Руководство по эксплуатации электростанций собственных нужд

МИНИСТЕРСТВО ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ СССР

ГЛАВНОЕ УПРАВЛЕНИЕ ЭНЕРГЕТИКИ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СВЯЗИ

ВСЕСОЮЗНЫЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ
ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ (ВНИИГАЗ)

РУКОВОДСТВО ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
СОБСТВЕННЫХ НУЖД

     УТВЕРЖДЕНО начальником Главного управления энергетики и технологической связи.

          Обязательно для электростанций системы Министерства газовой промышленности СССР.

          «Руководство по эксплуатации электростанций собственных нужд на объектах газовой промышленности» составлено лабораторией Электропривода и электроснабжения ВНИИГАЗа с учетом существующих нормативных документов: «Правил технической эксплуатации дизельных электростанций»,  «Правил устройства электроустановок», государственных стандартов на двигатели внутреннего сгорания, электростанции и электрооборудование, а также действующие инструкции по эксплуатации электростанций типа (IIГД100, Г68, МГ-3500, АПС-14, ПАЭС-2500, АС-804, КАС-500), на предприятиях газовой промышленности.

          Работа выполнена коллективом в составе: Трегубов И.А., Савенко Н.И., Фомин В.П., Овчаров В.П.

          «Руководство….» предназначается для инженерно-технических работников и обслуживающего персонала электростанций собственных нужд, а также может быть рекомендовано проектно-конструкторским организациям.

          В соответствии с проектом «Основных направлений экономического и социального развития СССР на 1981-1985 гг. и на период до 1990 г.» намечено дальнейшее значительное развитие топливно-энергетической базы страны, предполагается дальнейшее развитие Западно-Сибирского комплекса, который в перспективе станет основным поставщиком нефти и газа.

          Успешное решение поставленных задач базируется на опережающем создании и развитии систем электроснабжения объектов бурения, добычи, переработки и транспорта газа. Создание высоконадежных систем электроснабжения в районах, характеризующихся сложными природно-климатическими условиями, отсутствием дорог, своеобразным световым режимом — полярные ночи, при большом количестве водных преград, болот и районов с вечномерзлыми грунтами, требует решения целого ряда проблем, большинство из которых не имеет аналогий и их необходимо было решать впервые и в весьма сжатые сроки.

          Первый этап развития энергетики газовой промышленности базировался на строительстве электростанций собственных нужд, обеспечивающих промышленные объекты бурения, добычи и транспорта газа электроэнергией заданного качества при строго лимитированном количестве. Параллельно велось строительство линий электропередачи с целью создания локальных систем электроснабжения отдельных промышленных объединений.

          Дальнейшее развитие энергетики опиралось на строительство и ввод в действие крупных подстанций и линий электропередачи напряжением 110-220 кВ от государственных энергосистем и создание резервных и аварийных электростанций собственных нужд.

          В перспективе будет продолжено формирование единой системы электроснабжения объектов газовой промышленности в Западной Сибири. Дальнейшее развитие получит электросетевое строительство, объемы которого возрастут по сравнению с предыдущей пятилеткой. В перспективе намечается создание единой системы электроснабжения крупнейших газодобывающих провинций, объектов переработки газа и газового конденсата и объектов транспорта газа.

          Решение проблем обеспечения высокой надежности в работе систем электроснабжения объектов газовой промышленности в предстоящий период должно базироваться на том богатом опыте, который был накоплен в ряде отраслей народного хозяйства и в газовой промышленности за прошедшие годы.

          Планирование развития энергетики газовой  промышленности должно базироваться на прогрессивных средних показателях, удовлетворяющих требованиям высокой надежности и обеспечивающих повышение эффективности работы промышленных объектов отрасли.

          Электростанции собственных нужд в районах Крайнего Севера имеют статус источников обеспечения жизнедеятельности районов в экстремальных природно-климатических и аварийных ситуациях и являются  одним из важнейших  элементов систем электроснабжения.

          Электроснабжение промышленных предприятий газовой промышленности осуществляется от сетей энергосистем или от собственных электростанций, оснащенных электроагрегатами с поршневым или газотурбинным приводом. Наиболее многочисленными в газовой промышленности промышленными объектами являются объекты транспорта газа — компрессорные станции (КС) магистральных газопроводов. Компрессорные станции осуществляют перекачку природного газа по трубопроводам и оснащены газоперекачивающими агрегатами различных типов. Наиболее многочисленны КС, оснащенные газотурбинными агрегатами различной мощности, затем идут КС, оснащенные электроприводными газоперекачивающими агрегатами и КС, оснащенные поршневыми агрегатами.

          Установленная мощность КС с газотурбинными газоперекачивающими  агрегатами (ГПА) достигает сотен МВт и к системам их электроснабжения предъявляются весьма высокие требования. КС, оснащенные электроприводными ГПА, имеют установленную мощность десятки и реже до 100 и более МВт и надежность их электроснабжения целиком определяется надежностью существующих внешних сетей энергосистем.

          КС, оснащенные поршневыми ГПА, имеют мощность в десятки МВт и достаточно устойчивы к нарушению в питании их электроэнергией.

          Энергетической системой называется совокупность электростанций, электрических и тепловых сетей, соединенных между собой и связанных общностью режима в непрерывном процессе производства, преобразования и распределения электрической энергии и тепла при общем управлении этим режимом.

          Электрическая часть энергосистемы и питающиеся от нее приемники электрической энергии, объединенные общностью процесса производства, передачи, распределения и потребления электрической энергии, называются электроэнергетической системой.

          Электроустановками называется совокупность машин, аппаратов, линий и вспомогательного оборудования (вместе с сооружениями и помещениями, в которых они установлены), предназначенных для производства, преобразования, трансформации, передачи, распределения электрической энергии и преобразования ее в другой вид энергии.

          Электроустановки по условиям электробезопасности разделяются “Правилами устройства электроустановок (ПУЭ-85)», на электроустановки напряжением до 1000 В и электроустановки напряжением выше 1000 В (по действующему значению напряжения)  /1/.

     Потребителем электрической энергии называется электроприемник или группа электроприемников, объединенных технологическим процессом и размещающихся  на определенной территории.

          Электроприемником (приемником электрической энергии) называется аппарат, агрегат, механизм, предназначенный для преобразования электрической энергии в другой вид энергии.

          Электрической сетью называется совокупность электроустановок для передачи и распределения электрической энергии, состоящая из подстанций, распределительных устройств, токопроводов, воздушных и кабельных линий электропередачи, работающих на определенной территории.

          Системой электроснабжения называется совокупность электроустановок, предназначенных для обеспечения потребителей электрической энергией.

          Электроснабжением называется обеспечение потребителей электрической энергией /1/.

          Централизованным электроснабжением называется электроснабжение потребителей от энергосистемы (СЭС).

          Локальной системой электроснабжения называется электроснабжение потребителей от электростанции собственных нужд (ЭСН).

          В состав системы электроснабжения входят источники электроснабжения и электрические сети, предназначенные для передачи электроэнергии от места ее производства до мест потребления, которые включают в себя воздушные и кабельные линии, трансформаторные и распределительные подстанции.

          Электрические сети различают: районные, предназначенные для электроснабжения больших районов, связывающие районные электростанции между собой и центрами нагрузок (напряжение 110 кВ и выше), местные — для питания небольших районов с радиусом 15-20 км, например промысловые объекты, объекты КС — жилпоселка — водозабора и т.п. напряжением  до 35 кВ включительно.  В газовой промышленности достаточно большое количество вдольтрассовых ЛЭП, предназначенных для электроснабжения линейных потребителей магистральных газопроводов (установок катодной защиты, крановые площадки, пункты телемеханики и т.п.) с классом напряжения до 35 кВ.

          Линии передачи свыше 220 кВ, связывающие между собой электрические системы, принято называть межсистемными.

     Потребители электроэнергии промышленных объектов газовой промышленности имеют электроснабжение от районных и местных сетей электроэнергетических систем и от электростанций собственных нужд рис. 1.1, рис.1.2.

          Нередко  в районах со сложными природно-климатическими условиями электроснабжение осуществляется от ЭСН и централизованного электроснабжения. При напряжении 6-10 кВ обеспечивается электроснабжение потребителей в радиусе 10-15 км при их мощности до 500 кВт.

          При напряжении 35-110 кВ можно обеспечить электроснабжение промышленных объектов в радиусе 20-50 км при их мощности до 10000 кВт. Линии локальных систем электроснабжения присоединяются к распределительным устройствам генераторного напряжения электростанций  (6-10 кВ).

          В этих районах на достаточно большой промежуток времени будут сохранены электростанции собственных нужд, которые и обеспечат электроснабжение промышленных и культурно-бытовых объектов этих районов в экстремальных условиях. Этот путь часто оказывается не только оправдан экономически, но и является единственно приемлемым в районах, где в достаточном количестве имеется природный газ.

          Использование высокоавтоматизированных электроагрегатов с поршневым или газотурбинным приводом, работающих на природном газе, в блочном исполнении в ряде конкретных районов может обеспечить более экономичное и более надежное электроснабжение, чем при сооружении длинных линий передачи от энергосистем на сравнительно небольшие мощности, необходимые для электроснабжения промышленных объектов газовой промышленности.

          Линии промышленных объектов присоединяются к распределительным устройствам генераторного напряжения ЭСН (6-10 кВ) или распределительным устройствам подстанций напряжением до 110 кВ, называемым центрами питания (ЦП). От ЦП электроэнергия подводится к распределительным пунктам  (РП), от которых поступает к электроустановкам потребителей без изменения величины напряжения или к трансформаторным  подстанциям (ТП), понижающим напряжение перед распределением между отдельными электроприемниками.

          Линия передачи, по которой передается электроэнергия от ЦП к РП или подстанции без распределения этой энергии по ее длине, называется питающей, а линия передачи, имеющая несколько мест отбора электроэнергии по длине  (несколько ТП или вводов к потребителям), называется распределительной.

          Сети напряжением до 1000 В, прокладываемые непосредственно на территории промышленного объекта  (и в зданиях) потребителей, также подразделяют на питающие, отходящие от источника питания (подстанции) к групповому распределительному пункту, и на распределительные, непосредственно питающие электроприемники.

          При выборе вариантов схем электроснабжения объектов в газовой промышленности руководствуются существующими положениями ПУЭ /1/. Рекомендации ПУЭ не содержат количественных нормативов надежности и не позволяют количественно оценить надежность конкретной схемы, они представляют собой формализованную систему категорирования электроприемников, разработанную на основе практического опыта проектирования и эксплуатации электрических систем, сетей и установок.

          Необходимая степень надежности электроснабжения в соответствии с ПУЭ определяется характером потребителей, их ролью и важностью в народном хозяйстве, масштабом возможного ущерба при перерывах электроснабжения. В связи с тем, что каждая отрасль народного хозяйства имеет часто присущую только для нее специфику производства (к таким отраслям относится и газовая промышленность), то в дополнение к ПУЭ в таких отраслях разрабатываются отраслевые руководящие технические материалы по нормированию категорийности электроприемников с учетом специфики, присущей данной отрасли (в газовой промышленности РД 51-122-87). При определении категорийности того или иного электроприемника оцениваются последствия, к которым приводит внезапный перерыв в электроснабжении того или иного электроприемника.

          По характеру последствий внезапного перерыва в электроснабжении все электроприемники можно разделить на две группы:

          — с экономическим характером последствий, случай, когда эти последствия можно подсчитать в денежном выражении;

          — с неэкономическим характером последствий, случай, когда оценка последствий в денежном выражении невозможна или полностью не исчерпывает этих последствий. В этом случае руководствуются категорией тяжести последствий, возникающих при перерывах в электроснабжении, определяемой по имевшим место аналогиям, либо по прогнозам экспертов.

          В различных отраслях народного хозяйства вводят нормированные показатели, как правило, по продолжительности внезапного перерыва в электроснабжении или величине разового ущерба, и на основании этих критериев определяется категорийность электроприемников.

          Наиболее эффективным способом обеспечения электроприемников рациональным уровнем надежности электроснабжения является проведение технико-экономической оценки надежности электроснабжения.

     Технико-экономическая оценка уровня надежности заключается в:

          — количественной оценке разовых ущербов от внезапного перерыва электроснабжения потребителя;

          — количественной оценке характеристик таких нарушений (чаще всего — в ожидаемой частоте и продолжительности перерывов) — т.е. расчете надежности;

          — определении по первым двум вышеприведенным оценкам величины ожидаемого ущерба в год при существующем в данной схеме уровне надежности.

          Методическая сторона вопроса достаточно ясна, и в ряде отраслей промышленности такие работы выполнены или же выполняются. Для газовой  промышленности этот вопрос достаточно сложен, это объясняется отчасти неопределенностью задачи определения ущерба, поскольку продукция газовой промышленности — природный газ — используется очень широко и дать дифференцированную,   либо какую-то усредненную оценку практически не представляется возможным.

          Слагаемые ущерба весьма многоплановы и не поддаются точному математическому описанию — ущерб от перерывов электроснабжения в добыче газа, ущерб от перерывов электроснабжения при транспорте газа и ущерб от перерывов в подаче газа у потребителей. Однако не вызывает сомнений то, что необходимо иметь нормативную документацию, регламентирующую выбор варианта схем электроснабжения для различных электроприемников газовой промышленности в зависимости от требуемой по условиям технологического процесса надежности электроснабжения.

          Многолетний опыт эксплуатации показал, что перерывы электроснабжения приводят к аварийным ситуациям на газодобывающих и газотранспортных комплексах (аварийная остановка оборудования, повреждение или выход из строя газоперекачивающих агрегатов КС, расстройство технологического процесса добычи и транспорта газа и ущерб народному хозяйству, связанный с недоотпуском газа потребителям).

          Специфичной особенностью электроснабжения объектов газовой промышленности является и то, что не все объекты могут иметь питание от внешних независимых источников питания.

          В настоящее время можно выделить три наиболее характерных типа схем электроснабжения:

          — два независимых источника электрической энергии по двум питающим линиям,

     — один независимый источник электрической энергии по одной питающей линии, второй независимый источник — электростанция собственных нужд,

          — электростанция собственных нужд, как правило, оснащенная электроагрегатами с поршневым или газотурбинным приводом (IIГД100, 6ГЧН 36/45, МГ-3500, ПАЭС-2500).

          Как это уже отмечалось выше, основными объектами, как по степени важности, так и по количеству, являются компрессорные станции магистральных газопроводов, поэтому целесообразно проводить анализ применительно к этим объектам.

          В реальных условиях эксплуатации возможны следующие нарушения нормального режима электроснабжения:

          — кратковременные или длительные отклонения напряжения (частоты) от номинального;

          — перерывы электроснабжения по одному из независимых источников с предварительным предупреждением;

          — внезапные кратковременные (до нескольких секунд) перерывы  электроснабжения или глубокие посадки напряжения (частоты), вызванные переходными процессами в энергетической системе электроснабжения КС или внезапными кратковременными отключениями электростанций собственных нужд;

          — внезапные длительные (до нескольких часов) отключения питающей линии электропередач или электростанций собственных нужд.

          Как показывает опыт эксплуатации, кратковременные или длительные отклонения частоты и напряжения от номинального не вносят существенно изменений в режим работы КС.

          В  случаях перерывов электроснабжения по одному из независимых источников с предварительным предупреждением (как правило на несколько часов) питание КС осуществляется от другого независимого источника. В этом случае надежность обеспечения электроэнергией не соответствует требованиям и иногда имеют место остановки КС.

          Для предотвращения остановок КС из-за кратковременных перерывов  электроснабжения при глубоких падениях напряжения или частоты  необходимо решать ряд задач по увеличению интервала времени, в течение которого возможна работа ГПА без электроэнергии от внешнего источника (до 5 мин), и оснащение КС аварийными источниками электроснабжения с автоматизированным запуском (III степень автоматизации по ГОСТ 10032-80) и временем от момента подачи сигнала на пуск до момента приема нагрузки до 30 с.

          В случаях внезапных, длительных отключений питающих линий или остановки электростанции собственных нужд, как правило, происходят остановки КС и нарушается нормальный режим работы всей газотранспортной системы. Предотвращение подобных случаев является важнейшей задачей проектирования и эксплуатации электростанции, сетей и электроустановок.

     Создание систем, полностью исключающих перерывы в электроснабжении, сопряжено со значительными капитальными и эксплуатационными затратами и практически недостижимо. Поэтому создание систем электроснабжения газодобывающих и газотранспортных комплексов основывается на методах проектирования и эксплуатации, обеспечивающих минимальные затраты при заданном уровне надежности.

          В последние годы выполнен ряд работ, посвященных вопросам повышения  надежности работы систем электроснабжения КС магистральных газопроводов /2-8/. Вопросам повышения надежности работы систем электроснабжения в электроэнергетике посвящено досточно большое количество работ /8-15/. Однако применение инженерных методик расчета применительно к объектам газовой  промышленности затруднено из-за отсутствия достоверной информации по ряду показателей вновь применяемого оборудования и специфики его использования.

          В связи с этим оценка показателей надежности систем электроснабжения предприятий добычи и транспорта газа выполняется недостаточно точно, часто приводит к проектным решениям, обладающим заниженными эксплуатационными показателями надежности.

          В энергетике народного хозяйства можно выделить три основные группы задач, требующих количественной оценки надежности при проектировании электрических систем, сетей и установок:

          — определение оптимальных резервов мощности генерирующих источников в энергетике и распределение их по электростанциям;

          — выбор оптимальных схем электрических сетей (межсистемных, системообразующих, распределительных) и схем электроснабжения отдельных энергоузлов и предприятий;

          — выбор рациональных схем распределительных устройств (РУ)  электростанций и подстанций.

