ для каждой КЛ должен поддерживать в актуальном состоянии исполнительный чертеж трассы КЛ на местности с указанием на ней мест установки соединительных муфт, мест пересечения и сближения с другими подземными коммуникациями и профиля пересечения с дорогами и другими коммуникациями.

569. Открыто проложенные кабели, а также все кабельные муфты должны быть снабжены бирками с обозначениями номера или диспетчерского наименования КЛ. На бирках кабелей в конце и начале КЛ должны быть указаны марки, напряжения, сечения, номера или диспетчерские наименования КЛ, а на бирках соединительных муфт — номера или диспетчерские наименования КЛ, номер муфты, дата монтажа.

Бирки кабелей должны быть стойкими к негативному воздействию окружающей среды.

Бирки кабелей должны быть расположены по длине линии через 50 метров, а также на поворотах трассы и с обеих сторон прохода кабелей через огнестойкие перегородки и перекрытия.

570. Металлическая неоцинкованная броня кабелей, проложенных в кабельных сооружениях, и металлические конструкции без неметаллизированного покрытия, по которым проложены кабели, а также кабельные конструкции из обычной стали, на которых расположены кабели, должны покрываться негорючими антикоррозионными лаками и красками с периодичностью, устанавливаемой техническим руководителем, с учетом требований документации организации-изготовителя применяемых лаков и красок.

571. На КЛ, отходящих от электростанций и подстанций с круглосуточным дежурством персонала, контроль за нагрузками КЛ должен осуществляться по стационарным приборам, показания которых должны записываться в суточные ведомости, либо с использованием автоматических систем контроля и фиксации показаний.

На подстанциях и электростанциях без постоянного дежурства оперативного персонала на объекте контроль нагрузок должен проводиться не реже 1 раза в год для КЛ напряжением 0,4 — 20 кВ и не реже 2 раз в год для КЛ напряжением 35 кВ и выше в период летнего и осенне-зимнего максимума в часы, соответствующие максимальной нагрузке КЛ.

Кроме измерений в период максимума нагрузки должны проводиться измерения во всех случаях изменения схемы электрических соединений, изменения режима работы КЛ и в случаях присоединения дополнительных электроприемников.

Замер величины емкостных токов кабельной сети 6 — 35 кВ должен проводиться при изменении схемы кабельной сети, но не реже 1 раза в 6 лет.

572. Осмотры КЛ должны проводиться в соответствии с Правилами ТОиР.

573. Туннели, шахты, кабельные этажи и каналы на объектах электроэнергетики с постоянным дежурством оперативного персонала должны осматриваться не реже 1 раза в месяц, а на объектах электроэнергетики без постоянного дежурства оперативного персонала — в сроки, установленные техническим руководителем.

574. Устройство в кабельных помещениях временных и вспомогательных сооружений (мастерских, инструментальных, кладовых), а также хранение в них каких-либо материалов и оборудования не допускается.

575. В районах с электрифицированным рельсовым транспортом или с агрессивными грунтами на КЛ с металлическими оболочками должны проводиться измерения блуждающих токов, составляться и систематически корректироваться потенциальные диаграммы кабельной сети (ее отдельных участков) и карты почвенных коррозионных зон по графику, утвержденному техническим руководителем. В местах, где организована антикоррозионная защита для всех подземных коммуникаций, снятие потенциальных диаграмм не требуется.

На кабелях с шланговыми защитными покровами должно контролироваться состояние антикоррозионного покрытия в соответствии с документацией организации-изготовителя кабеля.

576. При обнаружении на КЛ опасности разрушения металлических оболочек вследствие электрокоррозии, почвенной или химической коррозии должны быть приняты меры к ее предотвращению. Для предотвращения коррозии участков алюминиевых оболочек, примыкающих к муфтам, должна быть обеспечена их защита в соответствии с требованиями документации организации-изготовителя.

Производственной (местной) инструкцией должен быть установлен регулярный контроль за защитными устройствами КЛ.

577. Раскопки кабельных трасс или земляные работы вблизи них должны проводиться в соответствии с Правилами по охране труда при эксплуатации электроустановок.

Перед началом раскопок должно быть проведено контрольное вскрытие кабельной трассы под надзором персонала владельца КЛ.

578. Владельцы КЛ обязаны оповещать организации и население района, где проходят кабельные трассы, о порядке производства земляных работ вблизи этих трасс. Периодичность такого оповещения должна определяться владельцем КЛ.

579. Необходимость внеочередных испытаний КЛ после ремонтных работ или раскопок, связанных с вскрытием трасс, должна определяться владельцем КЛ.

580. Для предупреждения электрических пробоев на вертикальных участках кабелей с бумажной изоляцией напряжением 20 — 35 кВ должна контролироваться степень осушения изоляции вертикальных участков по графику, утвержденному владельцем КЛ. По результатам контроля должны заменяться дефектные участки кабелей или устанавливаться на них стопорные муфты.

581. Владельцем КЛ при надзоре за прокладкой и при эксплуатации небронированных кабелей с полимерными защитными оболочками должно контролироваться состояние оболочек. Кабели с оболочками, имеющими сквозные порывы, задиры и трещины, должны быть отремонтированы или заменены.

582. Владельцы КЛ должны обеспечить выполнение работ по определению мест повреждения КЛ.

583. Образцы поврежденных кабелей и поврежденные кабельные муфты должны подвергаться лабораторным исследованиям для установления причин повреждения и разработки мероприятий по их предотвращению.

584. Провода и жилы контрольных кабелей, присоединенные к сборкам (рядам) зажимов, должны иметь маркировку, соответствующую исполнительным схемам. Контрольные кабели должны иметь маркировку на концах, в местах разветвления и пересечения кабельных трасс, при проходе их через стены, потолки, перекрытия. Концы свободных (резервных) жил контрольных кабелей должны быть изолированы.

585. 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 в порядке, установленном владельцем КЛ.

Кабели с поливинилхлоридной и резиновой оболочкой должны соединяться 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.

586. 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 выполнено дополнительное покрытие, препятствующее такому разрушению.

XXXIX. Требования к эксплуатации выпрямителей,

преобразователей тока (инверторов)

587. Находящиеся в эксплуатации зарядно-подзарядные устройства (далее — ЗПУ) должны обеспечивать надежную работу и заявленные характеристики в нормальных и аварийных режимах работы системы оперативного постоянного тока (далее — СОПТ).

588. В нормальном режиме работы СОПТ не допускается питание основных электроприемников от ЗПУ без АБ.

589. ЗПУ СОПТ должны обеспечивать:

заряд и подзаряд АБ различными методами («постоянное напряжение» (U), «постоянный ток/постоянное напряжение» (IU), «со ступенью выравнивания» (IUI), «уравнительный заряд», «ручной режим»);

соответствие качества напряжения и зарядного тока техническим характеристикам АБ конкретного типа;

максимальную величину пульсации тока и напряжения на выходе зарядного устройства при отключенной АБ (при работе на активную нагрузку) не более 1% от номинального напряжения;

точность стабилизации напряжения в режиме поддерживающего заряда от заданного уровня не хуже 1%;

наличие термокомпенсации напряжения в режиме поддерживающего заряда;

наличие не менее двух источников переменного тока, питающих ЗПУ с АВР и восстановлением нормального режима, организованных в самом ЗПУ или вне ЗПУ;

автоматическое повторное включение при восстановлении напряжения переменного тока после его исчезновения;

блокировку, не допускающую проведения режимов уравнительного или ускоренного заряда при отключенной принудительной приточно-вытяжной вентиляции в помещении АБ;

наличие автоматического контроля целостности цепей присоединения АБ;

подключение к силовым цепям СОПТ цепей мониторинга и измерений только через защитные устройства;

возможность параллельной работы ЗПУ;

дистанционный контроль режима работы и управления (для подстанций);

срабатывание автоматического выключателя (предохранителя) в цепи ЗУ с отключенной или разряженной АБ.

590. Питание инверторов резервного питания верхнего уровня АСУ ТП должно обеспечиваться от СОПТ объекта либо от собственной необслуживаемой герметизированной АБ с длительным сроком службы (не менее 8 лет).

591. Ремонт и техническое обслуживание выпрямителей, преобразователей тока (инверторов) должны осуществляться в соответствии с документацией организации-изготовителя.

XL. Требования к эксплуатации РЗА

592. ЛЭП и оборудование объектов электроэнергетики независимо от их класса напряжения должны находиться в работе и опробоваться напряжением с введенными в работу устройствами РЗА (автоматическими выключателями, предохранителями) от всех видов повреждений и ненормальных режимов работы.

При выводе из работы или неисправности отдельных устройств РЗА оставшиеся в работе устройства должны обеспечить защиту ЛЭП и оборудования от всех видов повреждений. Если указанное условие не выполняется, должна быть осуществлена временная защита или присоединение должно быть отключено.

593. Установленные на объектах электроэнергетики устройства регистрации аварийных событий и процессов (устройства определения места повреждения, регистраторы аварийных событий, в том числе являющиеся функцией микропроцессорного устройства РЗА, устройства системы мониторинга переходных режимов) должны всегда находиться в работе, за исключением случаев их вывода из работы для технического обслуживания или при неисправности.

594. Владельцами объектов электроэнергетики должны быть обеспечены нормальные условия эксплуатации устройств РЗА, в том числе допустимые температура, влажность, вибрация, отклонения рабочих параметров от номинальных, электромагнитная обстановка, а также другие условия, приведенные в паспортных данных и руководствах по эксплуатации устройств РЗА.

595. На панелях и шкафах РЗА, а также на панелях и пультах управления на лицевой и оборотной сторонах должны быть нанесены диспетчерские наименования установленных в них устройств РЗА.

Диспетчерские наименования устройств РЗА ЛЭП, оборудования напряжением 6 кВ и выше должны однозначно определять эти устройства в пределах одного объекта электроэнергетики.

Установленная на панелях, пультах и в шкафах РЗА аппаратура должна иметь маркировку, при двустороннем обслуживании аппаратура должна иметь с обеих сторон маркировку согласно исполнительным схемам. Расположение маркировки должно однозначно определять аппарат в пределах панели, пульта, шкафа.

На панелях и шкафах РЗА с аппаратурой, относящейся к разным присоединениям или разным устройствам РЗА одного присоединения, должны быть нанесены различимые разграничительные линии.

596. Надписи и наименования указательных реле и светодиодов, предусмотренных для фиксации срабатывания каждого отдельного устройства РЗА, должны однозначно определять срабатывание устройства РЗА и его функции.

Установленные в устройствах РЗА переключающие устройства РЗА должны иметь надписи в соответствии с инструкциями по эксплуатации и оперативному обслуживанию комплексов и устройств РЗА. Надписи должны однозначно определять их назначение, а также их нормальное положение.

597. На щитах управления объектов электроэнергетики, а также на панелях и шкафах должна быть обеспечена видимость переключающих устройств РЗА для персонала объекта электроэнергетики.

В пределах одной панели или шкафа РЗА все однотипные операции с переключающими устройствами РЗА должны выполняться одинаково.

598. Предохранители и автоматические выключатели, установленные в цепях питания устройств РЗА оперативным током, должны обеспечивать селективность действия.

Автоматические выключатели, колодки предохранителей должны иметь маркировку с указанием назначения и номинального тока.

599. При нахождении ЛЭП, оборудования в работе (в резерве) вторичные обмотки трансформаторов тока должны быть всегда замкнуты на реле, на приборы или закорочены.

600. Вторичные цепи трансформаторов тока, напряжения и вторичные обмотки фильтров присоединения высокочастотных каналов должны быть заземлены.

601. Владельцы объектов электроэнергетики в отношении всех находящихся в эксплуатации устройств РЗА обязаны обеспечить наличие следующей технической документации:

инструкций по эксплуатации и оперативному обслуживанию комплексов и устройств РЗА;

перечней сложных устройств РЗА;

графиков технического обслуживания устройств РЗА;

рабочих программ вывода из работы (ввода в работу) сложных устройств РЗА;

заводских руководств по эксплуатации устройств РЗА;

методик расчета и выбора параметров настройки (уставок) и алгоритмов функционирования устройств РЗА (допускается включение методик в состав заводских руководств по эксплуатации устройств РЗА) и иной документации по настройке устройств РЗА в соответствии с Правилами взаимодействия при настройке устройств РЗА;

исполнительных схем устройств РЗА и вторичного оборудования, паспортов-протоколов и иной документации по техническому обслуживанию устройств РЗА в соответствии с Правилами технического обслуживания устройств и комплексов РЗА;

документации, необходимой для выполнения переключений в схемах РЗА, в соответствии с Правилами переключений в электроустановках.

602. В отношении всех комплексов и устройств РЗА независимо от класса напряжения объектов электроэнергетики, на которых они установлены, владельцами объектов электроэнергетики должны быть организованы и осуществляться:

оперативное обслуживание комплексов и устройств РЗА;

техническое обслуживание комплексов и устройств РЗА и вторичного оборудования;

расчет, выбор параметров настройки (уставок) и алгоритмов функционирования комплексов и устройств РЗА, подготовка, выдача персоналу заданий владельца объекта электроэнергетики по настройке устройств РЗА и их реализация на объектах электроэнергетики в соответствии с Правилами взаимодействия при настройке устройств РЗА;

технический учет и анализ функционирования устройств РЗА и реализованных в них функций РЗА в соответствии с Правилами технического учета и анализа функционирования релейной защиты и автоматики, утвержденными приказом Минэнерго России от 8 февраля 2019 г. N 80 <56> (далее — Правила технического учета и анализа функционирования РЗА).

———————————

<56> Зарегистрирован Минюстом России 6 марта 2019 г., регистрационный N 53968, с изменениями, внесенными приказом Минэнерго России от 10 июля 2020 г. N 546 (зарегистрирован Минюстом России 23 октября 2020 г., регистрационный N 60537).

Владельцами объектов электроэнергетики должны быть обеспечены функционирование и осуществление эксплуатации каналов связи для функционирования РЗА в соответствии с Требованиями к каналам связи для функционирования релейной защиты и автоматики, утвержденными приказом Минэнерго России от 13 февраля 2019 г. N 97 <57>.

———————————

<57> Зарегистрирован Минюстом России 8 мая 2019 г., регистрационный N 54595.

603. Разработка перечней сложных переключений в комплексах и устройствах РЗА, бланков и (или) программ (типовых бланков и (или) типовых программ) переключений по выводу из работы (вводу в работу) комплексов и устройств РЗА, производство переключений в устройствах РЗА должны выполняться в соответствии с Правилами переключений в электроустановках.

604. Оперативный персонал должен осуществлять контроль соответствия эксплуатационного состояния устройств РЗА схемам первичных соединений объекта электроэнергетики, фиксировать факты срабатывания устройств РЗА и передавать необходимую информацию персоналу, в диспетчерском (технологическом) управлении или ведении которого находятся такие комплексы и устройства РЗА.

605. Для контроля оперативным персоналом соответствия положений переключающих устройств в цепях РЗА технологическому режиму работы ЛЭП и оборудования для каждой панели и шкафа должны применяться таблицы положений переключающих устройств. Таблицы должны соответствовать указаниям инструкций по эксплуатации и оперативному обслуживанию устройств РЗА, разрабатываемых и утверждаемых в соответствии с пунктом 606 Правил.

Периодичность осмотров должна быть установлена техническим руководителем.

606. Для всех устройств РЗА, находящихся в эксплуатации, владельцами объектов электроэнергетики должны быть разработаны и утверждены инструкции по эксплуатации и оперативному обслуживанию устройств РЗА.

Инструкции по эксплуатации и оперативному обслуживанию устройств РЗА должны содержать:

описание устройств РЗА, включающее в том числе их расположение и назначение, описание принципа действия, распределение по трансформаторам тока и напряжения, описание сигнализации, описание взаимодействия с другими устройствами РЗА, телемеханики и связи, а также с первичным оборудованием;

расположение и назначение всех автоматических выключателей, предохранителей, переключателей, рубильников, испытательных блоков и прочих оперативных переключающих устройств на каждом шкафу, панели, микропроцессорном терминале, в цепях питания устройств РЗА оперативным током, в цепях питания устройств РЗА от трансформаторов напряжения;

указания по операциям с устройствами РЗА при отключении (включении) трансформаторов напряжения или неисправности цепей напряжения;

указания по операциям с устройствами РЗА при операциях в цепях тока;

указания по операциям с устройствами РЗА при изменении технологического режима работы и (или) эксплуатационного состояния устройств РЗА, ЛЭП и оборудования;

указания по операциям с устройствами РЗА при выводе из работы или неисправности других устройств РЗА, систем сбора и передачи информации;

указания по действиям оперативного персонала при срабатывании сигнализации и выявлении неисправностей;

указания о порядке, периодичности опробования и контроля устройств РЗА (в том числе контроля исправности устройств РЗА, измерения параметров высокочастотных защит и устройств передачи аварийных сигналов и команд, контроля тока и напряжения небаланса в устройствах РЗА и в цепях напряжения).

Инструкции по эксплуатации и оперативному обслуживанию устройств РЗА должны разрабатываться с учетом требований инструкций диспетчерских центров (ЦУС), в диспетчерском (технологическом) управлении или ведении которых находятся такие устройства РЗА.

607. Оперативное облуживание устройств РЗА должно выполняться оперативным персоналом в соответствии с инструкциями по эксплуатации и оперативному обслуживанию устройств РЗА.

608. Оперативному персоналу разрешается выполнять только те операции с устройствами РЗА, которые описаны в инструкциях, указанных в пункте 606 Правил.

609. При угрозе неправильного срабатывания устройство РЗА должно быть выведено из работы в соответствии с инструкциями по эксплуатации и оперативному обслуживанию этих устройств без разрешения диспетчерского или вышестоящего оперативного персонала, но с последующим незамедлительным уведомлением такого персонала обо всех выполненных операциях.

610. Для всех устройств РЗА и вторичного оборудования владельцами объектов электроэнергетики должно быть организовано техническое обслуживание в соответствии с Правилами технического обслуживания устройств и комплексов РЗА. При выполнении работ по техническому обслуживанию устройств РЗА должны быть приняты меры, предотвращающие непредусмотренные воздействия на оборудование и другие устройства РЗА.

611. Владельцы объектов электроэнергетики должны обеспечивать ведение учета всех случаев срабатывания и отказа срабатывания устройств РЗА в соответствии с Правилами технического учета и анализа функционирования РЗА.

Владельцы объектов электроэнергетики должны обеспечивать выявление в процессе эксплуатации дефектов и неисправностей устройств РЗА, а также учет и устранение таких дефектов и неисправностей при планировании и осуществлении технического обслуживания и (или) модернизации устройств РЗА.

XLI. Требования к эксплуатации заземляющих устройств

612. Все металлические части электрооборудования и электроустановок, которые могут оказаться под напряжением вследствие нарушения изоляции, должны быть заземлены или занулены.

Каждый элемент электроустановки, подлежащий заземлению, должен быть присоединен к заземлителю посредством отдельного заземляющего проводника.

Последовательное соединение заземляющими проводниками нескольких элементов электроустановки не допускается.

Присоединение заземляющих проводников к заземлителю и заземляемым конструкциям должно быть выполнено в соответствии с требованиями документации организации-изготовителя и проектной документации.

613. Заземляющие проводники должны быть предохранены от коррозии. Открыто проложенные заземляющие проводники должны иметь черную окраску.

Проверка коррозионного состояния заземлителей подстанций и опор ВЛ должна проводиться в соответствии с графиком, утвержденным техническим руководителем.

XLII. Требования к эксплуатации защиты от перенапряжений

614. Защита от перенапряжений на объекте электроэнергетики должна эксплуатироваться в соответствии с требованиями Правил, если иной набор и (или) порядок действий не установлен технической документацией организации-изготовителя элементов защиты от перенапряжений или проектной документацией на объект электроэнергетики.

615. На объектах электроэнергетики должно быть обеспечено наличие следующих сведений и документов по защите от перенапряжений каждого РУ и ВЛ:

очертание защитных зон молниеотводов, прожекторных мачт, металлических и железобетонных конструкций, возвышающихся зданий и сооружений;

данные о проводимости грунтов по трассе ВЛ и территории РУ;

данные о пересечении ВЛ между собой, с линиями связи, радиотрансляции, автоблокировочными линиями железных дорог;

616. Владельцем объекта электроэнергетики должны регистрироваться случаи грозовых отключений и повреждений ВЛ, оборудования РУ и ТП.

Владельцем объекта электроэнергетики должны проводиться:

ежегодная проверка состояния и готовности защиты от перенапряжений РУ и ВЛ к противодействию грозовым и внутренним перенапряжениям по графику, установленному техническим руководителем;

оценка надежности грозозащиты и разработка мероприятий по повышению ее надежности с учетом результатов вышеуказанной проверки и имеющихся у владельца объекта электроэнергетики данных о случаях грозовых отключений и повреждений ВЛ и оборудования.

617. 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.

618. Трубчатые разрядники и защитные промежутки должны осматриваться при осмотрах ВЛ. Срабатывание разрядников должно быть отмечено в листках осмотра.

Верховой осмотр без снятия трубчатых разрядников с опор, а также дополнительные осмотры и проверки трубчатых разрядников, установленных в зонах интенсивного загрязнения, должны выполняться в соответствии с порядком, установленным владельцем объекта электроэнергетики.

Ремонт либо замена трубчатых разрядников должны проводиться по результатам оценки технического состояния с учетом требований документации организации-изготовителя.

619. Для уменьшения кратности перенапряжений при однофазных замыканиях на землю, организации селективной работы релейной защиты и повышения электробезопасности при замыканиях на землю в сетях с малыми токами замыкания на землю (до 10 А) должны применяться:

высокоомное резистивное заземление нейтрали;

низкоомное резистивное заземление нейтрали;

средства селективного определения присоединения или его участка с однофазным замыканием на землю совместно с управляемыми коммутационными аппаратами, позволяющими отключать присоединение или участок присоединения с однофазным замыканием на землю.

Высокоомное резистивное заземление нейтрали допускается применять в случае, если значение тока замыкания на землю не превышает значения, указанные в пункте 621 Правил.

При высокоомном резистивном заземлении нейтрали сопротивление резистора должно выбираться из условия, чтобы значение активной составляющей тока замыкания на землю было больше или равно емкостной составляющей тока замыкания на землю.

Низкоомное резистивное заземление нейтрали следует применять в случаях, когда однофазное замыкание на землю должно быть селективно отключено в течение минимально возможного времени, а также при наличии в электрической сети силовых кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена. При этом ток в нейтрали должен быть достаточным для работы релейной защиты на отключение.

В электрических сетях, кроме электрических сетей с низкоомным резистивным заземлением, допускается работа ВЛ и КЛ с замыканием на землю до устранения повреждения.

620. Для ликвидации нарушений нормального режима, связанных с возникновением замыкания на землю в электрических сетях с изолированной нейтралью, должны применяться средства селективного определения присоединения или его участка с однофазным замыканием на землю совместно с управляемыми коммутационными аппаратами, позволяющими отключать присоединение или участок присоединения с однофазным замыканием на землю.

621. Компенсация емкостного тока замыкания на землю дугогасящими реакторами должна применяться при емкостных токах, превышающих следующие значения:

при номинальном напряжении сети 6 кВ — 30 А;

при номинальном напряжении сети 10 кВ — 20 А;

при номинальном напряжении сети 15 — 20 кВ — 15 А;

при номинальном напряжении сети 35 кВ и выше — 10 А.

В сетях СН напряжением 6 кВ блочных электростанций допускается режим работы с заземлением нейтрали сети через резистор. В цепях генераторного напряжения при обосновании соответствующими расчетами допускается режим работы с изолированной нейтралью.

В сетях напряжениям 6 — 35 кВ с ВЛ на железобетонных и металлических опорах должны использоваться дугогасящие реакторы при емкостном токе замыкания на землю более 10 А. Допускается режим работы нейтрали через низкоомный резистор с отключением присоединения с однофазным замыканием на землю.

Работа сетей напряжением 6 — 35 кВ без компенсации емкостного тока при его значениях, превышающих указанные выше, не допускается.

Допускается определение емкостных токов расчетным путем для сети с простой конфигурацией или сети, не подвергавшейся значительным изменениям конфигурации.

Данные для расчета значений емкостных токов замыкания на землю по отходящим КЛ и ВЛ владелец таких КЛ и ВЛ должен предоставлять собственнику или иному законному владельцу подстанции (секции шин), с которой запитаны указанные ВЛ и КЛ.

При превышении значений емкостного тока, указанных в настоящем пункте Правил, должно применяться заземление нейтрали посредством системы компенсации емкостных токов (в том числе системы полной компенсации) либо через низкоомный резистор или проводиться деление сети на электрически не связанные части.

622. 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 ЛЭП.

Установка дугогасящих реакторов на тупиковых подстанциях не допускается.

623. Дугогасящие реакторы должны быть подключены к нейтралям трансформаторов, генераторов или синхронных компенсаторов через разъединители.

Для подключения дугогасящих реакторов должны использоваться трансформаторы со схемой соединения обмоток «звезда-треугольник».

Подключение дугогасящих реакторов к трансформаторам, защищенным плавкими предохранителями, не допускается.

Ввод дугогасящего реактора, предназначенного для заземления, должен быть соединен с общим заземляющим устройством через трансформатор тока.

Дугогасящие реакторы должны иметь резонансную настройку.

Настройка с перекомпенсацией, при которой степень расстройки компенсации должна быть не более 5%, допускается. 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 не допускается (за исключением случаев применения дугогасящих реакторов, настраиваемых в резонанс при возникновении замыкания на землю).

Допускается применение настройки с недокомпенсацией 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.

624. В сетях, работающих с компенсацией емкостного тока, напряжение несимметрии должно быть не выше 0,75% фазного напряжения (за исключением случаев применения дугогасящих реакторов, настраиваемых в резонанс при возникновении замыкания на землю).

При отсутствии в сети замыкания на землю напряжение смещения нейтрали допускается не выше 15% фазного напряжения длительно и не выше 30% в течение одного часа.

Понижение напряжения несимметрии и смещения нейтрали до указанных значений должно быть осуществлено выравниванием емкостей фаз сети относительно земли (изменением взаимного положения фазных проводов, а также распределением конденсаторов высокочастотной связи между фазами линий).

Пофазные включения и отключения ВЛ и КЛ, которые могут приводить к напряжению смещения нейтрали, превышающему указанные значения, не допускаются.

625. В сетях напряжением 6 — 20 кВ должны применяться плавнорегулируемые дугогасящие реакторы с автоматическими регуляторами настройки тока компенсации и с ручным регулированием тока настройки.

При применении дугогасящих реакторов с ручным регулированием тока показатели настройки должны определяться по измерителю расстройки компенсации.

Настройка дугогасящих реакторов на основании результатов измерений емкостного тока замыкания на землю и тока компенсации дугогасящих реакторов допускается, если емкостный ток замыкания на землю компенсируемой сети изменяется в среднем не чаще 2 раз в сутки с расстройкой компенсации не более 5%.

626. РУ напряжением 110 — 500 кВ с электромагнитными трансформаторами напряжения и выключателями, контакты которых шунтированы конденсаторами, должны быть проверены владельцем оборудования на возможность возникновения феррорезонансных перенапряжений при отключениях систем шин. При возможности возникновения феррорезонанса оперативные переключения должны выполняться в соответствии с требованиями Правил переключений в электроустановках. Владельцем оборудования должны быть приняты меры по предотвращению феррорезонанса при автоматических отключениях.

В сетях и на присоединениях напряжением 6 — 35 кВ владельцем оборудования должны быть приняты меры по предотвращению феррорезонансных процессов, в том числе самопроизвольных смещений нейтрали.

627. 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 КЛ длиной не менее 30 м, имеющая заземленную оболочку или броню.

628. Защита от перенапряжений нейтрали трансформатора с уровнем изоляции ниже, чем у линейных вводов, должна быть осуществлена вентильными разрядниками или ограничителем перенапряжений.

629. В сетях напряжением 110 — 750 кВ при оперативных переключениях и в аварийных режимах повышение напряжения промышленной частоты (50 Гц) на оборудовании не должно превышать значений, указанных в приложении к Правилам предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима.

XLIII. Требования к эксплуатации освещения

объектов электроэнергетики

630. Светильники аварийного освещения должны отличаться от светильников рабочего освещения знаками или окраской.