          Поставленные  задачи решаются на основе ретроспективного анализа статистических данных тем успешнее, чем достовернее статистические показатели надежности элементов энергосистем.

          Поставленные задачи решаются в энергетике народного хозяйства применительно к мощным энергетическим системам (мощностью более 1 млн. кВт).

          Причем  при числе параллельных цепей, равном трем, и при условии, что каждая из цепей обеспечивает 100%  потребности в электроэнергии, электроснабжение считается практически безотказным, расчет надежности не приводится.

     Однако  для объектов, располагающихся в районах Крайнего Севера и Западной Сибири, суммарная мощность не превышает  тысяч и самое большее десятков тысяч киловатт (см. табл. 1.1) и, кроме того, создание систем с числом параллельных цепей, равным трем, в данных районах даже в отдаленном будущем весьма проблематично.

          Следовательно, необходимо решать задачи создания надежных систем электроснабжения объектов газовой промышленности, располагающихся в районах Севера, на базе накопленного опыта эксплуатации аналогичных объектов, с учетом специфики и особенностей,  присущих объектам газовой промышленности, работающих в сложных климатических и природных условиях.

          Для обеспечения оптимального уровня надежности электроснабжения электроустановок газодобывающих и газотранспортных комплексов с учетом плановых и внеплановых отключений основного оборудования электростанций и систем, будем исходить из следующих основных положений:

          — на этапах строительства объектов и первых лет эксплуатации электроснабжение обеспечивается от электростанций собственных нужд, оснащенных электроагрегатами с поршневыми или газотурбинными двигателями;

          — при строительстве ЛЭП и наличии внешних источников электроснабжения, учитывая отсутствие достаточно достоверных данных о работе ЛЭП в условиях Севера, основным источником электроснабжения следует считать электростанцию собственных нужд, работающую на природном газе, а ЛЭП используется как резервный источник электроснабжения (АВР);

          — в качестве мер, повышающих уровень надежности систем электроснабжения КС и других объектов, отнесенных к первой категории электроснабжения в соответствии с ПУЭ, следует применять аварийные источники электроснабжения, обеспечивающие пуск и прием нагрузки за время не более 30 с /9/.

          Наиболее важными вопросами проектирования и эксплуатации являются вопросы разработки оптимального варианта электростанции собственных нужд объекта, расположенного в районах, где энергетические системы отсутствуют или проектируются в перспективе.

          Разработка  рекомендаций  по проектированию электростанций собственных нужд должна учитывать решение вопросов резервирования и аварийного электроснабжения электроприемников первой категории.

     Как известно, надежная работа современного технологического оборудования КС, располагающего большим количеством различных потребителей электрической энергии, невозможна без создания дифференцированных систем электроснабжения, с введением и обеспечением предпочтительного электроснабжения электроприемников первой категории в самых сложных ситуациях энергетических кризисов в системах электроснабжения. Одним из методов, позволяющих повысить надежность электроснабжения потребителей и устойчивость работы  электростанции, является резервирование. Резервирование источников электроснабжения очень широко применяется в ряде различных производственных процессов, где не допускаются перерывы в электроснабжении. Требования к резервным источникам оговариваются в каждом конкретном случае.

          Например, электроснабжение предприятий связи, как правило, должно резервироваться собственными дизель-генераторами, стационарными электростанциями, автоматизированными по III степени (ГОСТ 10032-80), принимающими на себя нагрузку за время не более 30 с. Число и мощность агрегатов сетевых  узлов определяется в соответствии с расчетом. Должен предусматриваться 100% резерв агрегатов (двойной комплект).

          В энергетике, для обеспечения оптимального уровня надежности электроснабжения потребителей с учетом разного рода отключений, планируют создание эксплуатационных резервов мощности следующих видов:

          — частотный (пиковый),

          — ремонтный,

          — аварийный.

          Частотный (пиковый) резерв предназначен для поддержания частоты в энергосистеме и компенсации случайных колебаний нагрузки.

          Величина его определяется при разработке перспективных режимов электроснабжения.

          Ремонтный резерв предназначен для компенсации располагаемой мощности системы при выводе агрегатов электростанций в плановый (текущий, капитальный) ремонт. Мощность ремонтного резерва пропорциональна суммарной установленной мощности электростанций и определяется типом оборудования.

          Аварийный резерв служит для компенсации мощности в энергосистеме при вынужденных, внеплановых остановках электроагрегатов электростанций  и определяется в зависимости от ряда факторов, таких как:

          — располагаемой структуры и мощности генерирующих установок;

          — среднегодовой величины внеплановых простоев;

          — конфигурации графиков электрической нагрузки;

          — пропускной способности и надежности межсистемных связей.

          Экономическим критерием величины аварийного резерва мощности является минимум приведенных затрат в энергетике — на установку и эксплуатацию дополнительной резервной мощности, а у потребителя — величина ущерба от перерывов в электроснабжении.

          В газовой промышленности последняя величина не является стабильной для различного технологического  оборудования и, например, для КС может колебаться в очень широких пределах (нормальная остановка ГПА — минимум затрат, выход из строя ГПА по причине перерыва в электроснабжении — максимум затрат, плюс затраты на недоотпуск газа потребителям).

          Расчет оптимальной величины аварийного резерва ЭЭС производится по специальным алгоритмам на ЦВМ. Вопросы аварийного резервирования источников электроснабжения наиболее важных объектов являются весьма актуальными и в настоящее время единого мнения на ряд специфичных вопросов не имеется, хотя данному вопросу посвящено немало трудов как в отечественной, так и в зарубежной литературе.

     Например /12/, при анализе вопросов создания надежного резервирования электроснабжения для атомных электростанций отмечается, что в качестве резервных источников используются дизель-генераторы мощностью 3300-7000 кВт, наиболее распространены дизель-генераторы мощностью 5000 кВт.

          Основное требование к дизель-генераторам — это высокая надежность. Дизель-генераторы должны обеспечивать быстрый и безотказный пуск, принятие нагрузки и достаточно длительную безаварийную работу. Они должны обладать 99% надежностью при степени доверительности 95%.

          Дизель-генераторы должны обеспечивать пуск, выход на номинальную частоту вращения и прием нагрузки за 10-30 с. Система охлаждения дизель-генераторов должна обеспечивать поддержание установки в нагруженном резерве для осуществления пуска с первой попытки.

          Отмечается также, что отсутствие общепринятого квалификационного стандарта на процедуру испытаний дизель-генераторов для обеспечения 99% надежности вносит несогласованность в программы испытаний, разработанных различными фирмами.

          Например, с требованием, чтобы из 300 пусков дизель-генераторов с выходом на 50% нагрузку, 298 были успешными, некоторые фирмы не соглашаются, считая эту процедуру слишком дорогостоящей и не дающей полной гарантии достижения требуемой цели.

          Фирма «Делавель Энджи» предлагает испытания, состоящие из 30 запусков, при этом 29 пусков должны быть успешными, выход на номинальную частоту вращения и принятие 50% нагрузки за 10 с и меньше. Пуск осуществляется из прогретого состояния.

          Как видно  из приведенных материалов, требования по надежности электроснабжения очень тесно связаны с характером производства и в каждом конкретном случае разрабатываются с учетом ряда факторов, характеризующих специфику производства.

          Как показывает анализ зарубежного опыта и опыта многолетней эксплуатации КС магистральных газопроводов, имеющих различные схемы электроснабжения, наиболее экономичны и надежны схемы электроснабжения, имеющие резервированные источники электроснабжения плюс аварийные источники, включаемые на время перехода с одного источника на другой. Как отмечалось выше, вопросы, связанные с определением количества источников электроснабжения, качественных показателей электростанций собственных нужд и их характеристик надежности, имеют сугубо специфические решения в самых различных областях общественного производства.

          При проектировании источников электроснабжения КС приходится учитывать ряд специфических требований, предъявляемых отдельными потребителями электрической энергии к эксплуатационной надежности источников электроснабжения, применяемого технологического оборудования, данных ретроспективного анализа эксплуатации аналогичных источников в близких климатических условиях и целый ряд местных факторов. Надежность работы системы электроснабжения в конкретных условиях эксплуатации может быть оценена по соответствующей статистической информации, накапливаемой в течение ряда лет.

     В соответствии с методами статистических вычислений величина вероятности отказа исследуемой системы /8/ определяется в результате анализа статистических данных и зависит от количества обрабатываемого статистического материала. Так, например, для определения вероятности события   Р = 0,95    при допустимой ошибке Е = 0,05 необходимо иметь не менее 384 наблюдений, а для Р = 0,99 потребуется 663 наблюдения. Таким образом, из приведенных данных следует, что для определения вероятности безотказной работы системы электроснабжения КС требуется проведение длительных наблюдений в течение ряда лет, в конкретных природно-климатических условиях, что не всегда приемлемо, поскольку задача проектирования систем электроснабжения в условиях Севера и Западной Сибири актуальна именно сегодня.

          Отечественный опыт построения таких систем недостаточно велик, и в данном случае весьма полезным может быть анализ работы аналогичных систем за рубежом. В зарубежной практике на КС с газотурбинным приводом (ГТУ) наиболее распространены следующие схемы электроснабжения:

          — автономное электроснабжение от электрогенераторов с приводом от ГТУ — обеспечиваются потребности насосов и вспомогательного оборудования. Промежуточный резерв — аккумуляторная батарея, обеспечивающая питание в течение времени, необходимого для ввода в действие основного резерва, вспомогательного генератора с газовым двигателем, как правило, поршневым;

          — электроснабжение от внешнего источника. Промежуточный резерв — аккумуляторная батарея, основной резерв — вспомогательный генератор с газовым двигателем. В некоторых случаях масло-насосы навешены на ГТУ.

          Такие схемы электроснабжения типичны для КС мощностью 6-14 тыс. кВт США и Канады. Для резервирования электроснабжения более мощных КС используются электроагрегаты с газотурбинным приводом. Примером может служить КС Оммен (Нидерланды) мощностью 220 тыс. кВт.

          Электроснабжение КС осуществляется от внешних источников (два независимых ввода), но в то же время на станции установлены два резервных электроагрегата с газотурбинным приводом мощностью по 750 кВт (резервируется каждый из двух вводов).

          На время запуска этих турбогенераторов в течение 5-10 мин. работает мощный преобразователь постоянного тока в переменный (от аккумуляторных батарей). Как видно из приведенных материалов, зарубежные КС средней мощности имеют двойное резервирование (внешний или автономный источник, аккумуляторная батарея, резервный электроагрегат), а более мощные КС имеют электроснабжение, резервированное четырехкратно (от двух независимых резервируемых источников и аккумуляторной батареи).

     Удовлетворение существующих потребностей в электроагрегатах  для выработки электроэнергии на различных промышленных объектах по добыче и транспорту природного газа — задача достаточно сложная. Ее решение связано с разработкой ряда теоретических проблем и проведением значительного количества экспериментальных работ по разработке мощностного ряда электроагрегатов различного назначения, созданию серийных газовых электроагрегатов на базе дизель-генераторов и агрегатов с газотурбинным приводом, а также согласованию  работ в данном направлении между министерствами заказчиками и изготовителями электроагрегатов и электростанций.

          Потребность в газовых двигателях для использования в составе электроагрегатов  по выработке электроэнергии постоянно растет, а с течением замени ценность природного газа как моторного топлива будет возрастать, и следует ожидать разработки специальных двигателей, работающих по циклам с частичным использованием или только на чистом природном, попутном, синтегазах и водородосодержащих смесях.

          Потребность в двигателях для привода генераторов электрической энергии и ряда других потребителей газовых промыслов и газотранспортных предприятий, с ростом объема добычи и транспорта газа в районах Севера и Средней Азии непрерывно возрастает.

          Разработка месторождений природного газа, строительство магистральных газопроводов и других объектов в районах Западной Сибири и др. требует создания высоконадежных, мобильных силовых агрегатов в блочной компоновке, приспособленных  к работе в суровых климатических условиях как автономно, так и в составе групповых производственных комплексов. В табл. 1.2 приведены данные по электроагрегатам и электростанциям общепромышленного назначения.

          Требования повышенной надежности предъявляются ко всем источникам электрической энергии, обеспечивающим потребности предприятий газовой промышленности. Зарубежный и отечественный опыт создания систем гарантированного обеспечения электроэнергией как передвижных установок (судовые энергоустановки, тепловозные и т.д.), так и промышленных предприятий, показал, что наиболее полно отвечают требованиям, предъявляемым к резервным и аварийным источникам электроснабжения — энергетические установки с поршневыми двигателями внутреннего сгорания.

          Газовые мотор-генераторы в газовой промышленности используются в качестве основных, резервных и аварийных источников электроснабжения на компрессорных станциях магистральных газопроводов и промыслов, головных сооружениях газопроводов, в бурении, на станциях радио-релейной связи, станциях катодной защиты и ряде других объектов.

     Необходимая мощность источников электроснабжения для наиболее важных объектов газовой промышленности может быть оценена следующим рядом: 630, 1000, 1600, 2500, 6000, 12000 кВт. Усредненные данные по объектам взяты по фактическим данным эксплуатации и проектам новых объектов.

          Анализ показал, что необходимая мощность источников электроснабжения для отдельных объектов в основном не превосходит 5000 кВт.

          Как показывает зарубежный опыт /15/, при необходимости обеспечения нагрузки в пределах от 0,5 до 50 МВт, наиболее надежным  и экономичным является использование электростанций, оснащенных поршневыми двигателями внутреннего сгорания (дизели, газодизели и газовые двигатели). Известны электростанции, оснащенные поршневыми ДВС мощностью до 75 МВт во Франции и до 100 МВт в г. Монровии (Либерия) и ряд других. Использование поршневых ДВС на автономных электростанциях кроме выработки электроэнергии позволяет получать технологическое тепло за счет использования в котлах-утилизаторах тепла выхлопных газов, что существенно улучшает экономические показатели работы электростанции и поднимает общий к.п.д. до 60-70% (рис.1.3). Применение поршневых двигателей для выработки электроэнергии обусловливается высокими к.п.д. и стабильностью выработки электрической энергии в условиях больших  колебаний нагрузки, что особенно важно для потребителей, не допускающих перерывов в электроснабжении (КС магистральных газопроводов и др.), и, кроме того, следует отметить, что количество вырабатываемого вторичного тепла (в комплексных установках) не зависит от величины вырабатываемой злектроэнергии и может поддерживаться на постоянном уровне.

     Газовые турбины, особенно с разрезным валом, не могут воспринимать резкие набросы и сбросы электрической нагрузки, в то время как поршневые двигатели свободны от этого недостатка. Кроме того, при уменьшении нагрузки к.п.д. газовых турбин резко падает, а поршневые двигатели сохраняют свой достаточно высокий к.п.д. в широком диапазоне нагрузок. У поршневых двигателей может быть достигнуто более точное регулирование параметров работы и более  высокая экономичность энергоустановки, чем в случаях с использованием газовых турбин (рис.1.4). Следует отметить, что в ряде случаев источники электрической энергии с поршневыми двигателями позволяют обеспечить более надежное электроснабжение объектов, чем от ЛЭП, а как аварийные источники электроснабжения они наиболее эффективны.

           Наиболее целесообразным представляется эксплуатация автоматизированных автономных электростанций (стационарных, резервных,  аварийных, пиковых). Автоматизация операций последовательности пуска агрегатов, синхронизации, приема и распределения нагрузки, автоматическая сигнализация нарушения нормального режима эксплуатации, автоматизация вспомогательных операций дозаправки систем охлаждения, масла и остановки двигателя и т.п. позволяет обслуживать автономные электростанции минимальным числом обслуживающего персонала или обходиться без него.

                                                                                   _________ с газотурбинным приводом;

                                                                                        —————- с поршневыми двигателями внутреннего сгорания

          Для выработки электроэнергии отечественная промышленность предлагает ряд дизель-генераторных установок различной мощности, приведенных в табл.1.3.

          В настоящее время имеется всего три типа газовых двигателей мощностью 630 кВт, 1000 кВт и 3500 кВт, что не удовлетворяет существующие потребности в газотурбинных и поршневых электроагрегатах для нужд газовой промышленности как в передвижных, так и стационарных энергетических установках различной мощности, работающих на природном газе.

          Для обеспечения надежного снабжения потребителей электроэнергией необходимо правильно выбрать источник питания. Прежде всего необходимо выяснить требования потребителей в т.ч. необходимую установленную мощность, напряжение, род тока, частоту, точность регулирования напряжения и частоты, режим работы, условия эксплуатации, вид топлива, систему охлаждения, механическую прочность и допустимые нормы радиопомех.

          Затем для однотипных потребителей строят графики нагрузок, определяя расчетную максимальную нагрузку по формуле

          где:   Р — расчетная максимальная нагрузка, кВт;

                    К — коэффициент спроса;

                    Р — установленная мощность всех потребителей, кВт.

          Коэффициент спроса К учитывает неодновременное включение потребителей, степень их загруженности и коэффициент полезного действия.

          где:   K — коэффициент одновременности;

                   К — коэффициент загрузки;

                   К — к.п.д. потребителей;

                   К — к.п.д. электросетей.

          Учитывая характер потребителей, К  и соs определяют по справочникам.

          После этого можно определить расчетную максимальную нагрузку  S в кВА. При построении  графика нагрузок учитывают потери в электрических сетях (5-10% P) и расходы на собственные нужды (3-5% Р) для стационарных электростанций. Графики однотипных потребителей суммируют и получают суммарный график нагрузок. По максимальным ординатам этого графика определяют необходимую мощность электростанции (электроагрегата) Р.