631. Светоограждение дымовых труб и других высоких сооружений должно соответствовать Федеральным авиационным правилам «Требования, предъявляемые к аэродромам, предназначенным для взлета, посадки, руления и стоянки гражданских воздушных судов», утвержденным приказом Минтранса России от 25 августа 2015 г. N 262 <58>.

———————————

<58> Зарегистрирован Минюстом России 9 октября 2015 г., регистрационный N 39264, с изменениями, внесенными приказом Минтранса России от 24 ноября 2017 г. N 495 (зарегистрирован Минюстом России 21 декабря 2017 г., регистрационный N 49344).

632. 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 люкс. Владельцем объекта электроэнергетики должно быть обеспечено электроснабжение ламп аварийного освещения с использованием источников бесперебойного питания.

Эвакуационное освещение должно обеспечивать в помещениях и проходах освещенность не менее 0,5 люкс на уровне пола.

633. 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 и рода тока.

634. Сеть освещения, выполненная на светильниках, не имеющих собственных пускорегулирующих устройств, 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 ламп сети внутреннего рабочего освещения, а также прожекторных установок должно быть не более 5% номинального напряжения, у ламп сети наружного и аварийного освещения и в сети 12 — 42 В — не более 10% (для люминесцентных ламп — не более 7,5%) номинального напряжения.

635. 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.

636. Владельцем объекта электроэнергетики должно быть обеспечено наличие у дежурного персонала схемы сети освещения и запаса плавких калиброванных вставок и ламп всех напряжений осветительной сети.

Дежурный и оперативно-ремонтный персонал при наличии аварийного освещения должен быть снабжен переносными электрическими фонарями.

637. При обслуживании сети освещения:

проверка действия автомата аварийного освещения должна проводиться не реже 1 раза в месяц в дневное время;

проверка исправности аварийного освещения при отключении рабочего освещения должна проводиться 2 раза в год.

638. Владельцем объекта электроэнергетики должен быть определен порядок и обеспечено осуществление проверки состояния стационарного оборудования и электропроводки аварийного, эвакуационного и рабочего освещения, испытаний и измерений сопротивления изоляции.

XLIV. Требования к эксплуатации электролизных установок

639. Электролизные установки должны эксплуатироваться в соответствии с требованиями Правил, если иной набор и (или) порядок действий не установлен технической документацией организации-изготовителя электролизной установки или проектной документацией на объект.

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, влажность водорода после установок осушки, чистота водорода и кислорода в аппаратах и содержание водорода в помещениях установки.

Нормальные и предельные значения контролируемых параметров должны быть установлены владельцем объекта электроэнергетики на основе документации организации-изготовителя.

640. 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 °C, при увеличении содержания водорода в воздухе помещений электролизеров и датчиков газоанализаторов до 1% на щит управления должен подаваться сигнал.

После получения сигнала оперативный персонал должен прибыть на установку не позднее чем через 15 минут.

Повторный пуск установки после отключения ее технологической защитой должен осуществляться оперативным персоналом после выявления и устранения причины отключения.

641. Электролизная установка, работающая без постоянного дежурства персонала, должна осматриваться не реже 1 раза в смену.

При осмотре электролизной установки должны контролироваться:

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);

нагрузка и напряжение на электролизере;

температура газов на выходе из электролизера;

давление водорода и кислорода в системе и ресиверах;

давление инертного газа в ресиверах.

642. Для проверки исправности автоматических газоанализаторов с периодичностью 1 раз в сутки должен проводиться химический анализ содержания кислорода в водороде и водорода в кислороде. При неисправности одного из автоматических газоанализаторов химический анализ должен проводиться каждые 2 часа.

643. 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 месяцев, а предохранительные клапаны на ресиверах — не реже 1 раза в 2 года. Предохранительные клапаны должны испытываться на стенде азотом или чистым воздухом.

644. 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.

645. Для питания электролиза должна применяться вода, по качеству соответствующая дистилляту (обессоленная вода, конденсат), имеющая удельную электрическую проводимость не более 5 мкСм/см или удельное сопротивление не менее 200 кОм/см.

Для приготовления электролита должен применяться гидрат окиси калия (далее — КОН) технический высшего сорта.

646. Чистота водорода, вырабатываемого электролизными установками, должна быть не ниже 99,5% (в электролизных установках типа СЭУ-4 м и СЭУ-8 м — не ниже 99%), а кислорода — не ниже 98,5%.

647. Температура электролита в электролизере должна быть не выше 80 °C, а разность температур наиболее горячих и холодных ячеек электролизера — не более 20 °C.

648. При использовании кислорода для нужд электростанции давление в ресиверах кислорода должно автоматически поддерживаться ниже давления водорода в них.

649. Перед включением электролизера в работу все аппараты и трубопроводы должны быть продуты азотом. Чистота азота для продувки должна быть не ниже 97,5%. Продувка должна быть признана законченной, если содержание азота в выдуваемом газе достигает 97%.

Продувка аппаратуры электролизеров углекислым газом не допускается.

650. 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).

651. 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%.

652. Вытеснение воздуха или водорода азотом должно проводиться, пока содержание азота в выдуваемом газе не достигнет 97%.

При необходимости проведения внутреннего осмотра ресиверов такие ресиверы должны предварительно продуваться воздухом до тех пор, пока содержание кислорода в выдуваемом газе не достигнет 20%.

653. 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 месяцев;

действие технологических защит, предупредительной и аварийной сигнализации и состояние обратных клапанов — не реже 1 раза в 3 месяца;

влажность водорода — не реже 1 раза в сутки.

654. При работе установки сорбционной осушки водорода или кислорода переключение адсорберов-осушителей должно выполняться по графику, утвержденному владельцем объекта электроэнергетики. Температура точки росы водорода после установки осушки должна быть не выше минус 5 °C.

При осушке водорода методом охлаждения температура водорода на выходе из испарителя должна быть не выше минус 5 °C.

Для оттаивания испаритель должен периодически отключаться по графику, утвержденному владельцем объекта электроэнергетики.

655. При отключении электролизной установки на срок до одного часа допускается 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 часов давление газов в аппаратах должно быть понижено до 0,1 — 0,2 кгс/см² (10 — 20 кПа), а при отключении на срок более 4 часов аппараты и трубопроводы должны быть продуты азотом. Продувка должна выполняться также во всех случаях вывода электролизера из работы при обнаружении неисправности.

656. 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.

657. Промывка электролизеров, проверка усилия затяжки их ячеек и ревизия арматуры должны проводиться 1 раз в 6 месяцев.

Текущий ремонт, включающий указанные 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 осуществляться 1 раз в 6 лет.

Для электролизных установок иностранного производства плановое техническое обслуживание таких установок с заменой оборудования должно проводиться в соответствии с документацией организаций-изготовителей.

658. Трубопроводы электролизной установки должны окрашиваться в соответствии с требованиями межгосударственного стандарта ГОСТ 12.4.026-2015 «Система стандартов безопасности труда. Цвета сигнальные, знаки безопасности и разметка сигнальная. Назначение и правила применения. Общие технические требования и характеристики. Методы испытаний» <59> и межгосударственного стандарта ГОСТ 14202-69 «Трубопроводы промышленных предприятий. Опознавательная окраска, предупреждающие знаки и маркировочные щитки» <60>. Окраска аппаратов должна выполняться по цвету окраски трубопроводов соответствующего газа, окраска ресиверов — светлой краской с кольцами по цвету окраски трубопроводов соответствующего газа.

———————————

<59> Принят Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 10 декабря 2015 г. N 48) и введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации приказом Росстандарта от 10 июня 2016 г. N 614-ст (М., Стандартинформ, 2016 г.), с изменением N 1, принятым Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 29 ноября 2018 г. N 54) и введенным в действие приказом Росстандарта от 29 января 2016 г. N 11-ст (ИУС «Национальные стандарты», N 4, 2019 г.).

<60> Утвержден и введен в действие постановлением Комитета стандартов, мер и измерительных приборов при Совете Министров СССР от 7 февраля 1969 г. N 168 (М., Издательство стандартов, 2001 г.).

XLV. Требования к использованию энергетических масел

659. При использовании на объектах электроэнергетики энергетических масел должны быть обеспечены:

работа технологических систем маслонаполненного оборудования без сбоев и нарушений функционирования;

сохранение эксплуатационных свойств масел;

сбор отработанных масел для утилизации.

660. Энергетические масла, применяемые на объектах электроэнергетики, должны иметь паспорта (сертификаты) качества и паспорта безопасности организации-изготовителя масел.

В случае несоответствия качества энергетических масел характеристикам, указанным в паспорте (сертификате) качества и паспорте безопасности, применение этих масел в оборудовании не допускается.

Отбор проб масел из транспортных емкостей должен осуществляться в соответствии с положениями межгосударственного стандарта ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб» <61>, межгосударственного стандарта ГОСТ 6433.5-84 «Диэлектрики жидкие. Отбор проб» <62>, межгосударственного стандарта ГОСТ 31873-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы ручного отбора проб» <63> и национального стандарта Российской Федерации ГОСТ Р МЭК 60475-2013 «Жидкости изоляционные. Отбор проб» <64>.

———————————

<61> Принят Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 24 октября 2012 г. N 52) и введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации приказом Росстандарта от 29 ноября 2012 г. N 1448-ст (М., Стандартинформ, 2014 г.), с изменением N 1, принятым Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 30 марта 2018 г. N 107-П) и введенным в действие приказом Росстандарта от 13 апреля 2018 г. N 193-ст (ИУС «Национальные стандарты», N 6, 2018 г.).

<62> Утвержден и введен в действие постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 27 марта 1984 г. N 1031 (М., Издательство стандартов, 1984 г.).

<63> Принят Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 15 ноября 2012 г. N 42) и введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации приказом Росстандарта от 29 ноября 2012 г. N 1447-ст (М., Стандартинформ, 2014 г.).

<64> Утвержден и введен в действие приказом Росстандарта от 29 апреля 2013 г. N 60-ст (М., Стандартинформ, 2014 г.).

661. Электрооборудование в зависимости от типа и класса напряжения после ремонта, выполнявшегося со сливом масла из оборудования, должно быть залито подготовленным электроизоляционным маслом.

Электрооборудование (активная часть, маслобак) должно быть промыто или очищено от остатков загрязнения до начала залива электроизоляционного масла, которое будет в нем эксплуатироваться.

Качество электроизоляционного масла в электрооборудовании, ремонт которого выполнялся без слива масла, должно соответствовать требованиям, установленным техническим руководителем с учетом требований организации-изготовителя.

662. Марка трансформаторного масла должна выбираться в зависимости от типа и класса напряжения оборудования, в котором это масло будет использоваться.

663. Сорбенты в термосифонных и адсорбционных фильтрах трансформаторов мощностью свыше 630 кВА 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 кВА включительно должна проводиться 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.

664. Баки (резервуары) для хранения трансформаторных масел должны быть оборудованы воздухоосушительными фильтрами. Допускается хранение трансформаторного масла в заводской таре (упаковке).

665. На объектах электроэнергетики 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 объектах электроэнергетики, имеющих только элегазовые, воздушные или малообъемные масляные выключатели, — не менее 10% объема масла, залитого в трансформатор наибольшей емкости.

Допускается формирование владельцем объекта электроэнергетики централизованного запаса трансформаторных масел для нескольких принадлежащих ему объектов электроэнергетики в количестве не менее 10% объема масла, залитого в трансформатор наибольшей емкости среди всех установленных трансформаторов на принадлежащих ему объектах электроэнергетики.

В сетевых организациях должно быть обеспечено формирование и хранение запаса трансформаторного масла в количестве не менее 2% залитого в оборудование.

666. До слива из транспортной емкости турбинные нефтяные и огнестойкие масла должны быть подвергнуты лабораторным анализам в соответствии с требованиями, установленными техническим руководителем с учетом требований документации организации-изготовителя.

Масло перед заливом в оборудование должно быть подготовлено в соответствии с требованиями, установленными техническим руководителем с учетом требований документации организации-изготовителя оборудования.

667. Энергетические масла и смазки должны удовлетворять требованиям, установленным техническим руководителем с учетом требований документации организации-изготовителя оборудования.

668. Огнестойкие турбинные масла, показатели качества которых достигли предельно допустимых значений, установленных техническим руководителем с учетом требований документации организации-изготовителя оборудования, должны быть отправлены на регенерацию или утилизацию. Эксплуатация огнестойких турбинных масел должна осуществляться в соответствии с требованиями, установленными техническим руководителем.

669. Эксплуатационное турбинное масло в гидротурбинах должно соответствовать требованиям, установленным техническим руководителем с учетом требований организации-изготовителя гидротурбин.

Периодичность, объем испытаний и предельно допустимые значения показателей качества указанного масла должны определяться техническим руководителем с учетом требований документации организации-изготовителя гидротурбин.

670. В процессе хранения и эксплуатации турбинное масло должно периодически подвергаться визуальному контролю, лабораторным испытаниям и анализам.

Периодичность, объем испытаний и предельно допустимые значения показателей качества турбинного масла должны определяться техническим руководителем с учетом требований документации организации-изготовителя турбин.

671. 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.

672. На электростанции должен храниться постоянный запас нефтяного турбинного масла в количестве не менее вместимости маслосистемы самого крупного агрегата и запас такого масла на доливки в количестве не менее 45-дневной потребности. На объектах электроэнергетики должен храниться постоянный запас масла в количестве не менее вместимости масляной системы одного синхронного или асинхронного компенсатора и запас масла на доливки не менее 45-дневной потребности.

673. На электростанции должен храниться постоянный запас огнестойкого турбинного масла в количестве не менее годовой потребности его на доливки для одного турбоагрегата.

674. Индустриальные, компрессорные и другие масла при приемке и хранении должны подвергаться лабораторным анализам и испытаниям в соответствии с требованиями, установленными техническим руководителем.

Лабораторные анализы и испытания пластичных смазок должны выполняться по решению технического руководителя.

675. Для вспомогательного оборудования и механизмов на объектах электроэнергетики техническим руководителем должны быть установлены нормы расхода, периодичность контроля качества и смены смазочных материалов.

На каждом объекте электроэнергетики должен храниться постоянный запас смазочных материалов для вспомогательного оборудования в количестве, необходимом для удовлетворения не менее 45-дневной потребности в таких материалах.

676. Обслуживание маслохозяйства и оборудования для обработки масел должно осуществляться персоналам производственного подразделения, определенного организационно-распорядительным документом технического руководителя.

677. Техническим руководителем должен быть определен порядок учета и контроля приемки свежего масла, расхода масел, смазок, присадок, их испытания, регенерации и утилизации.

678. В случае, если производственными (местными) инструкциями предусмотрено проведение дополнительных анализов эксплуатационного масла, такие анализы должны проводиться с периодичностью, установленной указанными инструкциями.

679. Прием из транспортных емкостей и подача трансформаторного или турбинного масла к оборудованию должны осуществляться по раздельным маслопроводам, а при отсутствии маслопроводов — с применением передвижных емкостей или металлических бочек.

Стационарные маслопроводы между операциями по перекачке должны быть заполнены маслом.

На трубопроводах, предназначенных для залива масла в оборудование, перед запорной арматурой на входе в оборудование должны быть установлены пробоотборные устройства.

680. Масла, подготовленные к заливу, должны заливаться в маслосистемы оборудования, не содержащие загрязнений и масляного шлама, проверенные на промышленную чистоту.

XLVI. Требования к эксплуатации ВЭС (СЭС)

681. Эксплуатация ВЭС (СЭС), включая установленное на них оборудование, устройства и системы управления, должна осуществляться в соответствии с требованиями глав I — VIII, XXXI — XLV (с учетом абзаца второго настоящего пункта) Правил и требованиями настоящей главы Правил.

Положения глав XXXI — XLV Правил, устанавливающие требования к эксплуатации генераторов, электродвигателей и КЛ, на генерирующее оборудование ВЭС (СЭС) и входящую в состав ВЭС (СЭС) коллекторную сеть не распространяются.

682. Управление технологическим режимом работы и эксплуатационным состоянием оборудования и устройств ВЭС (СЭС) должно осуществляться оперативным персоналом электростанции.

Для управления технологическим режимом работы и эксплуатационным состоянием оборудования и устройств ВЭС (СЭС) в случаях, когда не предусмотрено постоянное пребывание оперативного персонала на электростанции, собственник или иной законный владелец ВЭС (СЭС) (далее — владелец ВЭС (СЭС) может создавать центры управления ВЭС (СЭС), осуществляющие в числе функций оперативно-технологического управления функции дистанционного управления технологическим режимом и эксплуатационным состоянием оборудования и устройств принадлежащих ему ВЭС (СЭС), при условии организации дистанционного управления из диспетчерского центра и выполнения требований, предусмотренных пунктами 683 — 687 Правил.

683. Осуществление оперативно-технологического управления ВЭС (СЭС) из центра управления ВЭС (СЭС) допускается при условии выполнения владельцем ВЭС (СЭС) следующих требований к созданию, образованию и функционированию такого центра:

а) обеспечение технологического оснащения центра управления ВЭС (СЭС), необходимого для выполнения функций оперативно-технологического управления, в том числе обеспечение наличия и функционирования АСТУ;

б) организация двух независимых каналов связи и информационного обмена между:

центром управления ВЭС (СЭС) и соответствующими электростанциями;

центром управления ВЭС (СЭС) и диспетчерскими центрами, в операционной зоне которых расположены ВЭС (СЭС);

центром управления ВЭС (СЭС) и ЦУС сетевой организации, к электрическим сетям которой технологически присоединены ВЭС (СЭС), — в случае, если изменение эксплуатационного состояния объектов электросетевого хозяйства, входящих в состав ВЭС (СЭС), может привести к полному или частичному ограничению режима потребления электрической энергии потребителей, ограничению выдачи мощности другого объекта по производству электрической энергии или невозможности включения в работу объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих на праве собственности или ином законном основании иным субъектам электроэнергетики, с учетом требований, установленных пунктом 685 Правил;

в) организация и обеспечение функционирования каналов связи и передачи телеметрической информации между каждой ВЭС (СЭС) и диспетчерским центром, в операционной зоне которого расположена электростанция;

г) обеспечение дистанционного управления технологическими режимами работы и эксплуатационным состоянием генерирующего оборудования, коммутационными аппаратами и устройствами ВЭС (СЭС) из центра управления ВЭС (СЭС);

д) обеспечение дистанционного управления из диспетчерского центра, осуществляемого путем воздействия на системы регулирования генерирующего оборудования либо путем отключения коммутационных аппаратов, обеспечивающих отключение генерирующего оборудования, и реализующего возможность полного отключения ВЭС (СЭС) или ограничения выдачи ее мощности в точке присоединения к электрической сети в случае отказа средств связи диспетчерского центра с центром управления ВЭС (СЭС) при возникновении нарушения нормального режима электрической части энергосистемы или объектов электроэнергетики.

Выбор способа дистанционного управления из диспетчерского центра должен осуществляться владельцем ВЭС (СЭС) при разработке проектной документации.

684. Организация дистанционного управления ВЭС (СЭС) из диспетчерского центра в соответствии с подпунктом «д» пункта 683 Правил должна осуществляться с использованием каналов связи, функционирование которых не зависит от функционирования телекоммуникационного оборудования центра управления ВЭС (СЭС).

Для целей подпункта «д» пункта 683 Правил понятие «отказ средств связи» следует применять в значении, установленном пунктом 177 Правил предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима.

685. По решению владельца ВЭС (СЭС) организация каналов связи и информационного обмена между центром управления ВЭС (СЭС) и ЦУС сетевой организации, к электрическим сетям которой технологически присоединены ВЭС (СЭС), в соответствии с подпунктом «б» пункта 683 Правил может быть заменена реализацией автоматического отключения выключателей ЛЭП, к которым присоединены ВЭС (СЭС), а при отсутствии выключателей — автоматического отключения линейных разъединителей со стороны ВЭС (СЭС) по факту исчезновения напряжения на таких ЛЭП. Указанное автоматическое отключение выключателей ЛЭП (линейных разъединителей) со стороны ВЭС (СЭС) допускается применять только для ВЭС (СЭС), присоединенных к ЛЭП ответвлениями (отпайками).

686. В отношении ВЭС (СЭС), оперативно-технологическое управление которыми осуществляется из центра управления ВЭС (СЭС), должны быть также обеспечены организация в соответствии с пунктом 52 Правил технологического функционирования электроэнергетических систем и функционирование каналов связи между ВЭС (СЭС) и ЦУС сетевой организации, в технологическом управлении (ведении) которого находятся отходящие от ВЭС (СЭС) ЛЭП.

687. В отношении функционирования центра управления ВЭС (СЭС) должно быть обеспечено:

выполнение в процессе функционирования центра управления ВЭС (СЭС) требований, указанных в пунктах 683 — 686 Правил;

круглосуточное дежурство оперативного персонала центра управления ВЭС (СЭС);

соблюдение в отношении оперативного персонала центра управления ВЭС (СЭС) требований Правил работы с персоналом и Правил по охране труда при эксплуатации электроустановок.

688. В случае обеспечения выполнения функций оперативно-технологического управления в отношении одной ВЭС (СЭС) посредством организации дистанционного управления оборудованием и устройствами такой ВЭС (СЭС) с рабочего места оперативного персонала другой ВЭС (СЭС) или иного объекта электроэнергетики, владельцем ВЭС (СЭС) в отношении такого рабочего места оперативного персонала должно быть обеспечено выполнение требований по технологическому оснащению и организации каналов связи, предусмотренных пунктами 683 — 686 Правил для центра управления ВЭС (СЭС).

689. При эксплуатации ВЭС (СЭС), находящейся в работе, не допускается отключение устройств регулирования или изменение их настройки, приводящее к невозможности выполнения требований к участию генерирующего оборудования ВЭС (СЭС) в общем первичном регулировании частоты, регулированию напряжения и активной мощности на электростанции, в том числе дистанционно.

690. Настройка устройств регулирования на ВЭС (СЭС) должна обеспечивать возможность снижения генерации активной мощности до заданного значения вплоть до нуля со скоростью не менее 10% от номинальной мощности в минуту. На ВЭС (СЭС) допускается выполнять настройку устройств регулирования, предусматривающую снижение активной мощности путем отключения отдельных ветроэнергетических установок (групп фотоэлектрических солнечных модулей) с дискретностью, определяемой схемой их подключения к РУ.

691. Должна быть обеспечена:

а) длительная работа ВЭС (СЭС) при отклонениях напряжения на шинах РУ классом напряжения 110 кВ и выше, посредством которого осуществляется непосредственная выдача мощности ВЭС (СЭС), в диапазоне от минимально допустимого напряжения до наибольшего рабочего напряжения на шинах РУ, определяемого в соответствии с требованиями ГОСТ Р 57382-2017.

Минимально допустимое напряжение на шинах РУ (Uмин, В) должно определяться по формуле:

, (1)

где — коэффициент запаса устойчивости по напряжению, равный 0,15;

б) работа ВЭС (СЭС) в течение не менее 20 мин при отклонениях напряжения на шинах РУ классом напряжения 110 кВ и выше, посредством которого осуществляется выдача мощности ВЭС (СЭС), от минимально допустимого напряжения до аварийно допустимого напряжения , определяемого по формуле:

, (2)

где — коэффициент запаса устойчивости по напряжению в послеаварийном режиме, равный 0,1.

692. Оборудование РУ классом напряжения 110 кВ и выше, посредством которого осуществляется непосредственная выдача мощности ВЭС (СЭС), должно оставаться в работе при кратковременных повышениях уровней напряжения на шинах такого РУ свыше наибольшего рабочего напряжения в соответствии с требованиями ГОСТ Р 57382-2017.

693. Оборудование ВЭС (СЭС) должно оставаться в работе в течение не менее 20 минут при кратковременных повышениях уровней напряжения на шинах РУ, посредством которых осуществляется непосредственная выдача мощности ВЭС (СЭС), сверх наибольшего рабочего напряжения в соответствии с ГОСТ Р 57382-2017 в пределах 1,1 относительно наибольшего рабочего напряжения РУ классом напряжения 110 кВ и выше.

Приложение N 1

к Правилам технической эксплуатации

электрических станций и сетей

Российской Федерации, утвержденным

приказом Минэнерго России

от 4 октября 2022 г. N 1070

ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ,

ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ В ПРАВИЛАХ ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ

ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ И СЕТЕЙ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Воздушная линия электропередачи — устройство для передачи электрической энергии по проводам, расположенное на открытом воздухе и прикрепленное при помощи изолирующих конструкций и арматуры к опорам, несущим конструкциям, кронштейнам и стойкам на инженерных сооружениях;

кабельная линия электропередачи — устройство для передачи электрической энергии, состоящее из одного или нескольких параллельных кабелей (проводов, токопроводов) с соединительными, стопорными и конечными муфтами (уплотнениями) и крепежными деталями, проложенное в коробах, трубах, лотках, тросах, изоляторах, свободным подвешиванием, а также по поверхности стен и потолков и в пустотах строительных конструкций или другим способом;

нормальный подпорный уровень — наивысший проектный подпорный уровень верхнего бьефа, который может поддерживаться в нормальных условиях эксплуатации гидротехнических сооружений;

производственная (местная) инструкция — инструкция по эксплуатации оборудования, технологической системы, здания, сооружения объекта электроэнергетики, разработанная на основании инструкций (руководств по эксплуатации, иной технической и (или) технологической документации) организаций-изготовителей, проектной документации, результатов испытаний и утверждаемая техническим руководителем;

смежный объект электроэнергетики — объект электроэнергетики, имеющий непосредственное присоединение к другому объекту электроэнергетики;

центр управления ветровыми (солнечными) электростанциями — структурное подразделение субъекта электроэнергетики, осуществляющее функции оперативно-технологического управления (в том числе функции технологического управления и ведения) в отношении принадлежащих такому субъекту на праве собственности или ином законном основании ветровых или солнечных электростанций, присоединенных к электроэнергетической системе.

Приложение N 2

к Правилам технической эксплуатации

электрических станций и сетей

Российской Федерации, утвержденным

приказом Минэнерго России

от 4 октября 2022 г. N 1070

Таблица 1. Допустимые значения размаха

горизонтальной вибрации корпуса турбинного подшипника

и размаха горизонтальной вибрации верхней и нижней

крестовин генератора

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

Таблица 2. Допустимые значения размаха вертикальной

вибрации крышки турбины, опорного конуса или грузонесущей

крестовины генератора

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

Приложение N 3

к Правилам технической эксплуатации

электрических станций и сетей

Российской Федерации, утвержденным

приказом Минэнерго России

от 4 октября 2022 г. N 1070

ЗНАЧЕНИЯ ТЕМПЕРАТУРЫ ПЫЛЕГАЗОВОЗДУШНОЙ СМЕСИ

Для действующих электростанций при инертизации надпылевого пространства бункера пыли углекислотой или азотом.

При сушке воздухом — температура смеси за мельницей.

При сушке дымовыми газами при работе шаровых барабанных мельниц — температура смеси за мельницей, при других типах мельниц — за сепаратором.

Значения температуры пылегазовоздушной смеси за мельницей (сепаратором) приведены в таблице 1.

Таблица 1

Группа топлив	Значение критерия взрываемости (К_т)	Сушка горячим воздухом в установках	Сушка дымовыми газами в установках
с прямым вдуванием	с бункером пыли	с прямым вдуванием	с бункером пыли
I	К_т <= 1,0	220	130	—	—
II	1,0 < К_т <= 1,5	130	100	220	130
III	1,5 < К_т <= 3,5	100	70 <1>	220	120 <2>
IV	К_т > 3,5	80	—	220	—

Значения температуры пылегазовоздушной смеси °C приведены в таблице 2.