          Исходя из полученных данных подбирают электроагрегат или группу электроагрегатов. Вопрос создания высоконадежных источников электроснабжения (электростанций собственных нужд) КС с использованием в качестве привода генераторов электроэнергии газотурбинных агрегатов и поршневых ДВС может быть успешно решен, если при определении количества необходимых агрегатов учитывать показатели надежности выбранного типа двигателей и требования к электроснабжению потребителей различной категорийности.

          Основным условием работы электростанций предприятий газовой промышленности является отсутствие перерывов в электроснабжении, т.е. наработка должна составить: Т·n,

     где — Т = 8760 час — календарное время года,

               n — количество агрегатов, постоянно находящихся в работе.

          При этом не учтено то, что часть агрегатов должна находиться на плановом техническом обслуживании, часть в ремонте (внеплановом), а также не учтен необходимый резерв. Учитывая возможности преждевременного выхода из строя отдельных агрегатов, необходимо соответственно увеличивать количество агрегатов электростанции с  целью повышения надежности электроснабжения потребителей до заданного уровня. В связи с этим на электростанции необходимо иметь резерв в течение всего года, т.е. Т·n. При определении количества агрегатов, находящихся в ремонте, следует учитывать данные о наработке на отказ и времени вынужденного простоя, полученные на основе обработки статистических данных  анализа работы принятого типа газотурбинных и поршневых агрегатов в условиях работы на объектах газовой промышленности. По данным эксплуатации для мотор-генераторов IIГД100 и 6ГЧН 36/45 характерно среднее время наработки 29004500 часов в год. Среднее время простоя за тот же период составило для агрегатов типа 6ГЧН 36/45 — 600 часов, для агрегатов типа IIГД100 — 350 часов в год, а для агрегатов ПАЭС-2500 — 350 часов в год.

          Кроме того, все агрегаты станции периодически останавливаются на профилактические осмотры и текущие (плановые) ремонты, т.е. необходимо учитывать время Т·n  (см. табл. 1.3)

          Общий баланс  времени работы электростанции с учетом вышеуказанного за год будет складываться из следующих величин:

          где:      n — число агрегатов, установленные на электростанции;

                      Т — время работы агрегатов в год;

                      Т — время нахождения агрегата в резерве;

                      n — число одновременно работающих агрегатов;

                      n— число агрегатов, находящихся в нагруженном резерве;

                       Т — время нахождения агрегатов на профилактическом осмотре и в текущем ремонте в году;

                        n— число агрегатов, находящихся в ремонте или профилактических осмотрах;

                          Т — время  нахождения (среднестатистическое) агрегатов во внеплановых ремонтах;

                          n — число агрегатов, находящихся во внеплановых ремонтах;

          Если электростанция должна обеспечивать электроснабжение в течение всего года, то:

          Тогда необходимое количество агрегатов для обеспечения электроснабжения КС в течение года

          или                   n= n + n + n;                                              (1.6)

               где:                   n=.                                        (1.7)

               Из формулы следует, что полное количество агрегатов на электростанции может быть определено по трем основным составляющим: n; n; n.  Количество одновременно  работающих агрегатов n может быть различно в зависимости от категории электроприемников (требуемой степени надежности электроснабжения). Поскольку КС магистральных газопроводов относятся к электроприемникам, перерыв в электроснабжении  которых не допускается, то целесообразно предусматривать наличие “нагруженного” резерва, т.е. в работе одновременно должно находиться столько агрегатов и загрузка их должна быть  такова, чтобы при внеплановой  остановке одного из агрегатов оставшиеся в работе имели возможность принять на себя имеющуюся нагрузку на время, необходимое для ввода в действие агрегата из «ненагруженного” (горячего) резерва или же  ремонта вышедшего из строя  агрегата.

          Величина нагруженного резерва определяется коэффициентом загрузки генераторов К   и для электростанций КС магистральных газопроводов и для других объектов с  потребителями  электроэнергии 1-ой категории (см. табл.).  Оптимальные уровни загрузки агрегатов электростанций собственных нужд КС МГ.

          С учетом принятых допущений количество рабочих агрегатов определяется по формуле:

          Как видно из формулы при определении количества работающих агрегатов, мы учитываем необходимую величину “нагруженного” резерва.

          Определение количества резервных агрегатов затруднено тем, что необходимо учитывать ряд специфических условий работы агрегатов на электростанциях собственных нужд различных объектов в сложных климатических и природных условиях, а также показатели надежности выбранного типа агрегатов.

          Предложенная методика определения числа агрегатов электростанции КС МГ упрощает решение данной задачи, за счет введения двойного резервирования и учета специфических особенностей выбранного типа агрегатов в ремонтном резерве.

          Наличие нагруженного резерва на электростанции исключает необходимость иметь в «ненагруженном» резерве более одного агрегата, при условии, что на электростанции установлены агрегаты одного типа, т.е. n=1. Количество ремонтных агрегатов определяется по формуле, которая учитывает специфические особенности выбранного агрегата и его надежность в работе.

          Для агрегатов IIГД100 и ПАЭС-2500 T может быть принято, как это было показано выше — 350 часов, для агрегатов типа 6ГЧН — 600 часов в год. Время нахождения в ремонте определяется режимом работы электростанции и наработкой агрегатов за год.

          В соответствии с назначением и характером использования электростанции условно делятся на основные, резервные и аварийные. Показатели использования и режимы работы электростанций приведены в табл.

          Работа аварийных электростанций регламентируется РД 51-123-87 «Применение на предприятиях газовой промышленности аварийных источников электроснабжения с дизельным приводом» (Москва, ВНИИГАЗ, 1987г.) и РД 51-122-87 «Категорийность электроприемников промышленных объектов газовой промышленности».

          1.5.1. Территория электростанции и склад топлива должны быть ограждены (если они расположены вне промплощадки КС), планировка электростанции должна иметь уклон порядка 0,003, обеспечивающий отвод атмосферных вод от зданий к открытой системе водостоков (закрытая система допускается при наличии промышленной и ливневой канализации).

          1.5.2. Территория электростанции должна иметь систему пожарного водопровода и сеть наружного освещения.

          1.5.3. Передвижные электростанции устанавливаются на ровных сухих площадках, как можно ближе к потребителям или в центре нагрузок. Для этого, предварительно изучив потребителей, составляют схему нагрузок.

          1.5.4. К месту установки электростанции должен быть удобный подъезд автомобилей с топливом и маслом. Обычно склад горючего и смазочных материалов размещают в 20-50 м от электростанции.

          1.5.5. Электроагрегаты, предназначенные для работы в стационарном режиме, устанавливают на специальные фундаменты.

          Глубина заложения их должна быть равной глубине фундамента стен машинного помещения или больше ее и они не должны иметь связи с другими фундаментами.

          1.5.6. Для фундаментов рекомендуется применять кирпич марки не ниже 75, раствор марки не ниже 15 и бетон марки 50 и выше.

          Для крепления электроагрегатов, в фундамент закладывают специальные фундаментные болты или продольные металлические балки. Объем машинного зала зависит от количества устанавливаемых электроагрегатов и их мощности.

          1.5.7. Проход между торцом двигателя со стороны управления и стеной или расположенным у стены оборудованием должен быть не менее 1,75 м, а между торцом электрического генератора и стеной — не менее  0,8-1 м.

          1.5.8. Электростанция должна  быть защищена от воздействий, которыми могут сопровождаться прямые удары молнии.

          1.5.9. Вновь строящиеся здания и сооружения электростанций в отношении строительства и противопожарных требований должны соответствовать СНиП.

          1.5.10. При монтаже следует обеспечить равномерное прилегание рамы к фундаменту при незатянутых болтах. Несоблюдение этого приводит к деформации рамы и обрыву фундаментных болтов или поломки рамы  при работе электроагрегата.

          1.5.11. Горизонтальность верхней плоскости фундамента проверяют по уровню. Допускается отклонение плоскости от горизонтали не более 5 мм на длине 1 м.

     1.5.12. После закрепления электроагрегата на фундаменте производят монтаж изделий, комплектно поставляемых с ним, а также монтаж системы охлаждения, смазки и топлива,  электрооборудования и приборов.

          1.5.13. Фундамент двигателя и соединенного с ним жесткой муфтой электрического генератора должен быть общим.

          1.5.14. Фундаменты двигателей не должны быть жестко связаны со стенами, колоннами и фундаментом здания.

          1.5.15. Амплитуда колебаний фундамента двигателя  не должна превосходить 0,2 мм.

          1.5.16. За состоянием и осадкой фундаментов электростанции мощностью 500 кВт и выше должно быть организовано наблюдение путем осмотра, замера вибраций и инструментальной фиксации положения. Наблюдение должно проводиться в первый год эксплуатации после сооружения электростанции ежемесячно (независимо от качества грунта, на котором он построен). В последующие годы осмотр, замер и фиксация положения фундамента, построенного на нормальном грунте, производится ежегодно, а фундамента, построенного  на макропористых грунтах — ежеквартально до полной стабилизации грунта.

          1.5.17. Помещение машинного зала при длине более 10 м должно иметь не менее двух выходов, расположенных в противоположных концах.

          1.5.18. Основной вход в машинный зал должен иметь размеры, обеспечивающие перемещение крупногабаритных деталей и механизмов. При размере входа, превышающем 2х1 м, применяются двухстворчатые ворота с дверью. Двери помещения должны иметь пределы огнестойкости 0,75 ч.

          1.5.19. Производственные помещения электростанций должны иметь достаточное естественное освещение. Искусственное освещение должно соответствовать следующим величинам (см. табл. 1.4).

          1.5.20. Машинный зал, в котором установлены дизель-генераторы, должны иметь приточную, обеспечивающую трехкратный воздухообмен вентиляции в зимний период, а в летний период — естественную вентиляцию через открывающиеся фрамуги окон.

          1.5.21. Для двигателей предусматривать двухсторонний забор воздуха (зимой — из помещения электростанции, летом — с улицы).

          1.5.22. Вентиляция должна обеспечивать чистоту воздуха, характеризуемую следующими нормами:

     1.5.23. Водяные, тепловые и воздушные трубопроводы необходимо расположить в траншеях или подвале. Траншеи должны быть достаточно вместительными, с бетонными стенами толщиной не менее 10 см, облицованными угловой сталью, покрытыми рифлеными листами и оборудованным дренажом.

          Все шахты, каналы и выемки должны быть закрыты металлическими рифлеными листами или плитами. Пол и площадка вокруг двигателя должны быть ровными и содержаться в чистоте, пролитое на них масло или топливо немедленно убирать.

          Площадка вокруг двигателя, генератора и щитов управления и распределения нагрузки должна быть свободной и не загромождаться деталями. Инструмент, приспособления и запасные части должны храниться в специальном помещении. На трубопроводах нанести стрелки, показывающие направление движения в них жидкости или сжатого воздуха.

          Участок выпускного трубопровода в пределах машинного зала должен иметь тепловую изоляцию. Во время осмотров и ремонта двигателя на всех местах, связанных с подачей сжатого воздуха и топлива, а также пусковой рукоятке и щите управления должны вывешиваться предупреждающие таблички, например: «Не включать! Идет ремонт» и т.д.

          1.5.24. В системах топливо и маслоподачи использовать минимальное количество арматуры, запорных устройств и т.д. Отключающую арматуру предпочтительно выносить за пределы здания электростанции (фургона).

          1.5.25. В машинном зале должны быть обеспечены нормальные условия для эксплуатации двигателя и работы обслуживающего персонала. Для этого при его проектировании и постройке необходимо принять во внимание:

          — Должно быть обеспечено хорошее освещение зала как днем, так и ночью над всем оборудованием агрегата, и, в особенности, у поста управления.

          — Пол  зала должен иметь твердое покрытие. Рекомендуется выложить его керамической плиткой с небольшим уклоном в сторону от дизеля.

          — Грузоподъемные устройства должны обеспечивать подъем и перемещение наиболее тяжелой детали дизеля (блока цилиндров с навешенными на нем агрегатами).

          — При планировке зала следует предусмотреть площадки, предназначенные для размещения частей дизеля во время монтажа и ремонта.

          — На этих площадках не должно быть проемов, трапов, люков, а также нельзя размещать на них вспомогательное оборудование.

          1.5.26. Перед началом монтажа двигатель-генератора в здании электростанции должны быть закончены все общестроительные работы: сооружение фундаментов и их обратная засыпка, прокладка магистральных сетей подвода электроэнергии, воздуха, воды, тепла, канализационных устройств, а также монтаж подъемных средств.

          Перед началом монтажа двигатель-генератор и комплектующее оборудование должны быть осмотрены на отсутствие поломок, коррозии, сохранность изделия и окраски, а также комплектность оборудования.

          Работы  по такелажу двигатель-генератора и его комплектующего оборудования должны производиться по возможности с помощью специальных чалочных и других грузоподъемных приспособлений.

          1.5.27. Блок-бокс с размещенным в нем оборудованием должен допускать транспортирование на железнодорожной платформе с опущенными бортами, автотранспортом и другими видами транспорта (выполнять условия габарита погрузки), перемещение волоком на небольшие расстояния.

          1.5.28. Блок-бокс должен иметь двери одностворчатые в торце и середине вагона: двери должны иметь врезные замки и петли для пломбирования.

          1.5.29. Крыша должна быть съемной (допускается съемная из двух частей). В случае невозможности выполнения всей крыши съемной, в районе расположения двигатель-генератора необходимо предусматривать участок съемной крыши необходимой величины для обеспечения монтажа и демонтажа оборудования. В этом случае допускается установка в торце блок-бокса двухстворчатых ворот для монтажа оборудования.

          1.5.30. Блок-бокс должен иметь утепленные створки (жалюзи) проемов для прохода воздуха через блок охлаждения, при этом створки должны автоматически открываться и закрываться по команде от системы автоматики электростанции. Необходимо предусмотреть также ручной привод створок вентилятора.

          1.5.31. Проемы допускается оборудовать мелкой сеткой, предохраняющей от попадания комаров и гнуса.

          1.5.32. При проектировании системы вентиляции необходимо учесть возможность забора воздуха из блок-бокса вентилятором блока охлаждения.

          1.5.33. Воздух, подаваемый в блок-бокс,  должен быть чистым, запыленность не более 0,01 г/м.

          1.5.34. В блок-боксе должен быть предусмотрен шкаф с самовентиляцией для аккумуляторных батарей и шкаф управления собственными нуждами блок-бокса, обеспечивающий:

          — работу электронагревательных устройств, рабочего и аварийного освещения, вентиляции и их защиту от токов короткого замыкания, подключение к вводу внешней сети переменного тока, и защиту цепей: собственных нужд двигатель-генератора и собственных нужд блок-бокса.

          1.5.35. Прокладка электрокоммуникаций должна осуществляться с обеспечением их механической защиты — в элементах каркаса, трубах, металлорукавах и пр.

          1.5.36. Боковая стенка блок-бокса должна иметь окна для выхода шин щита генератора и подключения контрольных кабелей.

          1.5.37. Внутри блок-бокса должен быть видимый контур внутреннего заземления, выполненный из стальной полосы сечением 5х40, имеющей сварное соединение с основанием блок-бокса.

          1.5.38. Все электрооборудование напряжением 220 В должно иметь электрическое соединение корпуса с контуром внутреннего  заземления.

          1.5.39. Съемный пол блок-бокса выполнять высотой 120-150 мм из материала, не впитывающего горючесмазочные материалы.

          1.5.40. Блок-бокс должен быть приспособлен для подъема  совместно с размещенным оборудованием, снабжен подъемным приспособлением. Предусмотреть возможность быстрой замены двигателя, распределительного устройства, вспомогательных узлов, агрегатов, приборов и электрооборудования в случае выхода из строя.

          1.5.41. Теплоизоляция блок-бокса должна обеспечивать возможность работы при температуре наружного воздуха до минус 50°С.

          Электростанция должна иметь электрообогревательные устройства, обеспечивающие поддержание температуры воздуха внутри блок-бокса в пределах от +15°С до +20°С при нахождении электростанции в аварийном горячем резерве; а также водяное отопление с  температурой нагревателя 75-95 °С, исходя из того, что в эксплуатации можно использовать, или  электрическое или водяное отопление.

          1.5.42. Тепловая изоляции поддона блок-бокса и уровень расположения подогревателей должны исключать возможность размораживания трубопроводов системы охлаждения. Установить датчик для контроля минимальной температуры воздуха на уровне пола в точке, максимально удаленной от подогревателя.

          1.5.43. Запас топлива электростанций предусматривать в размере,  обеспечивающем 6-8 часов непрерывной работы на номинальной мощности.

          1.5.44. На складе топлива предусматривать для аварийных электростанций двухсуточный пополняемый запас топлива в зонах с умеренным климатом и 10-ти суточный в зонах холодного климата.

          1.5.45. На топливных и масляных баках необходимо предусматривать уровнемерное стекло и заливную горловину.

          1.5.46. Конструкция электростанции в блок-боксе должна обеспечивать:

          — минимальный объем монтажных и пусконаладочных работ (все основное и вспомогательное оборудование должно быть смонтировано в блок-боксе, в т.ч. насос подкачки топлива);

          — установку в масляной и топливной системах  электростанций насосов,  обеспечивающих закачку масла и топлива в баки электростанций из наружных емкостей;

          — массу электростанции не более 25-30 т.

          1.5.47. Рабочее освещение 220 В, ремонтное освещение 36 В и аварийное освещение (от аккумуляторной  батареи) — 24 В.

          1.5.48. В полу блок-бокса предусмотреть в районе циркуляционного бака ДГ возможность сбора и вывода наружу горючесмазочных  материалов, попавших на пол блок-бокса.

          Для электростанций других мощностей и с газотурбинным приводом в общие требования необходимо внести корректировку с целью учета специфики, присущей данной электростанции.