Таблица 2

Топливо	Установка с прямым вдуванием, за сепаратором при сушке	Установка с пылевым бункером при сушке
воздухом	дымовыми газами
системы с молотковыми мельницами	системы со среднеходными мельницами	системы с молотковыми мельницами	системы с мельницами-вентиляторами	воздухом	дымовыми 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, азейские, 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

Приложение N 4

к Правилам технической эксплуатации

электрических станций и сетей

Российской Федерации, утвержденным

приказом Минэнерго России

от 4 октября 2022 г. N 1070

ПРИСОСЫ ВОЗДУХА В ПЫЛЕПРИГОТОВИТЕЛЬНОЙ УСТАНОВКЕ

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

Приложение N 5

к Правилам технической эксплуатации

электрических станций и сетей

Российской Федерации, утвержденным

приказом Минэнерго России

от 4 октября 2022 г. N 1070

ТЕМПЕРАТУРА ВОЗДУХА, ПОСТУПАЮЩЕГО В ВОЗДУХОПОДОГРЕВАТЕЛЬ

Вид топлива	Воздухоподогреватель
трубчатый	регенеративный
Бурые угли (с содержанием серы <= 0,4%), торф, сланцы	50	30
Канско-ачинские бурые угли	65	—
Каменный уголь (с содержанием серы <= 0,4%), антрациты	30	30
Экибастузский уголь (с содержанием серы <= 0,4%)	75	55
Бурый уголь (с содержанием серы > 0,4%)	80	60
Каменный уголь (с содержанием серы > 0,4%)	60	50
Мазут с содержанием серы более 0,5%	110	70
Мазут с содержанием серы 0,5% и менее	90	50

Приложение N 6

к Правилам технической эксплуатации

электрических станций и сетей

Российской Федерации, утвержденным

приказом Минэнерго России

от 4 октября 2022 г. N 1070

ВОДНО-ХИМИЧЕСКИЕ РЕЖИМЫ

КОТЛА-УТИЛИЗАТОРА, ИСПОЛНЕННОГО ПО БАРАБАННОЙ СХЕМЕ

Схема котла-утилизатора	Допускаемые водно-химические режимы
Одноуровневая	Аммиачно-гидразинный — для конденсатно-питательного тракта; фосфатный, щелочно-фосфатный или гидратный — для контура испарения
Аминосодержащий — для всего контура
Двухуровневая	Аммиачно-гидразинный — для конденсатно-питательного тракта и контура испарения низкого давления; фосфатный, щелочно-фосфатный или гидратный — для контура испарения высокого давления
Аминосодержащий — для всего тракта
Трехуровневая	Аммиачно-гидразинный — для конденсатно-питательного тракта и контура испарения низкого давления; фосфатный, щелочно-фосфатный или гидратный — для контуров испарения среднего и высокого давлений
Аминосодержащий — для всего тракта

Приложение N 7

к Правилам технической эксплуатации

электрических станций и сетей

Российской Федерации, утвержденным

приказом Минэнерго России

от 4 октября 2022 г. N 1070

ДОПУСТИМАЯ КРАТНОСТЬ

ПЕРЕГРУЗКИ ГЕНЕРАТОРОВ И СИНХРОННЫХ КОМПЕНСАТОРОВ

ПО ТОКУ СТАТОРА

Продолжительность перегрузки, мин., не более	Косвенное охлаждение обмотки статора	Кратность перегрузки генераторов и синхронных компенсаторов по току статора с непосредственным охлаждением 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

Приложение N 8

к Правилам технической эксплуатации

электрических станций и сетей

Российской Федерации, утвержденным

приказом Минэнерго России

от 4 октября 2022 г. N 1070

ДОПУСТИМАЯ КРАТНОСТЬ

ПЕРЕГРУЗКИ ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ ПО ТОКУ РОТОРА

Продолжительность перегрузки, минут/секунд, не более	Кратность перегрузки турбогенераторов
серия ТВФ, кроме серии ТВФ-120-2	серия ТГВ, серия ТВВ (до 500 МВт включительно), серия ТВФ-120-2
60 минут	1,06	1,06
4 минуты	1,2	1,2
1 минута	1,7	1,5
30 секунд	2,0	—
20 секунд	—	2,0

Приложение N 9

к Правилам технической эксплуатации

электрических станций и сетей

Российской Федерации, утвержденным

приказом Минэнерго России

от 4 октября 2022 г. N 1070

Таблица 1. Минимальные нормы аварийного запаса

материалов и оборудования для ликвидации повреждений

воздушных линий электропередачи классом напряжения

0,4 — 20 кВ, трансформаторных подстанций классом

напряжения 6 — 20/0,4 кВ, распределительных

пунктов классом напряжения 6 — 20 кВ

N	Наименование	Единица измерения	Минимальная норма аварийного запаса
1.	Стойки опор линии электропередачи (далее — ЛЭП)	шт. на 100 км по трассе	Воздушные линии электропередачи (далее — ВЛ) классом напряжения 0,4 кВ на железобетонных (далее — ж/б) опорах — 0,5 ж/б опоры ВЛ классом напряжения 6 — 20 кВ на ж/б опорах — 0,25 ж/б опоры
2.	Провод неизолированный сталеалюминевый типа «АС»	м на 100 км по трассе ВЛ	ВЛ классом напряжения 0,4 кВ — 140 м (но не менее 180 м) ВЛ классом напряжения 6 — 20 кВ — 30 м (но не менее 180 м)
3.	Провод самонесущий изолированный	м на 100 км по трассе ВЛ с изолированными проводами/ВЛ с защищенными проводами	ВЛ классом напряжения 0,4 кВ — 140 м (но не менее 180 м) ВЛ классом напряжения 6 — 20 кВ — 30 м (но не менее 180 м)
4.	Траверса типа «ТМ» для ЛЭП	шт. на 100 км по трассе	ВЛ классом напряжения 0,4 кВ на ж/б опорах — 0,5 траверсы ВЛ классом напряжения 6 — 20 кВ на ж/б опорах — 0,25 траверсы
5.	Изолятор ЛЭП	шт. на 100 км по трассе	ВЛ классом напряжения 0,4 кВ на ж/б опорах — 2,5 изолятора ВЛ классом напряжения 6 — 20 кВ на ж/б опорах — 2 изолятора ВЛ классом напряжения 0,4 кВ на деревянных опорах — 10 изоляторов ВЛ классом напряжения 6 — 20 кВ на деревянных опорах — 3 изолятора
6.	Изолятор (для трансформаторной подстанции (далее — ТП) классом напряжения 6 — 20/0,4 кВ и распределительного пункта (далее — РП) классом напряжения 6 — 20 кВ)	шт. на 100 эксплуатируемых элементов ТП и РП	Изолятор опорный напряжением 0,4 кВ — 0,22 изолятора Изолятор опорный напряжением 6 — 20 кВ — 0,25 изолятора Изолятор проходной напряжением 6 — 20 кВ — 0,45 изолятора
7.	Трансформатор тока	шт. на 100 эксплуатируемых элементов ТП и РП	Трансформатор тока напряжением 6 — 20 кВ — 0,5 трансформатора тока
8.	Трансформатор напряжения	шт. на 100 эксплуатируемых элементов ТП и РП	Трансформатор напряжения 6 — 20 кВ — 0,4 трансформатора напряжения
9.	Выключатель	шт. на 100 эксплуатируемых элементов ТП и РП	Выключатель напряжением 6 — 20 кВ — 0,25 выключателя
10.	Трансформатор силовой 6 — 20/0,4 кВ	шт. на количество эксплуатируемых трансформаторов	До 150 трансформаторов — 0,7 трансформатора 151 — 280 трансформаторов — 1 трансформатора 281 — 350 трансформаторов — 1,3 трансформатора 351 — 520 трансформаторов — 1,7 трансформатор От 521 трансформатора — 1,7 трансформатор + 0,3 трансформатора на каждые последующие 200 трансформаторов
11.	Приставки для деревянных опор ЛЭП	шт. на 100 км по трассе	ВЛ классом напряжения 0,4 кВ на деревянных опорах — 4 приставки ВЛ классом напряжения 6 — 20 кВ на деревянных опорах — 2 приставки
12.	Крючья, штыри	шт. на 100 км по трассе	ВЛ классом напряжения 0,4 кВ на деревянных опорах — 10 шт. ВЛ классом напряжения 6 — 20 кВ на деревянных опорах — 3 шт.
13.	Катанка	кг, на 100 км по трассе	ВЛ классом напряжения 0,4 кВ на деревянных опорах — 40 кг ВЛ классом напряжения 6 — 20 кВ на деревянных опорах — 20 кг
14.	Разъединитель линейный напряжением 6 — 20 кВ	шт. на 100 эксплуатируемых разъединителей	Разъединитель наружной установки напряжением 6 — 20 кВ — 0,1 шт.
15.	Предохранители	шт. на 100 эксплуатируемых элементов ТП и РП	Предохранитель (патрон с калиброванной вставкой) напряжением 6 — 20 кВ — 1 шт. (каждого номинала) Предохранитель ПН напряжением 0,4 кВ — 0,8 шт. (каждого номинала)
16.	Автоматические выключатели напряжением 0,4 кВ	шт. На 100 эксплуатируемых элементов ТП и РП	Автоматический выключатель напряжением 0,4 кВ — 2 шт.
17.	Ограничитель перенапряжения (далее — ОПН), разрядник	шт. на 100 эксплуатируемых элементов ТП и РП	ОПН, разрядник напряжением 6 — 20 кВ — 0,1 шт. ОПН, разрядник напряжением 0,4 кВ — 0,15 шт.
18.	Комплектная трансформаторная подстанция (далее — КТП) в комплекте без трансформатора	шт. на 100 эксплуатируемых КТП	КТП в комплекте без трансформатора — 0,5 шт.

Таблица 2. Минимальные нормы аварийного запаса материалов

для ликвидации повреждений воздушных линий электропередачи

классом напряжения 35 кВ

N	Наименование	Единица измерения	Минимальная норма аварийного запаса
при протяженности ВЛ классом напряжения 35 кВ до 2000 км	дополнительно на протяженность ВЛ классом напряжения 35 кВ свыше 2000 км
1.	Металлические и железобетонные опоры, укомплектованные необходимым количеством материалов (включая фундаменты, изоляторы, оттяжки, анкерные плиты, U-образные болты) с учетом конструктива опор	шт. на 100 км по трассе	0,3	0,22
2.	Деревянные опоры, укомплектованные необходимым количеством материалов (включая фундаменты, изоляторы, оттяжки, анкерные плиты) с учетом конструктива опор.	шт. на 100 км по трассе	3,3	2,48
3.	Провода для ВЛ	т на 100 км по трассе	0,0126	0,0097
4.	Изоляторы	шт. на 100 км по трассе	2,3	1,72
Линейная арматура:
5.	Натяжные зажимы	шт. на 100 км по трассе	0,3	0,22
6.	Поддерживавшие зажимы	шт. на 100 км по трассе	3,0	2,25
7.	Соединительные зажимы	шт. на 100 км по трассе	3,1	2,33

Таблица 3. Минимальные нормы аварийного запаса материалов

для ликвидации повреждения воздушных линий электропередачи

классом напряжения 110 кВ и выше

N	Наименование	Минимальная норма аварийного запаса для ВЛ классом напряжения, кВ
110 — 220 кВ	330 — 1150 кВ
при протяженности, км (L — суммарная протяженность ВЛ, определяемая для пунктов 1 — 5, 7 и 9 настоящей таблицы по трассе, для пунктов 6, 8, 10 — 12 — по цепям ВЛ)
1.	Промежуточная опора, шт.
2.	Фундамент, шт.
3.	Трос для оттяжек (если является конструктивным элементом опоры), т (расчет протяженности L принимается для ВЛ (участков ВЛ), на которых смонтированы опоры на оттяжках)
4.	Провод, т
5.	Грозозащитный трос, т
6.	Изолирующая поддерживающая подвеска (отдельные изоляторы и линейная арматуры) для крепления проводов к опоре, шт.
7.	Изолирующая поддерживающая подвеска (отдельные изоляторы и линейная арматура) для крепления грозозащитного троса к опоре, шт.
8.	Изолирующая натяжная подвеска (отдельные изоляторы и линейная арматура) для крепления проводов к опоре, шт.
9.	Изолирующая натяжная подвеска (отдельные изоляторы и линейная арматура) для крепления грозозащитного троса к опоре, шт.
10.	Соединительный зажим (в том числе ремонтный) для провода, шт.
11.	Соединительный зажим (в том числе ремонтный) для грозозащитного троса, шт.
12.	Распорка дистанционная (при расчете количества распорок L принимается для ВЛ (участков ВЛ), на которых смонтированы дистанционные распорки), шт.	—

Таблица 4. Минимальные нормы аварийного запаса материалов

для ликвидации повреждения анкерных опор воздушных линий

электропередачи классом напряжения 110 кВ и выше

Наименование

Единица измерения

Количество эксплуатируемых анкерных опор ВЛ/норма аварийного запаса

(при получении в результате расчета норм дробного значения необходимо произвести округление к большему целому числу)

100

500

1000

5000

10000

50000

Анкерная опора ВЛ классом напряжения 110 кВ и выше

шт.

0,03

0,04

0,06

0,09

0,2

0,3

0,7

1,7

3,0

Таблица 5. Минимальные нормы аварийного запаса материалов

и оборудования для ликвидации повреждений оборудования

подстанций высшим классом напряжения 35 кВ и выше

N	Наименование	Количество эксплуатируемого оборудования/норма аварийного запаса, шт. (для значений установленного оборудования до 10 шт. включительно норма аварийного запаса оборудования N_P = n_н : · 10 · U_факт., для значений установленного оборудования свыше 10 до 50000 шт. включительно N_P = n_i + (U_факт — U_i) · (n_i+1 — n_i) : (U_i+1 — U_i), для значений шкалы свыше 50000 шт. N_P = n_к : 50000 · U_факт, где N_P — норма аварийного запаса для определенного вида (типа) оборудования, приведенного в соответствующей строке настоящей таблицы; n_н и n_к — значения нормы в строке таблицы для значений шкалы с количеством эксплуатируемого оборудования в начальной и конечной графах таблицы); U_i и U_i+1 — две соседние ячейки шкалы значений эксплуатируемого оборудования, между которыми находится фактическое значение эксплуатируемого оборудования; n_i+1 и n_i — нормы аварийного запаса в строке с рассматриваемым оборудованием для соседних двух значений шкалы, между которыми находится фактическое значение эксплуатируемого оборудования (U_факт). Полученные в результате расчетов дробные значения норм аварийного запаса округляются в большую сторону до ближайшего целого значения)
		10	20	50	100	500	1000	2000	5000	10000	50000
	Трансформатор силовой (с учетом резервных фаз, предусмотренных проектной документацией на подстанцию, и оборудования незавершенного строительством):
1.	Трансформатор собственных нужд	0,45	0,6	1,05	1,67	5,4	8,8	13,63	35,2	123,94	294,25
2.	Трансформатор силовой 110 кВ	0,3	0,43	0,72	1,07	2,94	4,72	6,23	15,92	28,2	66,55
3.	Трансформатор силовой 220 кВ	0,49	0,73	1,24	2,1	5,62	9,4	12,56	34,73	63,65	155,55
4.	Трансформатор силовой 330 кВ	0,74	1,11	1,94	3,05	9,67	16,69	21,43	65,82	123,26	295,43
5.	Трансформатор силовой 500 — 750 кВ	0,72	0,96	1,93	8,41	31,34	50,09	67,14	109,92	221,31	527,82
	Высоковольтные выключатели:
6.	Выключатель 6 — 10 кВ	0,37	0,55	0,92	1,38	3,41	5,11	6,2	7,97	14,61	28,11
7.	Выключатель 35 кВ	0,37	0,55	0,92	1,38	2,41	3,11	4,2	5,57	6,61	7,41
8.	Выключатель 110 кВ	0,22	0,32	0,52	0,77	2,01	2,46	3,17	9,67	31	68,95
9.	Выключатель 220 кВ	0,49	0,72	1,23	1,89	4,58	6,04	9,65	32,46	118,06	276,97
10.	Выключатель 330 кВ	0,19	0,27	0,44	0,65	1,67	2,6	4,18	8,03	24,11	52,9
11.	Выключатель 500 — 750 кВ	0,41	0,61	1,03	1,55	4,47	7,37	12,37	26,4	88,68	206,17
	Трансформатор тока:
12.	Трансформатор тока 6 — 10 кВ	0,31	1,5	2,8	4,93	5,82	6,31	8,47	20,94	69,88	74,14
13.	Трансформатор тока 35 кВ	0,31	1,5	2,8	4,93	5,82	6,31	7,36	11,74	23,37	44,32
14.	Трансформатор тока 110 кВ	0,21	0,3	0,5	0,73	1,82	8,12	14,15	27,43	79,53	84,14
15.	Трансформатор тока 220 кВ	0,3	0,44	0,73	1,09	2,6	6,83	26,32	46,32	62,64	119,98
16.	Трансформатор тока 330 кВ	0,48	1,55	2,92	6,39	9,95	10,46	15,23	22,73	75,47	174,46
17.	Трансформатор тока 500 кВ	0,3	0,44	0,73	1,09	4,56	7,83	11,75	16,32	52,64	119,98
18.	Трансформатор тока 750 кВ	0,73	1,09	1,91	2,99	9,45	16,29	32,44	64,07	228,14	544,5
	Трансформатор напряжения:
19.	Трансформатор напряжения 6 — 10 кВ	0,41	2,23	4,69	7,23	9,79	12,48	13,33	14,99	47,96	108,9
20.	Трансформатор напряжения 35 кВ	0,29	0,41	1,69	2,03	4,55	5,68	6,23	11,47	21,76	45,54
21.	Трансформатор напряжения 110 кВ	0,29	0,41	0,69	0,88	1,29	5,48	13,16	14,99	47,96	108,9
22.	Трансформатор напряжения 220 кВ	0,29	0,41	0,69	1,03	2,79	4,48	16,33	24,99	47,96	108,9
23.	Трансформатор напряжения 330 кВ	0,29	0,41	0,69	1,03	2,79	4,48	10,33	14,99	47,96	108,9
24.	Трансформатор напряжения 500 кВ	0,44	0,64	1,09	1,66	4,82	7,99	14,45	28,93	97,85	228,23
25.	Трансформатор напряжения 750 кВ	0,73	1,09	1,91	2,99	9,45	16,29	32,44	64,07	228,14	544,5
	Вводы высоковольтные:
26.	Трансформаторный ввод 110 кВ	0,36	0,52	2,88	3,33	9,46	16,18	27,25	42,5	70,14	161,7
27.	Трансформаторный ввод 220 кВ	0,53	1,79	2,35	4,08	6,22	10,47	21,78	39,17	135,37	318,86
28.	Трансформаторный ввод 330 кВ	0,48	0,71	1,21	2,77	9,57	17,12	19,14	33,51	61,33	148,71
29.	Трансформаторный ввод 500 кВ	0,54	0,79	1,36	2,1	6,29	10,6	19,91	39,72	137,4	323,77
30.	Трансформаторный ввод 750 кВ	0,6	0,89	1,54	2,39	7,32	12,44	18,35	47,48	166,15	393,52
31.	Ввод шунтирующего реактора 110 — 330 кВ	0,54	0,8	1,37	2,12	6,36	10,71	15,23	40,19	139,14	327,99
32.	Ввод шунтирующего реактора 500 — 750 кВ	0,27	0,39	1,04	1,93	3,05	5,13	10,25	19,14	66,04	155,45
33.	Ввод масляного выключателя 35 кВ	0,51	0,79	1,38	2,07	3,22	4,31	6,23	8,46	15,11	68,67
34.	Ввод масляного выключателя 110 кВ	0,55	0,82	1,4	2,16	3,43	4,55	6,41	8,75	41,75	89,38
35.	Ввод масляного выключателя 220 кВ	0,65	0,96	1,67	2,61	5,04	7,89	11,28	24,12	84,42	211,05
	Прочее электротехническое оборудование и материалы:
36.	Шунтирующий реактор 110 — 750 кВ (с учетом резервных фаз, предусмотренных проектной документацией на подстанцию, и оборудования незавершенного строительством)	0,68	0,98	2,66	3,26	11,18	21,99	42,32	102,47	135,25	173,46
37.	Разъединитель 35 — 750 кВ (группа)	0,16	0,23	0,37	0,54	1,35	2,08	4,31	16,24	20,49	36,38
38.	ОПН и разрядники 35 — 750 кВ (фаза)	0,73	1,09	1,91	2,99	6,39	9,84	16,29	39,29	144,69	341,55
39.	Опорно-стержневой изолятор 35 — 750 кВ	0,47	0,7	1,18	1,81	5,31	8,85	11,67	21,13	52,83	102,08
40.	Компрессор	0,73	1,09	1,91	2,99	9,45	16,29	31,43	64,07	228,14	544,5
41.	ВЧ-заградители	0,16	0,32	0,8	1,65	8,11	13,21	15,3	18,95	22,74	25,24
42.	Конденсаторы связи	0,62	0,86	1,79	2,98	12,41	20,74	25,13	30,15	36,28	42,14

Таблица 6. Минимальные нормы аварийного запаса материалов

для ликвидации повреждений кабельных линий электропередачи

классом напряжения 6 кВ и выше

N	Наименование изделия	Единица измерения	Минимальная норма аварийного запаса
при общей протяженности линий электропередачи в эксплуатации, км
До 100	200	300	400	500	700	1000	1500	Более 1500
1.	Кабель 6 — 20 кВ	км на 100 км	0,35	0,2	0,15	0,12	0,11	0,08	0,07	0,06	0,05
2.	Муфты соединительные 6 — 20 кВ (комплект)	шт. на 100 км	16	11	9	8	7	6,5	6,5	6,5	6,5
3	Кабель 35 кВ	км на 100 км	0,4
4.	Кабель 110 кВ и выше из сшитого полиэтилена	км на 100 км	одна строительная длина (для каждого тип-сечения)
5.	Муфты соединительные 35 кВ (комплект)	шт. на 100 км	12	8	4	2,5	2	1,5	0,7	0,4	0,2
6.	Муфты соединительные 110 кВ и выше для кабеля из сшитого полиэтилена (комплект)	шт.	4 (для каждого тип-сечения (в том числе, транспозиционные муфты при применении схемы заземления с транспозицией))
N	Наименование изделия	Ед. изм.	при количестве в эксплуатации, шт.
до 100	200	400	600	1000	2000	4000	Более 4000
7.	Концевые муфты 6 — 20 кВ	%	9	4,5	2,5	2	1,5	0,8	0,6	0,5
8.	Концевые муфты 35 кВ внутренней установки	%	13	8	4	2,5	2	1,5	0,7	0,4
9.	Концевые муфты 35 кВ наружной установки	%	18	12	9	7	5	3	2	1,5
10.	Концевые муфты 110 кВ и выше внутренней установки	шт.	1 (для каждого тип-сечения кабеля, заходящего в КРУЭ, с учетом типа КРУЭ)
11.	Концевые муфты 110 кВ и выше наружной установки	шт.	2 (для каждого тип-сечения кабеля)

Приложение N 2

к приказу Минэнерго России

от 4 октября 2022 г. N 1070

ИЗМЕНЕНИЯ,

КОТОРЫЕ ВНОСЯТСЯ В ПРИКАЗЫ МИНЭНЕРГО РОССИИ ОТ 13 СЕНТЯБРЯ

2018 Г. N 757, ОТ 12 ИЮЛЯ 2018 Г. N 548

1. В Правилах переключений в электроустановках, утвержденных приказом Минэнерго России от 13 сентября 2018 г. N 757 <65>:

———————————

<65> Зарегистрирован Минюстом России 22 ноября 2018 г., регистрационный N 52754.

1) пункт 2 после слов «электроэнергетических системах» дополнить словами «(далее — субъекты оперативно-диспетчерского управления)»;

2) пункт 3 дополнить абзацами следующего содержания:

«ВЭС — ветровая электростанция;

СЭС — солнечная электростанция.»;

3) пункт 4 изложить в следующей редакции:

«4. Переключения в электроустановках должны осуществляться в соответствии с требованиями Правил, а также разработанных на их основании:

инструкций по производству переключений в электроустановках операционных зон ДЦ, утверждаемых ДЦ субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике;

инструкций по производству переключений в электроустановках электрических сетей, утверждаемых ЦУС;

инструкций по производству переключений в электроустановках ВЭС (СЭС), утверждаемых центрами управления ВЭС (СЭС);

инструкций по производству переключений в электроустановках, утверждаемых структурными подразделениями потребителя электрической энергии, созданными в соответствии с Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утверждаемыми Минэнерго России, для осуществления функций оперативно-технологического управления, в том числе функций технологического управления и ведения, в отношении принадлежащих им объектов электросетевого хозяйства (далее — структурное подразделение потребителя электрической энергии);

инструкций по производству переключений в электроустановках объектов электроэнергетики, утверждаемых владельцами объектов электроэнергетики (их филиалами).»;

4) пункт 5 после слов «ДЦ, ЦУС,» дополнить словами «центра управления ВЭС (СЭС), структурного подразделения потребителя электрической энергии,»;

5) дополнить после пункта 8 пунктами 8(1), 8(2) следующего содержания:

«8(1). Центры управления ВЭС (СЭС) должны разрабатывать и утверждать инструкции по производству переключений в электроустановках ВЭС (СЭС), оборудование которых находится в технологическом управлении или ведении центра управления ВЭС (СЭС). Указанные инструкции должны разрабатываться в соответствии с требованиями Правил и с учетом требований инструкций по производству переключений в электроустановках всех ДЦ, к объектам диспетчеризации которых относятся оборудование и устройства ВЭС (СЭС), в отношении которых центр управления ВЭС (СЭС) осуществляет функции технологического управления и ведения, а также с учетом требований инструкции по производству переключений в электроустановках, утвержденной ЦУС, в технологическом управлении которого находятся ЛЭП, отходящие от ВЭС (СЭС).

8(2). Потребитель электрической энергии, владеющий на праве собственности или ином законном основании объектами электросетевого хозяйства, должен разрабатывать и утверждать инструкции по производству переключений в электроустановках объектов электросетевого хозяйства, оборудование и устройства которых находятся в технологическом управлении или ведении структурного подразделения потребителя, указанного в пункте 4 Правил. Указанные инструкции должны разрабатываться в соответствии с требованиями Правил, с учетом требований инструкций по производству переключений в электроустановках всех ДЦ, в диспетчерском управлении или ведении которых находятся оборудование, устройства РЗА подстанций потребителя электрической энергии или отходящие от них ЛЭП, а также требований инструкций по производству переключений в электроустановках, утвержденных ЦУС, в технологическом управлении или ведении которого находятся оборудование, устройства РЗА подстанций потребителя электрической энергии или отходящие от них ЛЭП.»;

6) абзац второй пункта 10 после слов «объектов электроэнергетики» дополнить словами «, центра управления ВЭС (СЭС)»;

7) в пункте 13:

абзац девятый признать утратившим силу;

в абзаце десятом слова «ЦУС и объектов электроэнергетики» заменить словами «ЦУС, центров управления ВЭС (СЭС), структурных подразделений потребителя электрической энергии, указанных в пункте 4 Правил, и оперативного персонала объектов электроэнергетики»;

в пункте 14:

абзац десятый признать утратившим силу;

в абзаце одиннадцатом слова «ЦУС и объектов электроэнергетики» заменить словами «ЦУС, центров управления ВЭС (СЭС), структурных подразделений потребителя электрической энергии, указанных в пункте 4 Правил, и оперативного персонала объектов электроэнергетики»;

9) дополнить после пункта 14 пунктом 14(1) следующего содержания:

«14(1). На рабочем месте оперативного персонала центра управления ВЭС (СЭС) должна находиться следующая документация по производству переключений в электроустановках:

инструкция центра управления ВЭС (СЭС) по производству переключений в электроустановках ВЭС (СЭС);

перечень сложных переключений;

нормальные (временные нормальные) схемы электрических соединений ВЭС (СЭС), в отношении которых центр управления ВЭС (СЭС) осуществляет функции технологического управления или ведения;

оперативные схемы электрических соединений ВЭС (СЭС), в отношении которых центр управления ВЭС (СЭС) осуществляет функции технологического управления или ведения;

типовые бланки переключений;

незаполненные пронумерованные экземпляры бланков переключений;

утвержденные типовые программы переключений ДЦ, ЦУС по выводу из работы (вводу в работу) ЛЭП, устройств РЗА (для оперативного персонала центра управления ВЭС (СЭС), получающего команды на производство переключений по типовым программам переключений от диспетчерского персонала ДЦ или оперативного персонала ЦУС);

списки диспетчерского персонала ДЦ и оперативного персонала ЦУС, допущенного к ведению оперативных переговоров и производству переключений в электроустановках, если оборудование и устройства ВЭС (СЭС), в отношении которых центр управления ВЭС (СЭС) осуществляет функции оперативно-технологического управления, или отходящие от них ЛЭП находятся в диспетчерском управлении (ведении) ДЦ или технологическом управлении (ведении) ЦУС;

список работников, допущенных к ведению оперативных переговоров и производству переключений в электроустановках на ВЭС (СЭС);

список персонала, имеющего право контролировать переключения в электроустановках на оборудовании ВЭС (СЭС);

список персонала субъекта электроэнергетики, уполномоченного выдавать разрешение на деблокирование при неисправности оперативной блокировки на ВЭС (СЭС);

перечень электроустановок ВЭС (СЭС), не оборудованных блокировочными устройствами или имеющих неисправные блокировочные устройства (при их наличии).»;

10) в пункте 15:

абзац первый изложить в следующей редакции:

«15. На рабочем месте оперативного персонала объекта электроэнергетики и НСО должна находиться следующая документация по производству переключений в электроустановках:»;

дополнить абзацем следующего содержания:

«список оперативного персонала центра управления ВЭС (СЭС), допущенного к ведению оперативных переговоров и производству переключений в электроустановках, — для ВЭС (СЭС), в отношении которой функции оперативно-технологического управления осуществляются центром управления ВЭС (СЭС).»;

11) пункт 16 изложить в следующей редакции:

«16. Ведение, обеспечение наличия на рабочих местах диспетчерского, оперативного персонала и использования им (далее — хранение) документации, указанной в пунктах 13 — 15 Правил, должно осуществляться в бумажном и (или) электронном виде, в том числе с использованием программно-технических средств.