     1.6.1.1. Двигатель должен надежно работать при температуре окружающего  воздуха от + 8 до + 50°С.

          1.6.1.2.  Двигатель должен запускаться при температуре воздуха в помещении + 8°С и выше. Продолжительность пуска воздухом не должна превышать 10 с. Емкость пусковых баллонов должна обеспечивать не менее 4-х последовательных пусков без пополнения  баллонов воздухом.

          1.6.1.3. Вновь поставляемые двигатели должны  иметь автоматическую защиту, обеспечивающую остановку агрегата при достижении предельных значений.

          1.6.1.4. Двигатели аварийных  электростанций должны иметь автоматический подогрев воды и масла для поддержания их всегда готовыми к пуску.

          1.6.1.5.  Регулятор частоты вращения должен быть снабжен приводом для автоматизации управления пуском и ввода в синхронизм, а также должен обеспечивать возможность изменения степени неравномерности в диапазоне от 0 до 1-8%.

          1.6.1.6. Механизмы и принадлежности, не навешенные на двигатель (насосы, баллоны, фильтры, холодильники и пр.), и не требующие при обслуживании подхода к ним со всех сторон, могут устанавливаться вплотную к стенам или выступам. Оборудование мотор-генератора размещать с учетом удобства его монтажа и демонтажа подъемными средствами обслуживания и ремонта.

          1.6.1.7. Проход между двигателями задается с таким  расчетом, чтобы один из смежных агрегатов мог работать в то время, когда второй ремонтируется. На ремонтно-монтажной  площадке должны разместиться демонтированные детали остова двигателя.

          1.6.1.8. В случае радиаторной системы охлаждения воды:

          — вертикальная ось радиатора должна совпадать с осями оконного или специального проемов в наружной стене;

          — площадь оконного проема  должна быть не менее лобовой площади радиатора;

          — расстояние от окон до радиатора  было не более 1,5 м и не менее 0,3 м.

          1.6.1.9. Запрещается следующее пожароопасное расположение топливных и масляных баков, фильтров, арматуры, соединений (фланцев, муфт, кранов вентилей и пр.) топливных и масляных труб;

          — на расстоянии менее 0,5 м  от вертикальной стены, касательной к поверхности выпускной трубы, если упомянутые элементы  помещаются выше газоотводящего тракта;

          — ближе 0,1 м от поверхности выпускной турбины для частей трубопроводов и ближе 0,5 м для баков и фильтров, если они располагаются сбоку или ниже газоотводящего тракта.

          Уменьшение указанных расстояний допускается только при наличии несгораемой перегородки, предохраняющей от попадания  топлива или масла на поверхность выпускной трубы.

          1.6.1.10. На электростанциях рекомендуется устанавливать двигатели одной марки. Допускается установка в одном машинном зале электростанций ДВС, работающих на жидком топливе или газе, а также на жидком топливе и газе одновременно.

          1.6.1.11.  Каждый агрегат и каждая отдельная машина, установленные в машинной зале электростанции, должны  иметь порядковый станционный номер.

          1.6.1.12. Расходные топливные баки, фильтры, холодильники, компрессоры и др. элементы вспомогательного оборудования, не навешенные на двигатель, но предназначенные для обслуживания одного агрегата, должны иметь станционный порядковый номер, включающий номер этого агрегата с добавлением цифр или букв. Баллоны для сжатого воздуха должны  иметь порядковые станционный и регистрационный номера.

          1.6.1.13. На электростанциях все оборудование машинного зала, электрические генераторы, электродвигатели и другое оборудование в отношении эксплуатации и ремонта (включая выемку и обратную постановку ротора) находятся в ведении энергетических служб.

          1.6.1.14. Для двигателей мощностью 500 кВт при общем расходном баке и для газовых двигателей той же мощности необходимо устанавливать индивидуальные расходомеры, обеспечивающие поагрегатный учет расхода топлива.

          1.6.1.15. На электростанциях, оборудованных двигателями мощностью 100 кВт и выше, должен быть общестанционный комплект переносных контрольно-измерительных приборов, приведенных в таблице.

          1.6.1.16. Двигатели 100 кВт и выше должны иметь автоматическую аварийную световую и звуковую сигнализацию. На  электростанциях, имеющих суммарную мощность установленных двигателей 1000 кВт и выше при числе агрегатов два и более, должны быть установлены устройства  двухсторонней командной связи со щитом управления. Стационарные электростанции должны иметь телефонную связь с диспетчерским пунктом предприятия.

          1.6.1.17. Питание цепей управления и исполнительных устройств должно осуществляться постоянным током напряжением 24 В и 110 В, питание подогревающих устройств, а также электродвигателей (насосов, компрессоров) — переменным током.

          1.6.1.18.  Автоматизированные агрегаты должны допускать и ручное управление.

          1.6.1.19. Подготовка дизельного топлива, предназначенного для питания двигателей, должна производиться по схеме «отстой-фильтрация-сепарация”.

          1.6.1.20.  Для дизельного топлива устанавливать отстойники емкостью, равной двухсуточному расходу данного топлива. Отстойники для зимних марок дизельного топлива должны иметь подогревающее устройство и теплоизоляцию.

          1.6.1.21.  Общестанционные фильтры должны быть установлены попарно (один работает, второй чистится или в резерве). Производительность фильтра должна соответствовать максимальной  часовой потребности в топливе данной марки. Соединение фильтров между собой и с баком трубопроводами должно обеспечивать работу каждого фильтра в отдельности, параллельную работу их, а также переход с одного фильтра на другой без прекращения фильтрации топлива.

          1.6.1.22. Топливо к общестанционным фильтрам должно поступать самотеком из отстойника или промежуточного бака с напором, достаточным для фильтрации.

          1.6.1.23. Для сепарации жидкого топлива следует применять центрифуги барабанного типа диаметром барабана до 350 мм и частотой вращения 4000-9000 об/мин или центрифуги трубчатого типа с диаметром до 150 мм при частоте вращения 12000-40000 об/мин.

          1.6.1.24.  Центрифуги должны быть установлены на прочном основании, не допускающем вибрации, и смонтированы в соответствии с указаниями завода-поставщика.

          1.6.1.25.  Емкость расходного бака для электростанций, расположенных в северных районах страны, должна обеспечивать суточный запас топлива.

     1.6.1.26. Высота расположения расходных баков должна обеспечивать напор топлива перед двигателем, соответствующий указаниям завода-изготовителя. В расходном топливном баке делают две равные полости — расходную и сливную, сообщающиеся через отверстие в нижней части перегородки. Для залива топлива устанавливают заливную горловину с сетчатым фильтром, закрывают  ее пробкой с предохранительным воздушным клапаном, обеспечивающим разрежение в баке не более 0,03 кг/м. В нижней части бака делают   отстойник для сбора конденсата и отложений, которые удаляются через сливной кран.

          1.6.1.27. Вся аппаратура, в которой производится подогрев дизельного топлива (отстойники, фильтры, баки, подогреватели и пр.), должна быть снабжена  гильзами для тepмомeтрoв или термопар.

          1.6.1.28.  Промежуточные отстойники и расходные баки должны быть снабжены плотными крышками, указателями уровня, переливными крышками, переливными трубками и трубками для спуска отстоя. Аппаратура с подогревом, кроме того, должна еще иметь вентиляционные трубки, выведенные  из помещения и снабженные сетками Деви.

          1.6.1.29. Для подогрева дизельного топлива должны применяться насыщенный пар давлением до 5 кг/см, горячая вода или электроэнергия. Подогрев топливопроводов, арматуры и баков открытым пламенем запрещается.

          1.6.1.30. Отстойники, топливные баки и фильтры емкостью более 250 л каждый, должны быть снабжены сливными трубопроводами, отводящими в аварийных случаях топливо в подземный резервуар или в основные емкости топливного склада. Диаметры как отдельных спускных трубопроводов, так и общего должны обеспечивать спуск  топлива  в течение не  более 10 мин. Аварийный трубопровод  каждого бака  должен иметь только одну задвижку, расположенную в удобном для обслуживания месте вне помещения, в котором установлена  емкость.

          1.6.1.31. В машинном зале электростанции или в смежном с ним помещении устанавливаются расходные масляные баки емкостью, обеспечивающей работу двигателей в течение 10 суток.

          1.6.1.32. Все воронки и горловины емкостей и трубопроводов должны быть снабжены фильтрами из сетки с числом ячеек 180-400 на 1 см.

          1.6.1.33. Для сбора  отработавшего  смазочного масла на электростанции должны быть установлены специальные баки емкостью не менее двухкратной емкости системы смазки двигателя.

          1.6.1.34. В заливной горловине  масляного бака устанавливают сетчатый фильтр и горловину закрывают крышкой. Заборную трубку необходимо устанавливать выше  днища на 20-30  мм, чтобы при эксплуатации в маслопровод не попадали механические примеси и отложения. В нижней части бака делают отстойник со сливным краном. Бак  обязательно должен иметь вентиляционное отверстие, сообщающееся с атмосферой. Для контроля количества масла рекомендуется устанавливать указатель уровня. Размещают масляный бак на  высоте не менее 10 мм от уровня подводящего штуцера на поддоне двигателя. Сливная магистраль монтируется с таким уклоном, чтобы  обеспечивался свободный слив масла.

          1.6.1.35. При установке в машинном зале нескольких двигателей каждый из них должен иметь свой глушитель. Соединение выпускных трубопроводов нескольких двигателей в общую отводную трубу запрещено.

          1.6.1.36. При проходе через стены трубы не должны заделываться в бетон или заштукатуриваться, т.к. между трубой и стеной должен быть зазор, заполняемый при необходимости асбестом.

          Крепление выхлопного трубопровода должно предотвращать передачу нагрузки на двигатель от массы трубы и должно обеспечивать свободу тепловых расширений. На горизонтальном участке выхлопной трубы вблизи двигателя выполнить фланцевый разъем  для обеспечения возможности демонтажа трубопровода и  других узлов двигателя.

          На горизонтальном участке выхлопного трубопровода вне помещения электростанции перед глушителем выхлопа выполнить маслоулавливающий  лоток с подключением к нему дренажной трубы.

          Для двигателей мощностью свыше 500 кВт предусмотреть место замера противодавления на выпуске и разрежения на впуске.

          1.6.1.37. Выпускной (газоотводящий) тракт должен быть возможно коротким с минимальным количеством поворотов и изгибов; местные сужения трубопроводов не допускаются.

          1.6.1.38. Газоотводящая труба должна быть выше края крыши здания электростанции не менее чем на 750 мм. Газоотводящий трубопровод в месте выхода газа в атмосферу должен быть выполнен со скосом.

          1.6.1.39. Баллоны для сжатого воздуха должны находиться вблизи двигателя и установлены так, чтобы было удобно обслуживать как их, так и двигатель. Рекомендуется вертикальная установка с заглублением нижней части баллонов в приямок  таким образом, чтобы маховичок вентиля головки был на 1 м выше уровня пола. Баллоны должны быть окрашены устойчивой масляной краской и установлены на деревянных подкладках.

          1.6.1.40. Группы баллонов отдельных двигателей должны быть соединены друг с другом и с компрессором так, чтобы воздух мог подаваться в любую группу любым компрессором, а также перепускаться из одной группы баллонов в другую.

          При монтаже и испытании трубопроводов должна быть проверена герметичность и исправность установленной арматуры (задвижек, клапанов и дp.). Готовность трубопроводов к работе должна быть оформлена актом.

          1.6.1.41. Для быстрого и эффективного пуска двигателей, если температура воды и масла в двигателе и воздуха в помещении машинного зала ниже оптимальных величин, необходимо иметь:

          — устройство для подогрева масла в баке двигателя;

          — устройство для подогрева воды в  охлаждающих полостях двигателя или использования горячей воды от работающих агрегатов для обогрева пускаемого двигателя;

          — при наличии электроэнергии — приводной насос для прокачки подогретого масла до  самых отдаленных подшипников двигателя;

          — при отсутствии электроэнергии — устройства для выдавливания подогретого масла сжатым воздухом;

          — при любом случае —  приспособление для прокрутки двигателя от стартера или сжатым воздухом.

          1.6.1.42. Расконсервация мотор-генератора должна производиться после окончания его установки на фундаменте и подсоединения к нему полностью смонтированных систем под наблюдением шефмонтера завода-изготовителя. Расконсервации двигателя должна предшествовать расконсервация и сушка генератора, возбудителя и вспомогательного электрооборудования.

          1.6.1.43. До первого пробного пуска мотор-генератора необходимо:

          — проверить крепление двигателя и генератора к раме, навесных узлов к двигателю, плотность контактных соединений электрооборудования.

          Опробовать все вспомогательное  оборудование, предназначенное для обслуживания мотор-генератора, на что должны быть составлены соответствующие акты. Заправить все системы в соответствии с инструкцией  по эксплуатации. Тщательно проверить внутренние  поверхности блока, рамы, всасывающего воздуховода на отсутствие  посторонних предметов и грязи.  Должны быть выполнены все работы, предусмотренные руководством по эксплуатации.

          О подготовке мотор-генератора к первому запуску должна быть сделана cooтветствyющaя запись в формуляре.     

     1.6.2.1. В процессе эксплуатации ДВС должны поддерживаться  в состоянии, обеспечивающем быстрый пуск и устойчивую длительную работу их с номинальной мощностью.

          1.6.2.2. Для достижения максимальной экономичности и высокой надежности в работе основного оборудования должны быть обеспечены:

          — топливо и масло, удовлетворяющие по химсоставу и чистоте требованиям ТУ на двигатель,

          — малая жесткость охлаждающей воды,

          — исправное состояние топливной аппаратуры,

          — правильная регулировка двигателя,

           — установленные техническими условиями температура охлаждающей воды и масла перед двигателем и после него,

          — равномерное распределение нагрузки между цилиндрами двигателя,

          — возможность параллельной работы всех установленных агрегатов, а также наивыгоднейшее распределение нагрузки между отдельными агрегатами,

          — периодический контроль и уход, своевременные, в соответствии с графиком, осмотры, профилактика и ремонт агрегатов,

          — своевременная ликвидация случайных повреждений.

          1.6.2.3. Персоналу электростанций должны быть переданы для выполнения следующие инструкции:

          — по эксплуатации и ремонту основного и вспомогательного оборудования;

          — по технике безопасности;

          — правила внутреннего распорядка, определяющие права и обязанности каждого работника машинного зала.

          1.6.2.4. Инструкция машинисту и инструкция по технике безопасности должны быть вывешены в машинном зале.

          1.6.2.5. На электростанции должна вестись следующая документация:

          — журнал работы двигателя;

          — журнал осмотров и ремонтов двигателя;

          — журнал осмотров и ремонтов вспомогательного оборудования;

          — журнал воздушных баллонов;

          — книга подъемного крана и других подъемных механизмов;

          — формуляр двигателя.

          В каждом случае вынужденной остановки необходимо заполнить карточки отказов двигателей. Форма карточек приведена в приложении 2.

          1.6.2.6. Номинальная мощность двигателя должна быть временно снижена в случае обнаружения падения давления сжатия вследствие пропуска газов поршнями. Сниженная мощность определяется по формуле:

          где   Ne  — номинальная мощность двигателя,

                  Ne— сниженная номинальная мощность двигателя (или одного дефектного цилиндра),

                   Ni — номинальная индикаторная мощность двигателя (или соответственно одного цилиндра),

                    Р — замеренное давление сжатия,

                    Р — номинальное давление сжатия,

                        — механический к.п.д.

          1.6.2.7 При отключении по каким-либо причинам одного из цилиндров двигателя, что допустимо при исключительных обстоятельствах и на короткое время. В этом случае снижение номинальной мощности определяется по формуле:

          где     Ne — номинальная эффективная мощность двигателя,

                     z — число цилиндров.

          Пересчеты по приведенным формулам действительны при неизменном числе оборотов.

          1.6.2.8. Двигатель должен работать на топливе, марка которого установлена заводом-изготовителем. В качестве заменителя рекомендуется выбирать топливо с лучшими качественными показателями, чем основное.

          1.6.2.9. В случае применения тяжелого дизельного топлива должен быть организован подогрев его до температуры (8°С):

          — при сливе из железнодорожных и автомобильных цистерн + 4050°C;

          — при заборе из резервуаров-топливохранилищ +  3540°С;

          — в отстойнике перед отстоем                               — до 65°С;

          — при сепарации (перед центрифугой)                 + 7080°С;

          — в расходном баке                                                + 6065 °С;

          — перед топливным насосом                                + 7080°С;

          — перед форсункой                                                 до 100°С.

          Величина подогрева обусловливается вязкостью топлива, которое должно быть подвижным, легко транспортироваться по трубам, хорошо отстаиваться, фильтроваться и сепарироваться.

          1.6.2.10.  Вблизи рабочего места машиниста двигателя должна быть вывешена подробная схема топливной системы, на которую наносятся все баки, отстойники и фильтры, питающие данный агрегат. На схеме должны быть указаны нормальное и максимальное допустимое давление и температура топлива и теплоносителя.

          1.6.2.11. Для каждого двигателя на основе заводских данных должны быть установлены нормы удельного расхода тепла в зависимости от нагрузки (для двигателей такие нормы указаны в приложении).

          1.6.2.12. Периодически следить за уровнем топлива в расходном баке и его температурой (температура топлива в расходном баке не должна превышать 50°С). При необходимости чаще пополнять расходный бак. Перед заливкой топлива, но не реже одного раза в смену, спускать отстой.

          1.6.2.13. Подачу топлива насосами проверяют, охватывая рукой трубку высокого давления. Сильные удары  и высокий нагрев трубки высокого давления указывает на засорение сопла или на перегрузку цилиндра. Отсутствие толчков указывает на уменьшение или полное прекращение подачи топлива насосом или же на неисправность форсунки.

          Необходимо регулярно осматривать топливные насосы и устранять подтеки топлива у насосов и из соединения труб. О нормальном охлаждении форсунки можно судить по нагреву отводящей и подводящей охлаждающее топливо трубки: подводящая должна быть значительно холоднее отводящей.

          1.6.2.14. Для смазки ДВС должны применяться масла марок, указанных заводом-изготовителем.

          1.6.2.15. Масло, циркулирующее в системе двигателя, должно быть заменено другим в случае обнаружения следующего:

          1.6.2.16. При обнаружении в циркуляционном масле металлических блесток двигатель должен быть немедленно остановлен и тщательно осмотрен. После выявления места и причины появления блесток должно быть принято решение о порядке дальнейшей эксплуатации агрегата.

          1.6.2.17. Периодически с помощью вспомогательного насоса или другого приспособления должно проверяться поступление масла в различные пункты смазки.

          1.6.2.18. После ремонта со сменой валиков, втулок, шестерен и других движущихся деталей, масляный насос двигателя должен быть обкатан и испытан на производительность и развиваемое давление.

          1.6.2.19. У высокооборотных форсированных двигателей масло в баке перед пусковой прокачкой должно быть нагрето до 40-45°С.

          1.6.2.20. Для предохранения от загрязнения обмоток электрических генераторов должны быть приняты меры, устраняющие разбрызгивание масла при работе двигателя.

     1.6.2.21. Для предупреждения взрывов паров масла в картере двигателя следует:

          — тщательно фильтровать и очищать масло, циркулирующее в системе;

          — не допускать попадания топлива в смазочное масло;

          — следить за трубопроводами системы;

           — не допускать задиров поршней, втулок цилиндров.

          1.6.2.22. Один раз в сутки проверять уровень масла в маслосборнике, который должен быть выше на 50-60 см фланцев, всасывающих труб масляных насосов. Слишком быстрое понижение уровня масла указывает на его утечку в воду через охладители или на дефекты маслосъемных поршневых колец. При небольшой утечке масла дизель можно не останавливать, а дефект устранить при первой возможности. Замедленное понижение уровня масла в маслосборнике или даже повышение его указывает на протечку в картер топлива или воды. В этом случае необходимо остановить дизель, выявить дефект, устранить его и сменить масло. Следует также обращать внимание на цвет масла:

          — мутный беловатый цвет указывает на присутствие в масле значительного количества воды.

          Необходимо тщательно следить за плотностью соединений и вентилей системы и в особенности всасывающих трубопроводов насосов. Неплотности в этих местах вызывают подсос воздуха, а это приводит к нарушению нормальной циркуляции.

          1.6.2.23. Вблизи рабочего места машиниста должна быть вывешена подробная схема трубопроводов системы смазки двигателя. На схеме должны быть указаны баки, фильтры, насосы, а также нормальные, минимальные и максимальные давления и температуры.

          1.6.2.24. Для сокращения фактического расхода смазочного масла должен быть организован надзор за состоянием и положением маслосъемных поршневых колец, за чистотой маслосборных канавок и отводящих отверстий в поршнях, а также за величиной зазора в шатунных и коренных подшипниках двигателя. Во избежание сильного разбрызгивания масла, вытекающего из подшипников, и обильного попадания брызг его в рабочие цилиндры не разрешается работать без установленных заводом-изготовителем отражательных щитков на подшипниках и в цилиндрах.

          1.6.2.25. Количество смазочного масла, заливаемого в циркуляционную систему двигателя и смазочные аппараты, должно отмечаться в суточной ведомости по каждому двигателю в отдельности.

          1.6.2.26. Вода, поступающая на охлаждения двигателей различного назначения, должна удовлетворять следующим требованиям:

          1.6.2.27.  Компенсационный бак должен быть наполнен водой на 3/4 его объема и уровень воды в баке не должен опускаться.

          1.6.2.28. Требования к воде 2-го контура двухконтурной системы охлаждения предъявляются, как к воде циркуляционной по одноконтурной схеме.

          1.6.2.29. При временной жесткости до 5 мг экв/л циркуляционная вода одноконтурной схемы и воды 2-го контура двухконтурной схемы может быть обработана по методу присадки стабилизаторов. Вода с временной жесткостью свыше 5 мг экв/л должна умягчаться на натрий-катионитовых фильтрах.

          1.6.2.30. Вода для заливки в радиатор или в 1-ый контур двухконтурной системы охлаждения двигателей должна быть чистой, без механических примесей, пресной прокипяченной и отстоявшейся или же умягченной на натрий-катионитовом фильтре.

          1.6.2.31. В трубопроводах и баллонах пускового воздуха отлагаются твердые маслянистые осадки, которые в результате окисления кислородом воздуха склонны к самовозгоранию. Эти осадки удаляют травлением внутренних поверхностей трубопроводов и баллонов 5-ти процентным раствором каустической соды.

          1.6.2.32. Для прокладки трубопроводов топливной системы следует применять стальные бесшовные трубы.

          1.6.2.33. Все топливные трубы перед их установкой нужно тщательно очистить от окалины, продуть сжатым воздухом и промыть дизельным топливом.

          1.6.2.34. Сливать топливо в приемные емкости нужно только через фильтры. Нельзя допускать, чтобы в емкости попадала вода, снег и грязь. Все горловины емкостей должны быть тщательно закрыты.

          1.6.2.35. Нельзя допускать работу дизеля на масле, в котором содержится топливо. В этом случае вязкость и температура вспышки резко снижаются, а пары топлива к тому же образуют в картере дизеля взрывоопасную смесь.

          1.6.2.36. Если нет возможности провести лабораторный анализ, допустим упрощенный способ оценки работоспособности масла.

          Содержание воды в масле определяют следующим образом. Пробирку объемом 2540 см на 1/3 заливают маслом и нагревают в верхней (наиболее горячей) части пламени спиртовой горелки. Если вода в масле есть, то слышится характерный треск. Чем больше воды в масле, тем треск слышится сильнее и продолжительнее. Для сравнения можно взять чистое свежее масло. Работоспособность масла определяют капельной пробой на фильтровальной бумаге.

          В чистую и сухую банку из маслосборника наливают масло. Масло в банке хорошо перемешать. Глазной капельницей или тонкой проволокой наносят каплю масла на фильтровальную бумагу, которую кладут на стакан или чашку. Важно, чтобы пятно не соприкасалось бы с какой-либо поверхностью. После того, как капля полностью растечется по бумаге, рассматривают образовавшееся пятно. Пятно имеет неодинаковую окраску и в нем часто различаются три зоны:

          зона ядра в центре (самая темная часть), зона диффузии, которая окружает ядро  (самая светлая часть пятна), и масляная зона (внешняя светлая часть пятна).

          О работоспособности масла судят по величине зоны диффузии. Чем больше размеры зоны диффузии, тем лучше смазывающее и моющее свойства масла. Если зона диффузии очень мала или ее почти невозможно различить, — это означает, что масло совершенно непригодно для работы и его нужно сменить. Присутствие воды в масле способствует значительному уменьшению зоны диффузии.

          Основные документы, в которые вносят записи и пометки — это журнал работы двигателя, формуляр или паспорт дизеля, формуляр дизель-электрического агрегата и карточки отказов. Ежедневная сменная запись в вахтенном журнале работы двигателя начинается с даты, указывается время пуска двигателя, приема нагрузки и ее величина. Подробно записываются все замечания и установленные неисправности, выполненный объем и качество регламентных работ.

          Особо  отмечаются перегрузочные режимы: указывается величина, продолжительность и параметры теплового процесса. При поступлении новой партии топлива и при смене масла указываются их марки и выписывается копия или вклеивается оригинал сертификата.     

     1.6.3.1. Трубопроводы необходимо выполнять с минимальным количеством разъемов.

          1.6.3.2. Трубопроводы должны иметь самостоятельные опоры, исключающие передачу усилий на оборудование, к которому они подсоединены. На трубопроводы не должна передаваться вибрация при работе мотор-генератора.

          1.6.3.3. На трубопроводах должны быть предусмотрены разборные соединения, обеспечивающие демонтаж трубопроводов и позволяющие проводить их тщательную очистку и контроль чистоты.

          1.6.3.4. При монтаже трубопроводов должна быть обеспечена тщательность выполнения всех поворотов, переходов от одного сечения к другому, плавность изгибов с сохранением сечения трубопроводов.

          1.6.3.5. Сливные точки в трубопроводах должны обеспечивать полный сток жидкости как из двигателя агрегатов, так и из трубопроводов .

          1.6.3.6. Все трубопроводы водяной, масляной, газовой,  воздушной и выхлопной систем после их предварительной сборки должны быть демонтированы и тщательно очищены от грязи, ржавчины, окалины, брызг от сварки, промыты и продуты сжатым воздухом.

          1.6.3.7. Трубопроводы должны быть подвергнуты испытаниям на плотность и прочность в соответствии с требованиями чертежей. Результаты испытаний должны быть заактированы.

          1.6.3.8. Соединения стальных трубопроводов должны быть выполнены сваркой. Фланцевые и другого типа разъемные соединения допускаются для установки аппаратуры, а также на участках, которые должны разбираться при ремонтах.

          1.6.3.9. В качестве разборных соединений трубопроводов должны применяться:

          а) трубопроводов воздушных и газовых высокого давления — беспрокладочные металлические соединения на конус, фланцевые соединения с прокладками из красной меди в виде специальных колец или с медно-асбестовыми, асбестовыми или паронитовыми прокладками;

          б) нагнетательных топливных топливопроводов к форсункам — металлические соединения по ГОСТ 8519-81;

          в) остальных топливных трубопроводов — фланцевые соединения с прокладками из проолифенного картона толщиной 1-1,5 мм или резьбовые соединения на сурике или белилах;

          г) масляных трубопроводов диаметром больше 10 мм — фланцевые соединения с прокладками из проолифенного картона, плотной бумаги или резьбовые соединения на сурике или  белилах;

          д) нагнетательных масляных трубопроводов диаметром 10 мм и менее — беспрокладочные соединения на корпус или соединения с плоскими уплотняющими поверхностями и с прокладками из отожженной красной меди;

          е) трубопроводов холодной воды — фланцевые соединения с прокладками из резины, проолифенного картона,  кожи или соединений на резьбе;

          ж) трубопроводов горячей воды — стальные фланцевые соединения с прокладками из проолифенного картона, клингерита, парусины на сурике или соединений на резьбе;

          з) газопроводов низкого давления из трубопроводов газоотводящего тракта — фланцевые соединения с прокладками из листового асбеста, смоченного в воде или в масле с графитом, либо из клингерита;

          и) паропроводов — стальные фланцевые соединения с прокладками из паронита.

          1.6.3.10. Трубопроводы в помещении электростанции должны быть размещены так, чтобы до электропроводки любого назначения было не менее 0,1 м.

          1.6.3.11. На всех трубопроводах для жидкостей в низших точках должны быть установлены спусковые краны, а в верхних точках в местах перегибов — воздушные краны для удаления воздуха.

          1.6.3.12. Трубопроводы в помещениях и вне их должны быть укреплены с помощью скоб  и хомутов или уложены на специальные опоры и иметь в необходимых местах устройства для компенсации температурных изменений.

          1.6.3.13. Трубопроводы с температурой стенок 50°С и выше должны иметь тепловую изоляцию в местах обслуживания на всем протяжении.

          1.6.3.14. Арматура всех трубопроводов должна легко открываться, закрываться и быть плотной. Ее следует периодически осматривать, очищать, перебирать и проверять на плотность, а штоки задвижек и вентилей своевременно смазывать.

          1.6.3.15. Трубопроводы и арматура, расположенные вне помещений или в помещениях, где температура может упасть ниже нуля, должны ежегодно подготавливаться к работе в зимних условиях. Проверка подготовки и исправление повреждений должны производиться до наступления холодов.

          1.6.3.16. Перед укладкой новые или бывшие уже в употреблении трубы должны быть тщательно очищены снаружи и внутри, промыты и продуты сжатым воздухом или паром.

          1.6.3.17. Очистка внутренней поверхности медных топливных, масляных и воздушных трубопроводов должна производиться прожиганием  их с последующей тщательной промывкой и продувкой.

          1.6.3.18. Трубопроводы, расположенные в пределах электростанции, должны быть окрашены в соответствии с их назначением в следующие цвета (см. табл.):

          1.6.3.19. Вентили и задвижки должны иметь:

          указатели направления движения среды в трубопроводе, направления вращения маховичка  при открытии и закрытии, а также степени открытия запорного устройства.

          Контроль трубопроводов должен осуществляться в следующем объеме и следующие сроки:

          а) наружный осмотр изоляции и соединений, проверка сальников арматуры — ежедневно;

          б) осмотр и проверка состояния опор трубопроводов не реже одного раза в 6 месяцев;

          в) проверка на плотность  предохрантельных клапанов газопроводов и воздухопроводов компрессоров — при каждой очистке и продувке, но не реже одного раза в неделю;

          г) осмотр, смазка и проверка открытия и закрытия арматуры — согласно графику, утвержденному руководством электростанции.

          1.6.3.20. При остановке двигателя на капитальный ремонт все трубопроводы, соединяющие двигатель с системами электростанции, должны быть отключены, а оставшиеся открытыми отверстиями — заглушены.

          1.6.3.21. Установка на трубопроводах заглушек без видимых «хвостиков» зaпpeщaeтся.

          1.6.3.22. Промывка и очистка трубопроводов и каналов (лотков) должны производиться:

          а) в пределах двигателя — не реже одного раза в год (в период ремонта);

          б) остального трубопровода — не реже одного раза в 2 года.

          1.6.3.23.  Размещение и крепление трубопроводов в помещениям электростанции должно обеспечивать удобство их обслуживания и ремонта, легкий доступ к соединениям и арматуре.

          1.6.3.24. Все трубопроводы должны быть уложены  с уклоном, обеспечивающим возможность их опорожнения.

          1.6.3.25. Уложенные непосредственно в грунт стальные паровые трубопроводы  должны покрываться слоем прочной влагонепроницаемой, стойкой тепловой изоляцией, для воды, топлива, масла и газа — слоем влагонепроницаемой диэлектрической, химически стойкой противокоррозийной изоляции.

          1.6.3.26. Трубопроводы для тяжелого, вязкого топлива и смазочного масла должны быть  снабжены подогревающим устройством и тепловой изоляцией.

          1.6.3.27. Стальные трубопроводы и их ответвления, проложенные на открытом воздухе, независимо от их назначения должны быть заизолированы и защищены от действия атмосферных осадков.     

     Газовые двигатель-генераторы типа 6ГЧН 36/45 первых выпусков применяли систему зажигания с низковольтным магнето и выносными катушками зажигания (с накоплением энергии в индуктивности).

          В комплект такой системы зажигания входят магнето, серийные катушки и свечи зажигания. Наиболее сложным и ответственным элементом системы является магнето. Надежность работы магнето определяет в целом работоспособность этой системы зажигания. В процессе эксплуатации производятся периодические проверки узлов и деталей магнето: ускорителя, магнита и его подшипников, прерывателя, распределителя, катушек, конденсатора и привода, а также крепления и центровка магнето. Проверка производится в следующей последовательности:

          1. Проверяется крепление магнето на установочной площадке и его центровка.

          2. Проверяется состояние пускового ускорителя.

          3. Проверяется состояние прерывателя.

          4. Проверяется состояние распределителя, бегунок, а также состояние пружинок и крепление кулачка на валике распределителя.

          Установка магнето производится в следующем порядке:

          1. При снятом магнето установить поршень первого цилиндра в положение, соответствующее моменту искрообразования.

          2. Повернуть полумуфту магнето вместе с ротором до определения меток на распределителе, которые укажут, что прерыватель установлен на размыкание  для подачи искры в первый цилиндр и фиксируют это положение.

          3. Соединяют полумуфту магнето и вала привода магнето.

          4. Проворачивая коленчатый вал по направлению вращения, убеждаются, что при совпадении метки на маховике “зажигание” первого цилиндра кулак прерывателя подойдет к положению размыкания контактов.

          В настоящее время широкое применение нашли бесконтактные тиристорные системы зажигания (БТСЗ) с батарейным или автономным источником питания (с накоплением энергии в емкости).

          Сравнение эксплуатационных показателей систем зажигания (с магнето) и БТСЗ показало существенные преимущества этой системы:

          1. Наработка на отказ из-за неисправности в системе зажигания увеличилась в среднем в 10 раз.

     2. Время непрерывной  работы запальных свечей увеличилось в два раза.

          3. Электронный коммутатор и датчик-распределитель (датчик-генератор) не требуют обслуживания в процессе эксплуатации в течение нескольких лет.

          Бесконтактная тиристорная система зажигания с батарейным источником питания (БТСЗ-2М) выпускается Опытным заводом ВНИИГАЗа для мотор-генераторов типа Г68 и IIГД100.

          На рис. 1.5 приведена принципиальная схема сдвоенной тиристорной системы  зажигания с батарейным источником питания (БТСЗ-2М). В комплект системы входят датчик-распределитель, два электронных коммутатора, серийные катушки и свечи зажигания (по две катушки и свечи на каждый цилиндр двигателя).

          Источником энергии системы служит  блок электрического питания.