Ведение и хранение документации, необходимой для осуществления оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике и оперативно-технологического управления в бумажном и (или) электронном виде должны осуществляться в соответствии с требованиями к ведению и хранению документации, необходимой для осуществления оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике и оперативно-технологического управления, утверждаемыми Минэнерго России в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 13 августа 2018 г. N 937 «Об утверждении Правил технологического функционирования электроэнергетических систем и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2018, N 34, ст. 5483; 2021, N 6, ст. 985).»;

12) абзац первый пункта 17 после слова «ЦУС,» дополнить словами «центра управления ВЭС (СЭС),»;

13) пункт 20 изложить в следующей редакции:

«20. Производить переключения в электроустановках имеет право следующий персонал, которому такое право предоставлено в порядке, установленном пунктом 22 Правил:

диспетчерский персонал ДЦ;

оперативный персонал ЦУС, центра управления ВЭС (СЭС), НСО;

оперативный (оперативно-ремонтный) персонал объектов электроэнергетики;

персонал, имеющий право самостоятельно выполнять работы по техническому обслуживанию соответствующих устройств РЗА (далее — персонал РЗА), — в части выполнения операций с устройствами РЗА, не имеющими переключающих устройств оперативного вывода и ввода, а также при производстве операций с устройствами РЗА в нескольких релейных залах или в нескольких РУ.

Производство переключений в электроустановках должно осуществляться:

диспетчерским персоналом ДЦ — путем выдачи диспетчерских команд и разрешений или путем использования средств дистанционного управления из диспетчерского центра;

оперативным персоналом ЦУС — путем выдачи оперативному персоналу другого ЦУС или объектов электроэнергетики (в том числе принадлежащих потребителям электрической энергии) команд на производство переключений и подтверждений возможности изменения технологического режима работы и эксплуатационного состояния или путем использования средств дистанционного управления из ЦУС;

оперативным персоналом НСО — путем выдачи оперативному персоналу объектов электроэнергетики команд на производство переключений и подтверждений возможности изменения технологического режима работы и эксплуатационного состояния или путем выполнения операций непосредственно на объекте электроэнергетики, в случае, когда он выполняет функции оперативного персонала объекта электроэнергетики, в том числе с использованием средств дистанционного управления;

оперативным персоналом центра управления ВЭС (СЭС) — путем выдачи оперативному персоналу ВЭС (СЭС) команд на производство переключений и подтверждений возможности изменения технологического режима работы и эксплуатационного состояния или путем использования средств дистанционного управления из центра управления ВЭС (СЭС);

оперативным (оперативно-ремонтным) персоналом объектов электроэнергетики и персоналом РЗА — путем выполнения операций непосредственно на объекте электроэнергетики.»;

14) абзац третий пункта 22 после слова «НСО,» дополнить словами «оперативному персоналу центра управления ВЭС (СЭС),»;

15) абзац первый пункта 23 после слова «ЦУС,» дополнить словами «центра управления ВЭС (СЭС),»;

16) в пункте 27 слова «от 24.07.2013 N 328н (зарегистрирован Минюстом России 12.12.2013, регистрационный N 30593), с изменениями, внесенными приказом Минтруда России от 19.02.2016 N 74н (зарегистрирован Минюстом России 13.04.2016, регистрационный N 41781)» заменить словами «от 15 декабря 2020 г. N 903н (зарегистрирован Минюстом России 30 декабря 2020 г., регистрационный N 61957)»;

17) в пункте 29:

абзац первый после слова «ЦУС,» дополнить словами «центра управления ВЭС (СЭС),»;

абзац второй после слова «ЦУС» дополнить словами «, центра управления ВЭС (СЭС)»;

18) пункт 30 после слова «ЦУС» дополнить словами «, центра управления ВЭС (СЭС)»;

19) абзац второй пункта 31 после слова «ЦУС,» дополнить словами «центра управления ВЭС (СЭС),»;

20) пункт 36 после слова «ЦУС» дополнить словами «, центры управления ВЭС (СЭС), структурные подразделения потребителей электрической энергии, указанные в пункте 4 Правил,»;

21) абзац второй пункта 37 после слова «ЦУС,» дополнить словами «центра управления ВЭС (СЭС),»;

22) в пункте 40:

абзац первый после слова «ЦУС,» дополнить словами «центра управления ВЭС (СЭС),»;

абзац седьмой после слов «утвержденной ЦУС,» дополнить словами «центром управления ВЭС (СЭС),»;

23) в пункте 41:

абзац первый после слова «ЦУС,» дополнить словами «центра управления ВЭС (СЭС),»;

абзац пятый после слов «утвержденной ЦУС,» дополнить словами «центром управления ВЭС (СЭС),»;

24) в пункте 42:

абзац первый после слова «ЦУС,» дополнить словами «центра управления ВЭС (СЭС),»;

абзац второй после слов «другого ЦУС,» дополнить словами «центра управления ВЭС (СЭС),»;

абзац третий после слов «Оперативный персонал» дополнить словами «центра управления ВЭС (СЭС),»;

25) пункт 50 после слова «ЦУС,» дополнить словами «центра управления ВЭС (СЭС),»;

26) в пункте 54:

абзац восьмой изложить в следующей редакции:

«В ДЦ, ЦУС, центре управления ВЭС (СЭС) вышеуказанная информация должна фиксироваться при операциях с ЛЭП, оборудованием, устройствами РЗА, находящимися в диспетчерском (технологическом) управлении ДЦ, ЦУС, центра управления ВЭС (СЭС) соответственно.»;

абзац одиннадцатый изложить в следующей редакции:

«Ведение и хранение оперативного журнала в бумажном или электронном виде должны осуществляться в соответствии с требованиями к ведению и хранению документации, необходимой для осуществления оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике и оперативно-технологического управления, утверждаемыми Минэнерго России в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 13 августа 2018 г. N 937 «Об утверждении Правил технологического функционирования электроэнергетических систем и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации».»;

абзацы двенадцатый и тринадцатый признать утратившими силу.

27) абзац второй пункта 56 после слов «объектов электроэнергетики» дополнить словами «, центра управления ВЭС (СЭС)»;

28) абзац первый пункта 59 после слова «ЦУС» дополнить словами «, центра управления ВЭС (СЭС)»;

29) в пункте 66 абзацы первый, второй и третий после слова «ЦУС» дополнить словами «, центра управления ВЭС (СЭС)»;

30) пункт 68 после слов «(его филиалом) для» дополнить словами «центра управления ВЭС (СЭС),»;

31) пункт 74 после слова «ЦУС,» дополнить словами «центров управления ВЭС (СЭС),»;

32) абзац третий пункта 75 после слова «ЦУС» дополнить словами «, центра управления ВЭС (СЭС)»;

33) пункт 79 дополнить абзацем следующего содержания:

«Программы (типовые программы) переключений, ведение которых осуществляется в электронном виде без предварительного документирования на бумажном носителе, должны храниться в электронном виде в течение сроков, установленных субъектом оперативно-диспетчерского управления в отношении программ, разработанных ДЦ, или соответствующим владельцем объекта электроэнергетики в отношении программ, разработанных ЦУС, но не менее 12 месяцев.»;

34) абзац шестой пункта 81 после слова «ЦУС,» дополнить словами «центра управления ВЭС (СЭС),»;

35) дополнить главу V «Общие требования к порядку переключений в электроустановках» после пункта 88 пунктами 88(1), 88(2), 88(3) следующего содержания:

«88(1). Подготовка субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике электроэнергетического режима энергосистемы при операциях с коммутационными аппаратами должна осуществляться только для отключений ЛЭП и оборудования, вызванных возможным повреждением указанных коммутационных аппаратов, соответствующих отключениям при нормативных возмущениях, установленных требованиями к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок «Методические указания по устойчивости энергосистем», утвержденными приказом Минэнерго России от 3 августа 2018 г. N 630 (зарегистрирован Минюстом России 29 августа 2018 г., регистрационный N 52023), с изменениями, внесенными приказом Минэнерго России от 28 декабря 2020 г. N 1195 (зарегистрирован Минюстом России 27 апреля 2021 г., регистрационный N 63248).

88(2). При операциях с коммутационными аппаратами, повреждение которых может привести к отключению ЛЭП или оборудования, приводящему к срабатыванию устройств (комплексов) ПА, субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике должен быть подготовлен (за исключением случаев, указанных в пункте 88(3) Правил) электроэнергетический режим энергосистемы, исключающий работу:

устройств (комплексов) автоматики предотвращения нарушения устойчивости (за исключением устройств (комплексов) автоматики разгрузки при коротких замыканиях), действующих на отключение генерирующего оборудования, отключение нагрузки потребления электрической энергии;

устройств автоматики ограничения перегрузки оборудования, действие которых приводит к отключению генерирующего оборудования, отключению нагрузки потребления электрической энергии или к разделению энергосистемы (в том числе вследствие каскадного отключения ЛЭП или электросетевого оборудования);

устройств автоматики частотной разгрузки;

устройств автоматики ограничения повышения частоты.

88(3). Выполнение подготовки электроэнергетического режима энергосистемы в соответствии с требованиями пункта 88(2) Правил не требуется на время операций с коммутационными аппаратами в КРУЭ, а также если для такой подготовки необходима реализация одного из следующих мероприятий:

разгрузка энергоблоков АЭС, отключение генераторов тепловых электростанций или снижение мощности гидроэлектростанций, приводящее к нарушению параметров водного режима гидроэлектростанций, установленных правилами использования водных ресурсов водохранилищ, утверждаемыми в соответствии с Водным кодексом Российской Федерации (Собрание законодательства Российской Федерации, 2006, N 23, ст. 2381; 2022, N 18, ст. 3008), и (или) решениями федерального органа исполнительной власти, осуществляющего функции по оказанию государственных услуг и управлению федеральным имуществом в сфере водных ресурсов (далее — параметры водного режима гидроэлектростанций);

ввод графиков аварийного ограничения режима потребления электрической энергии (мощности), включение в работу генерирующего оборудования тепловых электростанций или увеличение мощности гидроэлектростанций, приводящее к нарушению параметров водного режима гидроэлектростанций.»;

36) в пункте 93 слова «ввод в работу оперативного ускорения резервных защит,» исключить;

37) дополнить после пункта 93 пунктом 93(1) следующего содержания:

«93(1). При выводе из работы или неисправности основных защит и отсутствии телеускорения резервных защит хотя бы в одном направлении на ЛЭП с двусторонним питанием должно быть введено оперативное ускорение резервных защит ЛЭП со стороны (сторон) ЛЭП, на которой (которых) отсутствует прием команд телеускорения.

При выводе из работы или неисправности ДЗШ (ДЗОШ) и невозможности их ввода в работу должно быть введено оперативное ускорение резервных защит всех присоединений, обеспечивающих отключение короткого замыкания на СШ (ошиновках) с выведенной ДЗШ (ДЗОШ).

При введенных оперативных ускорениях резервных защит допускается неселективная работа оперативно ускоренных ступеней резервных защит при повреждениях ЛЭП (оборудования).».

38) пункт 102 после слов «оперативный персонал ЦУС,» дополнить словами «центра управления ВЭС (СЭС),»;

39) пункт 117 признать утратившим силу;

40) пункт 121 после слова «ЦУС,» дополнить словами «центра управления ВЭС (СЭС),»;

41) в пункте 122:

абзац первый после слов «оперативный персонал объекта электроэнергетики» дополнить словами «, центра управления ВЭС (СЭС)»;

абзац второй после слов «оперативным персоналом ЦУС,» дополнить словами «центра управления ВЭС (СЭС),»;

42) пункт 123 после слова «ЦУС,» дополнить словами «центра управления ВЭС (СЭС),»;

43) пункт 134 после слова «ЦУС,» дополнить словами «центра управления ВЭС (СЭС),»;

44) пункт 140 после слов «другие объекты электроэнергетики,» дополнить словами «в центры управления ВЭС (СЭС),»;

45) пункт 187 изложить в следующей редакции:

«187. При осуществлении операций с коммутационными аппаратами, заземляющими разъединителями, переключающими устройствами РЗА при выводе в ремонт и вводе в работу ЛЭП и оборудования должна соблюдаться последовательность основных операций, указанная в приложениях N 1 — 5 к Правилам, за исключением производства переключений в электроустановках с использованием АРМ ДЦ, ЦУС, центра управления ВЭС (СЭС), оперативного персонала подстанций (электростанций) в части последовательности операций с коммутационными аппаратами, заземляющими разъединителями, переключающими устройствами РЗА и случаев, когда с учетом особенностей нормальных и ремонтных схем электрических соединений электроустановок, конструкции и состава оборудования, особенностей исполнения устройств РЗА объекта электроэнергетики производство операций в указанной последовательности невозможно. В указанных случаях последовательность выполнения операций определяется местной инструкцией по производству переключений в электроустановках с учетом соответствующих особенностей и с соблюдением требований к выполнению переключений в электроустановках, установленных Правилами, и требований правил по охране труда при эксплуатации электроустановок.»;

46) в пункте 193 абзацы второй и пятый после слов «АРМ оперативного персонала ЦУС,» дополнить словами «центра управления ВЭС (СЭС),»;

47) пункты 199 — 201 изложить в следующей редакции:

«199. При выполнении переключений в электроустановках с использованием АРМ:

проверка готовности оперативной блокировки должна осуществляться по отсутствию сигнала «неисправная блокировка» в АРМ;

завершение выполнения каждой операции с выключателем, разъединителем, выкатной тележкой, заземляющим разъединителем должно проверяться по сигнализации АРМ;

положение выключателей (в том числе включенное положение ШСВ перед операциями перевода присоединений с одной СШ на другую, отключенное положение выключателя перед операциями с его разъединителями, включенное положение выключателей, шунтирующих неисправный выключатель) перед операциями с разъединителями, выкатной тележкой в его цепи должно проверяться по сигнализации АРМ;

отключение оперативного тока привода выключателя при выполнении операций с разъединителями на присоединении, отключенном этим выключателем, не выполняется;

отключение оперативного тока привода и защит ШСВ при переводе присоединений с одной СШ на другую не выполняется;

исправность ДЗШ перед выполнением операций с шинными разъединителями должна проверяться по отсутствию сигнала «неисправность ДЗШ» в АРМ;

устройства сетевой автоматики (АПВ шин, АПВ ЛЭП, АВР секционных, шиносоединительных и других выключателей) перед операциями с разъединителями должны оставаться в работе (вывод не требуется);

включение заземляющих разъединителей в распределительных устройствах должно осуществляться после проверки отсутствия напряжения на заземляемом участке путем выверки схемы по АРМ, а также по сигнализации АРМ;

отключение трансформаторов напряжения со стороны низкого напряжения допускается выполнять после заземления ЛЭП, секций (систем) шин;

допускается выполнение переключений на ЛЭП, оборудовании подстанций (электростанций) с использованием автоматизированных программ переключений, бланков переключений (автоматический вывод из работы (ввод в работу) ЛЭП, секций, систем шин, Т (АТ) и другого оборудования);

при выполнении переключений по выводу в ремонт ЛЭП, оборудования в АРМ оперативного персонала подстанции (электростанции) на схеме должны быть отображены знаки плакатов «Не включать! Работают люди» рядом с графическим обозначением соответствующего коммутационного аппарата, а также отображен знак плаката «Не включать! Работа на линии» рядом с символом разъединителя, которым подается напряжение на ЛЭП. Допускается отображать знаки плакатов после заземления ЛЭП, оборудования;

при выполнении работ под напряжением в АРМ оперативного персонала подстанции (электростанции) должен быть отображен знак плаката «Работа под напряжением. Повторно не включать!» на схеме рядом с символом выключателя, которым подается напряжение на ЛЭП;

на ключи управления и ручные приводы коммутационных аппаратов и заземляющих разъединителей плакаты безопасности должны вывешиваться после окончания переключений при выполнении проверки положений разъединителей и заземляющих разъединителей непосредственно на месте их установки (до выдачи сообщений о произведенных мероприятиях по выводу ЛЭП в ремонт и до выдачи разрешения на подготовку рабочего места);

при дистанционном управлении коммутационными аппаратами с АРМ оперативного персонала ЦУС, НСО и (или) диспетчерского персонала ДЦ знак плаката «Не включать! Работа на линии!» должен быть отображен в АРМ диспетчерского или оперативного персонала, в чьем соответственно диспетчерском или технологическом управлении находится ЛЭП, на схеме рядом с символом разъединителя, которым подается напряжение на ЛЭП;

при дистанционном управлении коммутационными аппаратами с АРМ оперативного персонала ЦУС, НСО и (или) диспетчерского персонала ДЦ знак плаката «Работа под напряжением. Повторно не включать!» должен быть отображен в АРМ диспетчерского или оперативного персонала, в чьем соответственно диспетчерском или технологическом управлении находится ЛЭП, на схеме рядом с символом выключателя, которым подается напряжение на ЛЭП;

при выполнении переключений по вводу в работу ЛЭП, оборудования плакаты безопасности (в том числе «Не включать! Работа на линии») должны сниматься в АРМ. С ключей управления и ручных приводов коммутационных аппаратов и заземляющих разъединителей плакаты безопасности должны сниматься перед началом переключений;

при переключениях по выводу из работы трансформатора (автотрансформатора) допускается операции с выключателями, разъединителями низшего напряжения производить до операций с выключателями и разъединителями среднего и высшего напряжения, выполняемых с использованием АРМ диспетчерского персонала ДЦ, оперативного персонала ЦУС, центра управления ВЭС (СЭС) или НСО, а при вводе в работу трансформатора (автотрансформатора) — после операций с выключателями и разъединителями среднего и высшего напряжения, выполняемых с использованием АРМ диспетчерского персонала ДЦ, оперативного персонала ЦУС, центра управления ВЭС (СЭС) или НСО;

передача информации в ДЦ, ЦУС, центр управления ВЭС (СЭС) о выполненных с использованием АРМ или терминалов операциях по отключению, заземлению ЛЭП, оборудования должна осуществляться после проверки положений разъединителей и заземляющих разъединителей непосредственно на месте их установки, в том числе по указателям гарантированного положения контактов в КРУЭ.

200. Переключения на подстанциях нового поколения с постоянным дежурством оперативного персонала должны осуществляться оперативным персоналом подстанции дистанционно с использованием АРМ с учетом особенностей, предусмотренных настоящим пунктом.

Переключения с использованием АРМ и терминалов при исправной оперативной блокировке допускается выполнять единолично.

Перечень переключений с использованием АРМ и терминалов, выполняемых с участием двух лиц, должен быть утвержден техническим руководителем с учетом местных условий.

При выполнении переключений на подстанциях нового поколения с постоянным дежурством оперативного персонала, построенных без применения КРУЭ:

осмотр опорно-стержневой изоляции разъединителей присоединений, задействованных в предстоящих переключениях, должен выполняться оперативным персоналом перед началом переключений в электроустановках;

операции с разъединителями и заземляющими разъединителями с использованием местного управления (в случае отказа дистанционного управления разъединителя, заземляющего разъединителя с АРМ и терминала) разрешаются только во время ликвидации технологических нарушений;

проверка соответствия действительных положений коммутационных аппаратов и заземляющих разъединителей операциям, выполненным с ними с использованием АРМ, должна выполняться после окончания переключений непосредственно на месте установки коммутационных аппаратов и заземляющих разъединителей.

При выполнении переключений на подстанциях нового поколения с постоянным дежурством оперативного персонала, построенных с применением КРУЭ:

осмотр оборудования непосредственно перед началом переключений в электроустановках не выполняется;

взвод пружины привода разъединителя в случае потери питания привода разъединителя разрешается только во время ликвидации технологических нарушений;

в случае если конструкция КРУЭ предусматривает включение заземляющего разъединителя в сторону выключателя одновременно с отключением его разъединителя, проверку отсутствия напряжения на выключателе перед включением заземляющего разъединителя разрешается не выполнять.

201. Переключения на подстанциях нового поколения без постоянного дежурства оперативного персонала должны выполняться с учетом следующих особенностей:

переключения в электроустановках должны осуществляться оперативным персоналом ЦУС, центра управления ВЭС (СЭС), НСО или диспетчерским персоналом ДЦ дистанционно с использованием АРМ без присутствия персонала непосредственно на подстанции, РУ электростанции;

проверка соответствия действительных положений коммутационных аппаратов и заземляющих разъединителей операциям, выполненным с ними с использованием АРМ, а также осмотр опорно-стержневой изоляции разъединителей (в РУ, построенных без применения КРУЭ) должны выполняться после окончания переключений непосредственно на месте установки коммутационных аппаратов оперативным персоналом (персоналом ОВБ) до подготовки рабочего места;

при переключениях в электроустановках, выполняемых с использованием АРМ диспетчерского персонала ДЦ, оперативного персонала ЦУС, центра управления ВЭС (СЭС) или НСО, возможность выполнения каждой операции, контроль положения коммутационных аппаратов и заземляющих разъединителей во время переключений должны определяться (осуществляться) на основании телеметрической информации в АРМ.»;

48) пункт 202 после слова «ЦУС,» дополнить словами «центра управления ВЭС (СЭС),»;

49) в приложении N 4:

а) в пункте 1:

абзац первый изложить в следующей редакции:

«1. Последовательность операций при выводе в ремонт ЛЭП 500 кВ А — Б под наведенным напряжением без последующего включения выключателей ЛЭП на ПС 500 кВ Б.»;

после подпункта 20 слова «- на ПС Б:» исключить;

подпункты 21 — 27 признать утратившими силу;

б) в пункте 2:

подпункты 6 — 12 признать утратившими силу;

подпункт 16 изложить в следующей редакции:

«16) включить линейный разъединитель ЛР Л1;»;

50) в подпункте 5(1) пункта 5 приложения N 5:

подпункт 23 признать утратившим силу;

дополнить после подпункта 27 подпунктом 28 следующего содержания:

«28) вывести газовую и технологические защиты автотрансформатора АТ2 и газовую защиту РПН АТ2.».

2. В требованиях к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок «Правила предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем и объектов электроэнергетики», утвержденных приказом Минэнерго России от 12 июля 2018 г. N 548 <66>:

———————————

<66> Зарегистрирован Минюстом России 20 августа 2018 г., регистрационный N 51938, с изменениями, внесенными приказом Минэнерго России от 13 февраля 2019 г. N 99 (зарегистрирован Минюстом России 14 марта 2019 г., регистрационный N 54038).

1) пункт 5 дополнить следующими абзацами:

«ВЭС — ветровая электростанция;

СЭС — солнечная электростанция.»;

2) пункт 11 дополнить абзацем следующего содержания:

«осуществлять в отношении оборудования ВЭС (СЭС) дистанционное управление из ДЦ, реализующее полное отключение ВЭС (СЭС) или ограничение выдачи ее мощности.»;

3) в пункте 18 слова «может привести к нарушению условий» заменить словами «приводит к нарушению пределов и условий»;

4) пункт 19 после слов «ДЦ, ЦУС» дополнить словами «, центре управления ВЭС (СЭС), структурном подразделении потребителя электрической энергии, созданном в соответствии с Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утверждаемыми Минэнерго России, для осуществления функций оперативно-технологического управления, в том числе функций технологического управления и ведения, в отношении принадлежащих ему объектов электросетевого хозяйства (далее — структурное подразделение потребителя электрической энергии),»;

5) пункт 24 после слов «ДЦ, ЦУС,» дополнить словами «центре управления ВЭС (СЭС), структурном подразделении потребителя электрической энергии,»;

6) дополнить после пункта 26 пунктами 26(1), 26(2) следующего содержания:

«26(1). Центр управления ВЭС (СЭС) должен разрабатывать и утверждать инструкции по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима в электроустановках ВЭС (СЭС), оборудование и устройства которых находятся в технологическом управлении или ведении центра управления ВЭС (СЭС). Указанные инструкции должны разрабатываться в соответствии с требованиями Правил, с учетом требований инструкций по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима всех ДЦ, к объектам диспетчеризации которых относятся оборудование и устройства ВЭС (СЭС), в отношении которых центр управления ВЭС (СЭС) осуществляет функции технологического управления или ведения, а также требований инструкций по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима ЦУС, в технологическом управлении которого находятся ЛЭП, отходящие от ВЭС (СЭС).

26(2). Потребитель электрической энергии, владеющий на праве собственности или ином законном основании объектами электросетевого хозяйства, должен разрабатывать и утверждать инструкции по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима в электроустановках объектов электросетевого хозяйства, оборудование и устройства которых находятся в технологическом управлении или ведении структурного подразделения потребителя, указанного в пункте 19 Правил. Указанные инструкции должны разрабатываться в соответствии с требованиями Правил, с учетом требований инструкций по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима всех ДЦ, в диспетчерском управлении или ведении которых находятся оборудование, устройства РЗА подстанций потребителя электрической энергии или отходящие от них ЛЭП, а также требований инструкций по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима ЦУС, в технологическом управлении или ведении которого находятся оборудование, устройства РЗА подстанций потребителя электрической энергии или отходящие от них ЛЭП.»;

7) пункт 28 после слов «(их филиалами)» дополнить словами «в соответствии с пунктами 26, 26(1), 26(2), 27 Правил»;

пункт 45 изложить в следующей редакции:

«45. При повышении частоты выше 50,05 Гц в первой синхронной зоне (выше 50,20 Гц во второй синхронной зоне или временно выделенных на изолированную работу частях энергосистем), диспетчерский персонал, ответственный за регулирование частоты в синхронной зоне, должен на основании данных автоматизированных систем диспетчерского управления, опроса диспетчерского и оперативного персонала выяснить причины повышения частоты и принять меры к восстановлению частоты до нормально допустимого уровня посредством:

реализации резервов активной мощности генерирующего оборудования электростанций на разгрузку;

перевода ГАЭС в двигательный режим;

запрета вывода в ремонт ЛЭП, оборудования и устройств РЗА, отключение которых приводит к необходимости загрузки или невозможности разгрузки генерирующего оборудования электростанций;

ввода в работу ЛЭП, оборудования и устройств РЗА, включение которых обеспечивает возможность разгрузки генерирующего оборудования электростанций;

разгрузки ВЭС (СЭС), вплоть до полного отключения ВЭС (СЭС);

разгрузки генерирующего оборудования электростанций до технического минимума, в том числе отключением котлов на дубль-блоках, газовых (паровых) турбин в составе парогазовых и газотурбинных установок;

разгрузки атомных электростанций;

отключения в резерв генерирующего оборудования тепловых электростанций, находящегося в работе.».

9) абзац третий пункта 68 изложить в следующей редакции:

«разгрузки генерирующего оборудования электростанций в передающей части энергосистемы, в том числе разгрузки ВЭС (СЭС) вплоть до полного отключения ВЭС (СЭС);»;

10) пункт 83 изложить в следующей редакции:

«83. Если отключение КВЛ привело к последствиям, указанным в пункте 76 Правил, необходимо произвести опробование отключившейся КВЛ без осмотра оборудования и без выяснения причины отключения путем осмотра панелей РЗА при условии:

наличия АПВ на КВЛ;

отсутствия защиты кабельного участка с абсолютной селективностью, а при наличии защиты кабельного участка с абсолютной селективностью — отсутствия срабатывания такой защиты;

отсутствия признаков работы УРОВ (по данным информационных систем);

отсутствия информации от персонала объектов электроэнергетики о повреждении оборудования, препятствующего опробованию.».

Источник