          4. Постоянный ток напряжением 12 В через  выключатель зажигания 5 подается одновременно на полупроводниковые преобразователи 6 электронных коммутаторов 2, повышающие напряжение до 250 В и заряжающие накопительные конденсаторы 9 через выпрямитель 7 и зарядный дроссель 8. Момент искрообразования определяется бесконтактным датчиком-распределителем 1 магнито — электрического типа. При вращении ротора 10 его полюса, проходя мимо зубцов статора, на которых закреплены обмотки 11 и 12, индуктируют в них импульс ЭДС. Он поступает на схемы управления 13 коммутаторов. Последние срабатывают и открывают тиристоры 14.

          Через них накопительные конденсаторы 9 разряжаются на первичные обмотки катушек зажигания 3, установленные на одном цилиндре. Высоковольтные импульсы напряжения вторичных обмоток катушек зажигания поступают на электроды свечей зажигания этого же цилиндра.

          В качестве источника питания БТСЗ-2М служит аккумуляторная батарея напряжением 12 В. Целесообразно использовать аккумулятор на группу из трех-пяти машин. Аккумуляторы обязательно должны подзаряжаться зарядными агрегатами.

          Следует иметь в виду, что подключение цепи питания электронных коммутаторов непосредственно к выпрямителю недопустимо, так как это приводит к немедленному выходу из строя преобразователя напряжения. При установке БТСЗ на двигатель следует ее проверить на специальном стенде. Стенд должен обеспечивать плавное изменение частоты вращения ротора датчика-распределителя во всем диапазоне частот вращения. Стенд оборудован трехэлектродными разрядниками и катушками зажигания. Количество разрядников и катушек зажигания зависит от числа цилиндров двигателя и от типа применяемой системы зажигания (одинарная, двойная, сдвоенная).

          Зазор между электродами разрядников должен быть 10 мм. На стенде собирается схема в соответствии с приложенной к данному типу системы зажигания инструкцией. Включая стенд, визуально наблюдают за искрообразованием на разрядниках по всему диапазону частоты вращения датчика-распределителя или датчика-генератора. Во время проверки не должно быть перебоев в искрообразовании. Электронные коммутаторы крепятся на местном щите управления, на расстоянии не более 5 м от датчика-распределителя.

          Температура в месте установки не должна превышать + 50°С. Коммутатор должен быть надежно закреплен и «массовая» клемма  должна быть хорошо соединена с «массой» двигателя. Перед началом монтажа системы на двигателе необходимо обязательно убедиться в исправности проводки. Изоляция проводки проверяется с помощью мегомметра и должна выдерживать относительно “массы” напряжение не менее 500 В.

          Для проверки изоляции необходимо отсоединить концы проводов от катушек зажигания и подать испытательное напряжение к проводам относительно “массы», при этом прибор не должен показывать утечку по изоляции. Все  узлы систем зажигания следует соединять многожильным медным проводом с тепло- и маслостойкой изоляцией сечением 0,75-1,5 мм. Сечение провода  от источника питания до электронного блока (для  бaтaрeйнoй системы зажигания) выбирается из расчета, чтобы падение напряжения на нем было не более 1 В. Чередование искр на разъемах электронных блоков должно соответствовать нумерации клемм: 1-2-3 ……….. 12.  Провод, идущий от первой клеммы, соединяется с катушкой зажигания первого цилиндра и далее с учетом порядка работы двигателя.

          При установке датчика-распределителя или датчика-генератора необходимо провернуть на нужный угол коленчатый вал ДВС против хода, потом медленно проворачивая его по ходу, установить маховик на отметке, соответствующей моменту искрообразования в первом цилиндре. После этого открыть крышку датчика-распределителя или датчика-генератора, совместить закрашенный полюс ротора датчика  с закрашенным полюсом статора и в таком положении закрепить датчик-распределитель или датчик-генератор на двигателе. Если при установке не совпадают выступы и впадины муфт привода, то на датчике следует ослабить гайку  крепления муфты привода и провернуть ее на нужный угол.

          После этого гайку необходимо снова закрепить, соединить штекерные разъемы  и запустить двигатель. Затем  проверить правильность установки угла опережения зажигания с помощью стробоскопического прибора (любого типа) на оборотах холостого хода.  Корректировка момента искрообразования осуществляется поворотом корпуса датчика-распределителя за счет прорезей на фланце, либо рукояткой со стрелкой (на датчике-генераторе).  Нормальная работа двигателя на всех режимах будет гарантирована только в случае  правильной установки угла опережения зажигания. Система зажигания работает с серийными катушками зажигания Б515, Б588.

          В процессе эксплуатации катушки зажигания требуют проверки и испытания на межвитковое замыкание, испытание изоляции и обрыв обмотки.  Свечи зажигания служат для воспламенения газовоздушной смеси  в цилиндрах двигателя. На газовых двигатель-генераторах применяются авиационные свечи зажигания типа “СД” по  ГОСТ 1503-72.

          Своевременное высококачественное техническое обслуживание свечей зажигания  значительно повышает надежность работы двигателей и позволяет увеличить их межремонтные и амортизационные сроки службы.

          Поэтому техническое обслуживание свечей зажигания следует производить только при строгом соблюдении правил обращения с ними, наличии специального оборудования и инструмента:

          а) прибора  для испытания свечей на искрообразование и герметичность;

          б) сушильного электрического шкафа;

          в) специальных  ключей для снятия и установки свечей;

          г) приспособления для регулировки зазоров между электродами  свечи;

          д) свечных  щупов;

          е) специальных стеллажей для хранения и просушивания свечей;

          ж) металлической ванны для промывки свечей;

          з) волосяных щеток и кистей для промывки и нанесения на ввертную часть свечей графитовой или консервационной смазки;

          и) баллона со сжатам воздухом с редуктором, позволяющим снижать давление до 1 кг/см.

          Для испытания свечей на искрообразование и герметичность в условиях эксплуатации имеются различные по конструкции приборы. Наиболее распространенные из них ПМ, Искра и ПРМЗ. Проверку свечей на искрообразование проводить сжатым сухим воздухом в специальной искровой камере под избыточным давлением 15 кг/см. Свеча считается годной, если в течение 30 с  нет заметных на глаз перебоев, а перебегание искр наблюдается не менее, чем на трех электродах.

          Если же имеются разряды тока высокого напряжения по внутренней поверхности изоляционной трубки экрана, необходимо очистить трубку экрана чистой хлопчатобумажной  тканью, слегка смоченной бензином. После этого обдуть сухим  сжатым воздухом под давлением 1-1,5 кг/см, просушить при температуре 110-120 °С в течение часа и снова испытать. Проверку свечи на герметичность производить под избыточным давлением 40 кг/см. Свеча считается годной, если в течение 30 с просачивание воздуха через уплотнительные соединения изолятора не более 30 пузырей. Для просушивания свечей зажигания обычно используется стандартный сушильный шкаф типа O.K. Б-1085А (максимальная рабочая температура 250 °С, напряжение 220 В, мощность 1,6 кВт). Шкаф снабжен устройством для регулирования рабочей температуры. Внутри шкафа устанавливаются стеллажи с oтвeрстиями под свечи, подлежащие просушиванию.

          При установке свечей на  двигатель и съемки применяются специальные торцевые ключи с воротком длиной 180-200  мм.

          Регулировка  зазоров между электродами свечей типа CH-311, Э-348 производится специальными приспособлениями (рис. 1.6) в следующем порядке:

Рис. 1.6. Приспособление для регулировки зазоров между электродами свечи

1  — втулка, 2 — пуансон, 3 — гайка, 4 — стойка, 5 — рычаг

          1. Ввернуть рукой до отказа свечу во втулку 1 приспособления и повернуть втулку с таким расчетом, чтобы один из боковых электродов стал против пуансона 2.

          2. Отвернуть гайку 3 и установить стойку 4 так, чтобы пуансон 2 своим концом точно упирался в основание бокового электрода и не касался корпуса свечи.

          3. Легким нажимом руки на рычаг 5 слегка подогнуть боковой электрод в направлении к центральному электроду, затем отпустить рычаг и замерить специальным щупом зазор между этими электродами. Если зазор больше нормы, повторить эту операцию. Поворачивая втулку 1 на нужный угол, отрегулировать зазоры между центральным и основными боковыми электродами.

          Запрещается вставлять щуп в зазор при нажиме пуансоном на боковой электрод или с большим усилием вставлять щуп при замере зазора. В противном случае произойдет нажим на центральный электрод, что вызывает трещину или поломку нижней части изолятора или центрального электрода.

          4. В случае, если при регулировке зазор окажется меньше нормы, необходимо увеличить его, отогнув боковой электрод от центрального. Отгибание производить только специальными щипцами.  При отгибании концы щипцов завести под электрод, опереться щипцами на корпус свечи, и действуя ими как рычагом, отжать электрод вверх на нужную величину.

          Запрещается: нажимать щипцами на центральный электрод, так как это вызовет поломку электрода и нижней части изолятора; отгибать боковой электрод более чем на 0,5 мм, так как это вызовет его поломку.

          5. Вывернуть свечу из приспособления и осмотреть боковые электроды при помощи лупы 5-6 —  кратного увеличения. Свечи, имеющие трещины на боковых электродах, забраковать.

          Проверка зазоров между центральным и боковыми электродами производится специальными свечными щупами. Щупы могут быть круглыми, изготовленными из стальной рояльной проволоки, и плоскими, изготовленными из ленточной стали. В комплект входят плоские или круглые  щупы размером 0,1; 0,15; 0,2; 0,25; 0,3; 0,35; 0,4; 0,45; 0,5; 0,55 и 0,6 мм. Для обеспечения сохранности свечи переносятся (со склада к месту установки, на склад, для отправки в ремонт и т.д.) в таре завода-изготовителя или на специальных стеллажах.  Эти стеллажи изготавливаются из хорошо просушенного дерева и рассчитаны на переноску одного комплекта свечей двигателя. Стеллажи используются также для хранения свечей, снятых с двигателя при регламентных работах.

          Промывка свечей от загрязнений должна производиться в специальной металлической ванне с помощью волосяных щеток и кистей. Примерный размер ванны 250х150х100 мм. Для установки свечей ванна должна быть снабжена двумя подставками, рассчитанными на комплект свечей. Обдувка промытых свечей сжатым воздухом производится при давлении до 1-1,5 кг/см.

          Перед установкой они должны быть подготовлены в следующем порядке:

          1. Распаковать ящик со свечами, если они прибыли с завода-изготовителя или ремонтной базы. Запрещается распаковывать при помощи ударов по крышке или стенкам ящика.

          2. Вынуть свечи из индивидуальной упаковки и удалить консервирующую смазку, промыв каждую свечу в чистом бензине или в чистом конденсате. При промывке не погружать свечу в ванну целиком, чтобы бензин или конденсат не попал в полость экрана. В случае попадания бензина в полость экрана удалить его чистой хлопчатобумажной тканью и обдуть внутреннюю часть экрана сухим сжатым воздухом (давление 1-1,5 кг/см). Категорически запрещается промывать свечи «навалом».

          3. После промывки обдуть свечи сухим сжатым  воздухом под давлением 4-5 кг/см и просушить (без уплотнительных колец) при температуре 120-130°С в течение одного часа.

          4. Осмотреть свечи. Внутри экрана (на изоляционной трубке), на изоляторе, в камере свечи и между электродами не должно быть загрязнения, посторонних частиц и следов влаги.  Посадочное место свечи и резьбовые части должны быть чистыми, без забоин и коррозии. При наличии загрязнений  и следов  влаги повторить промывку и  просушивание. Свечи с забоинами и коррозией направлять в ремонт.

          5. Осмотреть уплотнительные кольца. При наличии трещин, вмятин, деформаций или заусенцев кольца  заменить.

          6. Проверить свечи на искрообразование.

          7. Подготовленные к установке на  двигатель свечи вместе с уплотнительными кольцами уложить на стеллажи для переноски.

          При установке свечей строго соблюдать следующий порядок:

          1. Осмотреть свечное гнездо головки цилиндра  или гнездо форкамеры. Они не должны иметь загрязнений  и забоин, главным образом, на резьбе и посадочном месте для свечи.

          2. Взять свечу со стеллажа для переноски, еще раз осмотреть ее и убедиться, что она не имеет загрязнений и влаги внутри экрана, в камере между электродами.

          3. Надеть на свечу уплотнительное кольцо, которое должно быть также чистым, без вмятин, забоин, трещин, заусенцев или деформаций. Медные кольца, бывшие в употреблении, разрешается ставить только после отжига.

          4. Покрыть резьбу ввертной части свечи тонким слоем смазки СДС-В (виниловая), не допуская ее попадания в камеру и на электроды. Смазка, попавшая на электроды и в камеру свечей, должна быть удалена промывкой в чистом бензине или конденсате и обдувкой сухим сжатым воздухом под давлением 4-5 кг/см.

          Примечание: При отсутствии смазки «СДС-В” можно применять графитовую смазку «Ст» или НК-5С.

          5. Ввернуть свечу в гнездо головки цилиндра или форкамеры специальным торцовым ключом с воротком длиной 200 мм. Усиление затяжки должно быть 5-6 кгм. Чтобы не произошло деформации корпуса свечи, появления трещин в керамической изоляции, повреждения резьбы и других дефектов, запрещается:

          а) затягивать свечи с усилием, большим, чем указано выше;

          б) применять какие-либо добавочные рычаги к ключам;

          в) пользоваться ключами с поврежденными гранями;

          г) перекашивать ключ при затяжке свечей;

          д) допускать какие-либо удары по свече, срывы ключа или ронять свечи (если свеча подверглась каким-либо ударам или упала, необходимо направить ее в ремонт);

          е) затягивать свечи при температуре головок цилиндров или крышек форкамер выше 60°С.

          6. Осмотреть контактные устройства (наконечники) и концы проводов, которые подсоединяются к наконечникам. Если провода имеют следы обгорания или трещины резиновой изоляции, их необходимо заменить.

          При наличии на контактных устройствах или проводах загрязнений удалить их чистой хлопчатобумажной тканью и обдуть сухим сжатым воздухом давлением 4-5 кг/см.

          7. Вставить в экран свечи контактные устройства, не перекашивая его и не прилагая больших усилий. Навернуть на экран свечи прижимную гайку.

          Свечи снимаются в сроки, установленные регламентом по данному двигателю или при отказе их в работе. Следует избегать неположенных по регламенту съемок свечей с двигателя, так как частые съемки могут вывести свечи из строя. Поэтому в случае неудовлетворительной работы двигателя не следует заменять свечи, не определив точно причины неисправности.

          Свечи, снятые с двигателя досрочно и подлежащие снова установке на двигатель, должны храниться в сухом помещении на стеллажах для переноски и хранения свечей.

          Запрещается хранить свечи «навалом».

          Свечи, снятые с двигателя досрочно по подозрению в неудовлетворительной работе, должны быть проверены на искрообразование и герметичность,  если на них нет больших отложений нагара, а зазоры между электродами в пределах нормы. Свечи могут быть вновь установлены на двигатель, если они дают бесперебойное искрообразование и герметичность.

          Снятие свечей с двигателя производить в следующем порядке:

          1. Отвернуть гайку и вынуть из экрана свечи контактное устройство (наконечник), не перекашивая его, чтобы не повредить изоляционную трубку экрана.

          2. Вывернуть свечу. Момент отвертывания свечей должен быть не более  9 кгм.

          Чтобы не вызвать деформацию корпуса или экрана свечи, появления трещин в керамической изоляции, повреждения резьбы свечи и гнезда головки цилиндра или форкамеры, запрещается:

          а) пользоваться ключами с воротком длиннее 200 мм;

          б) пользоваться ключами с поврежденными и изношенными гранями;

          в) перекашивать ключ при вывертывании свечей;

          г) допускать какие-либо удары по свече  и срывы ключа (если свеча вывертывается с трудом, следует немного вывернуть ее, залить в резьбу свечного гнезда керосин, завернуть свечу, а  через некоторое время вывернуть ее);

          д) вывертывать свечи при температуре головок цилиндров или форкамер выше 60°С (из-за возможного заедания резьб).

          3. Снятые с двигателя свечи промыть вместе с уплотнительными кольцами в чистом бензине или конденсате, законсервировать, уложить на стеллажи для переноски свечей и отправить в ремонт.

          Запрещается бросать свечи, складывать их «навалом» и хранить без консервации. Несоблюдение этих правил приводит к трещинам в изоляторах и трубках экрана, а также к коррозии свечей.

         На двигателях свеча зажигания, выработавшая моторесурс,  может быть вторично использована  после ее реставрации. Реставрации подлежат свечи  после их тщательного осмотра. 0смотру подвергаются наружная поверхность корпуса и экрана, резьба, изолятор и трубка экрана.

          Свеча забраковывается, если обнаружены:

          а) трещины и сколы на трубке экрана или изоляторе;

          б) устойчивость центрального электрода (проверяется пинцетом с небольшим усилием);

          в) трещины на боковых электродах, нарушение пайки электродов в выточке корпуса;

          г) сорвана резьба ввертной части корпуса;

          д) сорвана резьба экрана более, чем на одну нитку;

          е) смяты грани под ключ на шестиграннике корпуса, более чем на 1 мм;

          ж) глубокая коррозия по  всей поверхности корпуса и экрана свечи (небольшой налет ржавчины допускается).

          Свечи, прошедшие осмотр:

          1) очистить на пескоструйном аппарате;

          2) промыть в чистом бензине или чистом конденсате и обдуть воздухом;

          3) на приспособлении (рис.1.6) отрегулировать по зазору между центральным и боковым электродами;

          4) просушить в электрическом шкафу при температуре 110-120°С в течение часа;

          5) проверить на герметичность;

          6) проверить на искрообразование.

          Медные уплотнительные шайбы, которые были в употреблении, должны пройти отжиг. Регулировать зазоры, чистить и испытывать свечи могут только специально подготовленные для этого лица при наличии соответствующего оборудования и инструмента.     

     1.6.5.1. Порядок пуска и остановки каждого агрегата электростанции должен быть изложен в виде перечня последовательно проводимых основных и вспомогательных операций. Этот перечень для двигателей с ручным пуском должен быть вывешен около рабочего места машиниста, а для двигателей со второй и третьей степенью автоматизации — на пульте диспетчера.

          1.6.5.2. Все операции, связанные с пуском или остановкой двигателя, должны производиться при ручном управлении дежурным машинистом под наблюдением старшего по смене (дежурного механика, старшего машиниста и др.), при автоматическом — диспетчером или автоматически.

          1.6.5.3. Первый пуск  двигателя, вышедшего из ремонта, независимо от вида управления (ручной, автоматический) должен производиться под наблюдением руководившего ремонтом работника или нач. цеха.

          1.6.5.4. Перед пуском агрегата должна быть проведена проверка готовности двигателя и вспомогательного оборудования к работе.

          При проверке готовности производятся следующие операции:

          1.6.5.5. Перед пуском двигателя с ручным управлением необходимо убедиться, что полости охлаждения двигателя, масляный и водяной холодильник, радиатор, насос, полости охлаждения турбокомпрессора заполнены водой. Вода, независимо от вида управления двигателя, должна быть подогрета до 40-45°C.

          1.6.5.6. Для пуска двигателя с минимальным износом масло в системе смазки нужно подогреть до 50-60°С и прокачать с пробуксовкой коленчатого вала. Прокачка ручным или приводным насосом ведется до тех пор, пока в двигателях с ручным управлением масло не проникнет в головные подшипники, с автоматизацией II и III степени — не достигнет установленной величины предпускового давления.

          1.6.5.7. При проворачивании двигателя включить декомпрессионные  устройства, если они имеют индикаторные краны — их открыть, а топливные насосы выключить. Двигатели с ручным пуском должны быть провернуты не менее чем на два оборота коленчатого вала.

          1.6.5.8. Пуск двигателя сжатым воздухом должен производиться при давлении воздуха, указанном заводом-изготовителем (номинальное давление). Если  при проверке будет обнаружено  меньшее давление сжатого воздуха, производится его подкачка до минимальной величины.

          1.6.5.9. После накачки или подкачки воздуха в баллоны, а также перед пуском двигателя должна быть произведена продувка баллонов (удаление сконденсировавшейся влаги и масла).

          1.6.5.10. На двигателях с электрическим пуском необходимо соблюдать режим работы стартера (время работы и паузы между двумя смежными пусками, напряжение и пр.), заданный заводом-изготовителем.

          1.6.5.11. Холодный двигатель с ручным управлением после пуска должен работать на холостом ходу (без нагрузки) с пониженным числом оборотов до тех пор, пока температура воды и масла в его системах не достигнет 35-40°С, но не более 8-10 мин.

          1.6.5.12. Прогретый агрегат после подключения к шинам станции должен постепенно нагружаться со скоростью, рекомендованной заводом-изготовителем.

          1.6.5.13. О времени и причинах каждого пуска и остановки двигателя должны быть сделаны записи в суточном журнале двигателя и журнале дежурного на  щите.

          1.6.5.14. Наблюдение за работающим двигателем и вспомогательным оборудованием электростанции должно производиться в полном соответствии с инструкциями по эксплуатации основного и вспомогательного оборудования, а также должностными инструкциями.

     1.6.5.15. Во время работы под нагрузкой обычно контролируют работу двигателя в следующем объеме и периодичности (кроме высокоавтоматизированных двигателей):

          — не реже чем через каждый час работы:

          — давление масла на входе и температуру масла на выходе из двигателя;

          — температуру воды на выходе из двигателя, для газовых двигателей — давление газа на входе и  температуру подводящих трубопроводов к автоматическим клапанам форкамер;

          — не реже чем через каждые 2 часа:

          — ритмичность работы двигателя на слух, отсутствие ненормальных стуков и шума;

          — уровень масла в картере;

          — уровень воды в расширительном баке;

          — отсутствие течей масла и воды;

          — разность температур входящей и выходящей воды;

          — температура подшипника генератора;

          — перепад давлений по масляному фильтру грубой очистки;

          — разность температур входящего и выходящего масла;

          — отсутствие течей по сальникам водяных насосов (каплепадение 30-60 капель в минуту) и отсутствие чрезмерного нагрева втулки сальника на ощупь;

          — проверка по дифференциальному манометру величины разрежения в картере;

          — наблюдение за работой центробежного фильтра масла через окно в крышке.

          Не реже, чем через 2 часа работы под нагрузкой производить запись в вахтенном журнале следующих параметров:

          — нагрузка в кВт,

          — температура воды на выходе из двигателя,

          — температура масла на выходе из двигателя,

          — давление масла, поступающего в центробежный фильтр,

          — температура выпускных газов по цилиндрам,

          — давление газа в ресиверах (основного и форкамерного) для газовых двигателей.

          1.6.5.16. Каждый двигатель электростанции должен быть отрегулирован таким образом, чтобы неравномерность распределения нагрузки и других параметров по отдельным цилиндрам, считая от среднего значения для всех цилиндров на режимах 80-100%  номинальной мощности, не превышала следующих величин (в %):

     — среднее индикаторное давление (Р)          ± 2,5

          — среднее давление по времени (по пиметру P) ± 3

          — давление сжатия (Р)                        ± 3,5

          — максимальное давление цикла (P)            ± 4

          — температура отработавших газов (Т)        ± 5

     1.6.5.17. При обнаружении неравномерности, превышающей приведенные величины, требуется корректирование параметров путем наладки и регулировки.

          1.6.5.18. Проверка удельного расхода топлива и смазочного масла должна производиться при общем повышении расхода топлива или масла по двигателю, а также после каждого перехода с одной марки топлива или смазочного масла на другую, но не реже одного раза в год.

          1.6.5.19. Для выявления состояния регулировки кроме постоянного наблюдения по приборам за нагрузкой и температурой отработавших газов периодически должно проводиться индицирование двигателя, а также определение удельного расхода топлива и масла.

          1.6.5.20. В процессе эксплуатации двигателей с газотурбинным наддувом необходимо систематически следить за частотой вращения компрессора, давлением и температурой воздуха после компрессора, за температурой воздуха после холодильника.

          1.6.5.21. Все показания контрольно-измерительных приборов должны фиксироваться одновременно с показаниями приборов самого двигателя.

          1.6.5.22. Если пыли в воздухе мало воздушным фильтром могут служить сетка, надетая на всасывающий патрубок или глушитель шума всасывания. По мере загрязнения сетка должна промываться.

          1.6.5.23. Перед остановкой снять нагрузку с двигателя и проработать 5-10 мин. на минимальных оборотах холостого хода, пока температура воды и масла не снизится до 50-60°С.

          В случае крайней  необходимости двигатель должен быть остановлен на любом режиме,  о чем должна быть произведена соответствующая запись в вахтенном журнале.

          В случае газового  двигателя необходимо помнить, что газ, попавший в выхлопную систему вследствие вынужденной остановки  или при неисправных кранах, может привести к «хлопку» в выхлопной системе во время  последующего запуска. Поэтому продувка цилиндров прокруткой  двигателя с выключенной подачей газа и выключенным зажиганием после остановки  двигателя является крайне необходимой.

          1.6.5.24. Обслуживание двигателя во время перерывов в работе. При нахождении двигателя в резерве проводить контрольные запуски двигателя в сроки, установленные инструкцией по эксплуатации.

          Во время перехода на зимний и весенне-летний периоды  эксплуатации провести испытания с нагружением  двигателя. Температура машинного помещения во время  бездействия двигателя не должна снижаться ниже указанной в инструкции.

          При длительном бездействии двигателя произвести консервацию двигатель-генератора и обеспечить его  хранение, как указано в разделе “Консервация двигатель-генератора” инструкции по эксплуатации.      

     1.6.6.1. Оборудование топливного хозяйства электростанции  должно обеспечивать приемку топлива от поставщика, слив, хранение и выдачу его в машинный зал (может быть совмещено с топливным хозяйством предприятия).

          1.6.6.2. На электростанциях должно быть назначено  лицо, ответственное за приемку, хранение и учет топлива. Должна быть разработана местная инструкция по эксплуатации топливного хозяйства, которая согласовывается с местной пожарной охраной.

          1.6.6.3. Со склада топливо на территорию станции может транспортироваться путем перекачки по специальному трубопроводу или с помощью автоцистерн и грузовиков.

          1.6.6.4.  Топливо, доставленное на топливный склад электростанции  в бочках, должно сливаться в приемные баки или резервуары путем накатывания бочек на емкость или же с помощью специального трубопровода, гибкого шланга и ручного или приводного насоса.

          В любом случае топливо должно сливаться через воронку и частую латунную сетку. При перекачивании топлива приводным насосом воронка заменяется сетчатым фильтром (ФГО).

          1.6.6.5. При систематической доставке топлива в бочках для быстрого и удобного слива его на уровне кузова автомобиля должны быть сооружены подмостки. Посередине подмостков следует установить прочную металлическую воронку с мелкой сеткой и прочной решеткой сверху. Из горловины воронки топливо по трубопроводу самотеком или с помощью насоса направляется в резервуар.

          Подмостки с одной стороны должны иметь наклонную стремянку (спуск), по которой скатываются пустые бочки, если опорожненная бочка в ближайшее время будет направлена к поставщику топлива для заполнения, то пробка ее завертывается до отказа  и в таком виде бочка временно хранится. Если опорожненная бочка не предназначается в ближайшее время к наливу, то ее следует промыть, просушить и поставить на хранение.

          1.6.6.6. Количественную приемку топлива, поступившего на склады электростанции, производят при доставке:

          а) в железнодорожных или автомобильных цистернах — по весу или объему, удельному весу и температуре;

          б) с помощью трубопровода — только по объему, удельному весу и температуре;

     в) в бочках — по весу.

          1.6.6.7. Весы должны проверяться в установленные сроки.  Приемка топлива в бочках должна производиться путем взвешивания на одних и тех  же весах тары и заполненных  бочек.

          1.6.6.8. Качественная приемка прибывшего на электростанцию топлива должна производиться по паспортам, выдаваемым потребителю в обязательном порядке, или же путем oтбора и анализа проб.

          1.6.6.9. При хранении части основного топлива на складе, удаленном от электростанции (базовый склад), на территории последней должны быть предусмотрены резервуары с емкостью не менее недельной потребности в топливе, определенной по периоду максимальной нагрузки.

          1.6.6.10. Каждый резервуар, независимо от марки хранящегося в нем жидкого топлива, должен иметь:

          а) вытяжные трубы с  сетками Деви,

          б) указатели уровня жидкости,

          в) наружную лестницу с площадкой для замера высоты налива топлива (для надземных  резервуаров),

          г) лазы  для очистки,

          д) замерный люк и грязевые лючки,

          е) сифонный кран для спуска воды и грязи.

          1.6.6.11.  Для хранения дизельного топлива резервуары должны быть оборудованы устройством по подогреву. Змеевики для подогрева топлива  должны выполняться по  секционной схеме.

          1.6.6.12.  Для наблюдения за температурой топлива резервуары должны  быть снабжены угловыми термометрами, установленными в приваренных к стенкам резервуара гильзах длиной 0,4-0,5 м.  Одна гильза  должна быть установлена на высоте 150 мм над днищем, другая на  высоте 1000  мм.

          1.6.6.13. Очистка  резервуаров должна производиться не реже одного раза в год под наблюдением лица, ответственного за безопасность труда. Перед очисткой резервуары должны быть дегазированы путем пропарки паром или провентилированы воздухом.

          1.6.6.14.  Для объемно-весового или объемного способов замера расхода топлива должен быть установлен нефтемер или специальный мерный бак емкостью не менее максимальной сменной потребности станции в топливе. Мерный бак должен быть  протарирован, снабжен мерным приспособлением (мерным стеклом со шкалой, мерной рейкой  и т.п.) При объемно-весовом способе бак или трубопровод после нефтемера должны иметь гильзу для замера  температуры и кран для отбора пробы топлива.

          1.6.6.15. Установка индивидуальных нефтемеров должна быть обязательно снабжена обводной линией (байпасом) с соответствующим набором кранов для переключения.

     1.6.6.16. В качестве топлива для газовых двигателей в основном используются: природный, попутный нефтяной и сжиженный (пропан-бутан) газы. Топливный газ, используемый в двигателях внутреннего сгорания, должен удовлетворять следующим требованиям:

          1. Низшая теплота сгорания  не менее 75008500 ккал/нм

          2. Содержание  механических примесей не  более 0,3х10 г/нм

          3. Содержание сероводорода HS не более 2,0х10 г/нм

          4. Температура точки росы при давлении 55 кг/см не выше 0°С (при 1 кг/см не выше — 38°С).

          Примерный состав природного газа по объему в %:

     1.6.6.17. Низшая теплота сгорания топлива зависит от его химического состава и определяется по формуле:

               Н = 8087 СН + 14340 СН + 20485 CH+ 26679 СН+ 32940 СН ккал/нм ,

          где: СН, СН, CH, СН, СН — компоненты, входящие в состав топливного газа, в долях единицы.

          1.6.6.18. Качество газообразного топлива должно определяться химическим анализом, а теплотворность калориметром Юнкерса. При отсутствии калориметра теплотворность топлива определяется вычислением по результатам химического анализа. Качество газа должно контролироваться не реже одного раза в сутки.

          1.6.6.19. Количество газообразного топлива, поставляемого электростанции, должно учитываться газовым счетчиком или расходомером. Давление газа должно контролироваться по манометру, установленному на вводе газопровода в здание электростанции. Манометр обязательно снабжается 3-х ходовым краном.

          1.6.6.20. Вблизи от ввода газопровода на электростанцию в доступном месте должна быть помещена подробная схема газопровода с арматурой, приборами и принадлежностями, нумерация которых должна соответствовать нумерации, приведенной в инструкции по обслуживанию.     

     1.6.6.21. При приемке смазочного или изоляционного масла электростанция должна требовать от поставщика предъявления сертификата, в котором указывается качество партии масла и соответствие его установленному стандарту.

          1.6.6.22. Количественная приемка смазочного или изоляционного масла должна производиться по весу. Приемка масла  по объему (объемно-весовой способ) в тарированные баки или резервуары допускается при получении его в железнодорожных или автомобильных цистернах. В этом случае весовое количество масла вычисляется по фактическому объему и удельному весу с учетом температуры продукта.

          1.6.6.23. Количественная приемка масла должна производиться путем последовательного взвешивания тары и заполненных маслом  бочек  на одних и тех же весах.

          1.6.6.24.  Металлические бочки, предназначенные для приемки, доставки и хранения масла, должны быть прочными, без течи, чистыми внутри и снаружи и снабжены плотно закрывающимися пробками. На каждой бочке должен быть нанесен яркой масляной краской ее номер. Перед взвешиванием, предшествующим наливу, бочки необходимо тщательно осмотреть, проверить, нет ли в них каких-либо остатков или очистить снаружи от пыли и грязи.

          1.6.6.25. Качественная приемка смазочного масла должна производиться:

          а) на электростанциях, потребляющих в год 75 т смазочного масла и более — путем анализа пробы от каждой поступающей партии масла на соответствие физико-химических свойств его требованиям ГОСТа для данной марки;

          б) на электростанциях, потребляющих в год от 20 до 75 т смазочного масла — по сертификатам с проверкой путем анализа проб, взятых не менее чем от 10% поступающего в течение года масла;

          в) на всех электростанциях, потребляющих в год до 20 т масла  — по сертификатам, а также путем анализа проб в случае возникновения сомнений в качестве поступающего масла.

          1.6.6.26. В местности с расчетной температурой отопления — 15 °С и ниже, резервуары для хранения смазочного масла вне помещения должны иметь подогрев масла с помощью пара, горячей воды или электроэнергии. При этом должны быть приняты меры к устранению возможностей обводнения масла, возникновения пожара и опасности для обслуживающего персонала. Масло в резервуаре следует подогревать не выше 50°С.

          1.6.6.27. Все баки и резервуары для хранения смазочного и изоляционного масла должны тщательно очищаться при каждой смене  марки масла, но не менее 2-х раз в год.

          1.6.6.28. Бочки с маслом должны укладываться на стеллажи пробками вверх. Каждая марка масла должна храниться отдельно. Бочки располагают рядом с проходом достаточной ширины для возможности их осмотра и выборочной выемки.

          1.6.6.29. При наполнении маслом цистерн и расходных баков принимать меры, предотвращающие попадение в баки пыли или воды. В зимнее время при температурах воздуха ниже + 8°С, заправку производить горячим маслом (60-70°С).

          1.6.6.30. На каждой электростанции мощностью 500 кВт и выше должен осуществляться контроль качества масла, поступившего от поставщика и находящегося на хранении или работающего в двигателях .

          1.6.6.31. В обязанности химической лаборатории электростанции, оборудованной двигателями внутреннего сгорания входит:

          а) контроль качества поступающего на электростанцию жидкого и газообразного топлива, а также смазочного и изоляционного масла;

          б) контроль за правильным ведением технологического процесса подготовки жидкого топлива и регенерации отработанных масел;

          в) контроль качества масла в системе смазки двигателя и определение сроков его смены;

          г) установление правильного режима очистки и подготовки воды, добавленной в систему охлаждения.

          Химическая лаборатория электростанции должна обеспечивать производство следующих минимально необходимых анализов:

          а) жидкого топлива, поступающего на электростанцию и расходуемого в двигателях — вязкость, температуру вспышки, содержание воды и механических примесей;

          б) свежего регенерированного и работающего в системе смазки двигателей смазочного масла — на вязкость, температуру вспышки, содержание золы, кокса, воды, механических примесей, а также на кислотность и реакцию водной вытяжки;

          в) изоляционного масла, свежего, очищенного, просушенного и находящегося в трансформаторах, масляных выключателях и прочей аппаратуре, на температуру вспышки, кислотное число, реакцию водной вытяжки, электрическую прочность, а также на содержание взвешенного угля и механических примесей;

          г) свежей, химически подготовленной (обработанной) и находящейся в системе охлаждения двигателей воды — на общую и карбонатную жесткость, щелочность, окисляемость и содержание хлоридов или сульфатов;

          е) природного газа — на содержание кислорода, метана, этана, пропана, бутана, конденсата, пыли и влаги.

          1.6.6.32. На электростанции должны быть составлены и утверждены руководством графики отбора проб и производства анализов смазочного и изоляционного масла и охлаждающей воды, находящихся в системах.

          1.6.6.33. Отбор проб топлива или масла должен производиться работниками химической лаборатории или лицом, ответственным за химконтроль, в присутствии представителя электростанции.

          1.6.6.34. Отбор проб от прибывающих партий топлива и масел, а также из резервуаров, баков и систем двигателя должен производиться в соответствии с ГОСТом 2517-80.

          1.6.6.35. Остатки отработанного топлива и смазочного масла после анализа должны быть возвращены в емкость, откуда они были отобраны.

          1.6.6.36.  Пробы топлива и масла должны отбираться в стеклянные бутыли или банки с притертой пробкой (допускается применение корковой пробки с прокладкой из пергаментной бумаги). Перед заполнением топливом или маслом посуда должна быть тщательно промыта щелочным раствором с концентрацией не менее 10% (при отсутствии щелочи — золой или древесными опилками с водным раствором мыла). После промывки бутылки (банки) должны быть  тщательно высушены, их следует открывать перед самым забором проб. При заполнении емкость дважды ополаскивают забираемым продуктом.     

     1.6.6.37. Качество воды должно соответствовать требованиям, установленным в технических условиях на двигатель.

          1.6.6.38. Отбор пробы свежей, химически обработанной или циркулирующей в системе воды, должен производиться из трубопроводов или емкостей с помощью специальных кранов в чистые бутылки и стеклянные банки с притертой пробкой. Бутылки перед заполнением должны ополаскиваться этой же водой несколько раз. Бутылки должны быть закрыты пробками, а в случае пересылки или длительного хранения — залиты еще сургучом.

          Пересылаемые и хранящиеся бутылки должны иметь этикетки, на которых указывается, когда, где взята проба.

          1.6.6.39. Сырую воду без надлежащей обработки для радиатора и I-го контура двухконтурной схемы давать не разрешается.

          1.6.6.40. Должно быть организовано периодическое наблюдение за чистотой охлаждаемых водой полостей двигателя. В случае обнаружения накипи толщиной 1 мм и более следует срочно провести химическую очистку и промывку полостей.

          1.6.6.41. Реагенты и технология химической очистки должны быть выбраны в зависимости от химического состава накипи.

          1.6.6.42. Вблизи рабочего места машиниста у  каждого двигателя должна быть вывешена схема системы охлаждения, на схеме должны быть указаны краны, вентили и задвижки, с помощью которых ведется регулировка подаваемой воды, а также приведены нормальные, минимальные и максимальные давления и температуры.     

     Очень важным фактором, определяющим успешную работу электростанции собственных нужд, является надежная работа систем, обеспечивающих ввод агрегатов на параллельную работу. На электростанциях собственных нужд КС, оснащенных газовыми мотор-генераторами, успешно используются как метод самосинхронизации, так и точной синхронизации.

          Для турбогенераторов мощных ТЭЦ и ГЭС условиями ввода в синхронизм методом точной синхронизации являются:

          1. Обязательное равенство частот в пределах ± 0,1% (2-3 об/мин стрелки синхроноскопа).

          2. Обязательное равенство напряжения генератора и сети в пределах ± 5% в нормальных условиях и до 20% при аварийном включении в условиях эксплуатации.

          3. Обязательное совпадение фаз напряжения генератора и сети. При вводе в параллель агрегатов IIГД100М обеспечение условий равенства напряжений и совпадение фаз не вызывает затруднений, однако не удается добиться требуемого равенства частот из-за присущей двигателям агрегатов неравномерности (± 0,25 Гц). При вхождении в параллель агрегатов IIГД100М методом точной синхронизации стрелка синхроноскопа вращается со скоростью 610 об/мин.

          Опыт эксплуатации показал возможность успешного ввода в параллель при указанных условиях, и метод точной синхронизации находит все большее число сторонников среди эксплуатационников.

          Метод  самосинхронизации («грубой» синхронизации) более прост, но часто  требует доработки схем автоматики генератора из-за значительных величин остаточного напряжения. Тем не менее, на электростанциях собственных нужд при включении агрегатов на параллельную работу между собой, метод самосинхронизации, при котором можно не столь точно поддерживать обороты при входе в синхронизм, находит применение. Данный метод синхронизации внедрен на электростанциях собственных нужд газопровода Средняя Азия-Центр и других объектах, т.к. он позволяет производить включение даже  в аварийных условиях работы, при значительных колебаниях напряжения и частоты в системе.

          Поддержание  заданного напряжения на шинах генератора при вводе в параллель и последующей работе под нагрузкой обеспечивается автоматическим регулированием возбуждения. При самосинхронизации включение агрегата на параллельную работу производят на подсинхронных оборотах с отклонением ± 3% (± 22 об/мин для IIГД100М),  генератор при этом не возбужден.

          На резервных электростанциях внедрение метода самосинхронизации, при  котором включение агрегата на параллельную работу легко автоматизируется, решает вопрос лишь частично — при включении агрегата без нагрузки. В случаях необходимости синхронизации  нагруженного агрегата с энергосистемой, метод самосинхронизации неприемлем, и ввод в параллель производится методом точной синхронизации.

          Мотор-генераторы IIГД100М при технически грамотной эксплуатации удовлетворяют требованиям технических условий (ТУ) по стабильности, устойчивости и времени переходных процессов.

          Однако в процессе длительной эксплуатации имеют место случаи разрегулировки  двигателей агрегатов  по различным причинам, в результате чего нарушается точность поддержания числа оборотов двигателей и устойчивости их в работе. Это вызывает определенные трудности при вводе агрегатов в параллель и значительные колебания частоты и нагрузки агрегата при работе. Одним из условий нормальной работы в параллель и равномерности распределения нагрузки на параллельно работающие агрегаты является одинаковость наклона регуляторных характеристик или величин остаточной степени неравномерности регуляторов двигателей агрегатов.

          Для выяснения влияния нестабильности работы двигателя при различных величинах остаточной степени неравномерности на колебания частоты и величину обменной мощности при параллельной работе агрегатов, проследим взаимосвязь и определим количественно колебания нагрузки при допустимых величинах нестабильности работы двигателей.

          Величина остаточной степени неравномерности определяется по известной формуле:

     где:    — остаточная степень неравномерности,

                   n— число оборотов двигателя агрегата при  номинальной нагрузке (1000 кВт),

                   n — номинальное число оборотов агрегата (750  об/мин),  при этих оборотах частота тока в сети 50 Гц, при нагрузке на агрегат 50%,

                   n — число оборотов на холостом ходу.

          Энергия регулирования  — величина, показывающая, на сколько киловатт должна возрасти нагрузка при данной остающейся степени неравномерности регулятора, чтобы скорость вращения агрегата уменьшилась на один оборот в минуту, определяется по выражению:

          Величина  для агрегата IIГД100М  = 4% и номинальной мощности равна 33,3 кВт/об/мин.

          При электрических расчетах удобнее пользоваться значениями  в киловаттах на Герц

 ,           (1.14)

     где:  — энергия регулирования в кВт/Гц.

          С другой стороны, закон регулирования при параллельной работе систем выражается зависимостью

          или                                     Е = N + f = 0,                 (1.16)

           где N — отклонение мощности, кВт,

             f  — отклонение частоты,

             n — колебания числа оборотов на установившемся режиме.

          При работе мотор-генератора с сетью частота в системе поддерживается с большой степенью точности в пределах меньше чем  ± 0,1 Гц, а это значит, что имеющие место при работе мотор-генератора на самостоятельную сеть, колебания частоты f = ± 0,25 Гц, будут отсутствовать, а будут иметь место колебания мощности N, которые можно определить, зная величину регулирующей энергии и f или n по выражению 1.15 и 1.16. Колебания мощности в этом случае будут в пределах ± 125 кВт.

          Такая величина отклонения мощности (± 125 кВт), т.е. ± 12,5 % от  номинального значения обусловливается неравномерностью работы для двигателя  из-за неточности работы регулятора при строго фиксированной частоте в системе.

          При этом не учитывались колебания нагрузки, обусловленные неточностью  поддерживания частоты в системе. Если же учесть колебания нагрузки, обусловленные неточностью поддержания частоты в системе (± 0,1 Гц), то величина  отклонения мощности на агрегате определяется:

          и будет в интервале ± 175 кВт или ± 17,5% от номинальной нагрузки,

     где f= ± 0,25 Гц —  точность поддержания частоты, обеспечиваемая регулятором двигателя на любом установившемся режиме;

     Из выражения 1.15 видно, что величина колебаний нагрузки может быть уменьшена либо за счет уменьшения значений энергии регулирования , которая зависит  от величины остаточной степени неравномерности, установленной на регуляторе двигателя, либо за счет повышения точности поддержания оборотов двигателя системой регулирования агрегата.

          Анализ работы в параллель агрегатов IIГД100М на электростанциях собственных нужд и на аварийных электростанциях газопроводов “Бухара-Урал” и «Средняя Азия-Центр» показал следующее:

          1. При работе газовых мотор-генераторов на самостоятельную сеть возможны следующие установки степени неравномерности регуляторов скорости двигателей;

          а) при параллельной работе нескольких газовых мотор-генераторов на самостоятельную сеть и при изменении нагрузки в пределах мощности одного агрегата, рекомендуется иметь один и только один двигатель с регулятором, установленным на изодромную работу (степень неравномерности  = 0), а на регуляторах остальных двигателей установить степень неравномерности — 4%. В этом случае двигатель, регулятор которого установлен на изодромную работу, будет принимать на себя все изменения нагрузки и поддерживать в сети постоянную частоту, остальные же двигатели будут работать с постоянной нагрузкой;

          б) если при параллельной работе мотор-генераторов требуется равномерное распределение нагрузки между ними, то степень неравномерности должна быть установлена одинаковой на всех регуляторах — 4%.

          в) при работе одного агрегата на самостоятельную сеть установка нулевой степени неравномерности не рекомендуется;

          г) для предотвращения аварийной остановки станции при параллельной работе двух и более агрегатов, в случае короткого замыкания в сети или другой какой-либо аварии, характеризующейся резким возрастанием токов нагрузки, рекомендуется на одном из агрегатов устанавливать максимальную степень неравномерности и устанавливать защиты (ЧP), отключающие всех потребителей электроэнергии, кроме основного (турбоцеха КС) при падении частоты в системе ниже 48 Гц. Следует отметить, что увеличение количества агрегатов, работающих в параллель, стабилизирует колебания частоты в системе;

          д) при параллельной работе с энергосистемой одного или нескольких агрегатов IIГД100М на всех регуляторах рекомендуется устанавливать максимально возможную степень неравномерности  = 4%;

          е) при работе на самостоятельную сеть (электростанции собственных нужд) целесообразно поддерживать частоту в пределах 50,5-51 Гц, что позволяет уменьшить вероятность ложного срабатывания системы АЧР при коротких замыканиях в сети или резких набросах нагрузки, вызванных другими причинами.

     Вопросы анализа устойчивости при работе на параллель с сетью или в автономной системе электроснабжения решаются в ходе проведения и после планово-предупредительных ремонтов электротехнического оборудования. Общие вопросы проведения ремонтных работ достаточно изучены, а вопросы диагностики в настоящее время весьма актуальны, особенно для высокоавтоматизированных электроагрегатов электростанций КС.

          В результате анализа причин нарушения параметров рабочих процессов газовых мотор-генераторов IIГД100М  в условиях эксплуатации на электростанциях собственных нужд КС с ГТУ установлена взаимосвязь между устойчивостью работы двигателя и рядом внешних характеристик и регулировок. Точность поддержания оборотов, а, следовательно, и частота тока на шинах генераторов, определяется бесперебойностью и идентичностью рабочих циклов в каждом цилиндре, равномерностью распределения общей нагрузки по цилиндрам и качеством работы регулятора числа оборотов.

          Накопленный статистический материал по работе газовых мотор-гонераторов IIГД100М, пуско-наладочные и экспериментальные работы, проведенные непосредственно на газопроводах и в лаборатории, позволили выявить качественную и количественную картину влияния ряда причин на устойчивость работы двигателя. Перед началом работ по наладке агрегата очень важно выяснить, где находится причина нестабильной работы: в системах генератора или двигателя.

          Этот вопрос интересует как электриков, так и механиков. Для решения этого вопроса обычно проводился такой эксперимент:

          — испытуемый агрегат вводился в параллель с работающими агрегатами, а затем загружался имеющейся нагрузкой, но не более чем 90% Ne . После этого производилась запись колебаний частоты испытуемого агрегата при имеющейся нагрузке, затем агрегат вводился в параллель с другими агрегатами, разгружался и отключался от сети. После этого производилась запись колебаний частоты возбужденного генератора при работе испытуемого агрегата на холостом ходу. Одновременно с записью частоты производилась запись колебания напряжения на шинах генератора в том и другом случае.

          Если последующий разбор частотограмм показывал, что с возрастанием нагрузки стабильность работы агрегата несколько возрастает и отсутствуют колебания напряжения, это говорит о хорошей работе системы автоматики генератора, и источник ухудшения стабильности работы агрегата следовало искать в работе систем зажигания, регулятора или топливо-подачи привода генератора.

     Если бы при работе испытуемого агрегата под нагрузкой стабильность работы ухудшилась и имелись бы колебания напряжения в системе, то причину нарушения стабильности работы агрегата следовало бы искать в системе регулирования генератора.

          Предложенный метод оценки стабильности работы двигателя в случае, когда он имеет нагрузкой генератор переменного тока, очень прост и требует наличия лишь одного стандартного прибора типа Н-395 (Н-397; Н-345) и дает вполне удовлетворительные результаты по точности измерений.

          Наиболее часто встречается в эксплуатации ухудшение стабильности работы мотор-генератора IIГД100М из-за неполадок в системе зажигания. Проиллюстрируем несколько наиболее часто встречающихся неполадок в системе зажигания, взятых  из практики при наладке газовых мотор-генераторов на различных электростанциях, оснащенных агрегатами IIГД100М, газопроводов «Бухара-Урал», «Средняя Азия-Центр» и в Западной Сибири.

          На рис.1.7. показана работа агрегата IIГД100М на оборотах холостого хода (750 об/мин), когда все свечи работают .нормально и в случае, когда одна свеча работает с перебоями. Из рисунка видно, что агрегат IIГД100М при работе всех  свечей зажигания (рис. 1.7. «б») поддерживает обороты с точностью ± 0,25 Гц (по ТУ), в случае же работы одной свечи с перебоями  (рис. 1.7.»а») разброс по частоте возрастает до ± 0,4 Гц. Вместе с ухудшением стабильности поддержания оборотов двигателя наблюдается падение оборотов двигателя на 1-2 об/мин (0,1 Гц).

          При выяснении причин неудовлетворительного входа в синхронизм агрегата № 2 на электростанции собственных нужд КС-2 ПО «Средазтрансгаз», оказалось, что колебания частоты составляют ± 1 Гц (рис.1.8) на номинальных оборотах холостого хода. Это значительно больше колебаний частоты, допускаемых по ТУ(± 0,25 Гц). Причиной неустойчивой работы оказалась разрегулировка системы зажигания (был сбит угол опережения зажигания примерно на ± 6°).

          После проведенной регулировки только системы зажигания, разброс по частоте резко сократился.

          На рис.1.9 представлена диаграмма колебания частоты, записанной после регулировки. Из рис.1.9 видно, что разброс сократился и составляет примерно ± 0,25 Гц. Иногда причиной ухудшения стабильности работы агрегата является выход из строя аккумуляторов, при этом напряжение зажигания остается прежним, за счет работы выпрямителей. В этом случае агрегат работает на выпрямленном токе, при понижении синусоидальной составляющей выпрямленного напряжения разряда на свече может не произойти, т.к. напряжение в данный момент оказывается недостаточным.

          На рис. 1.12 представлена диаграмма колебаний частоты агрегата IIГД100М в случае, когда давление форкамерного газа завышено (рис. 1.12 «а») и в случае оптимального давления на выходе редуктора-регулятора форкамерного газа (рис. 1.12 «б»).

          На рис. 1.13 показано изменение стабильности работы агрегата IIГД100М при специальном изменении давления форкамерного газа. Как видно, неправильная регулировка форкамерного газа может существенно ухудшить стабильность работы агрегата. Особое внимание при эксплуатации газовых мотор-генераторов должно уделяться регулятору скорости двигателя. Небрежность при профилактических осмотрах (попадание ворсинок) может привести к заклиниванию золотника, а заправка нефильтрованным маслом может привести к образованию отложений на стенках каналов регулятора, что меняет их гидравлические характеристики и приводит к ухудшению стабильности работы двигателя.

          При эксплуатации агрегата № 4 на электростанции КС-2 было замечено, что при нагрузке свыше 300-400 кВт появляются значительные колебания частоты, по этой причине агрегат работал с нагрузкой в 300-400 кВт. При пробном пуске агрегат на холостом ходу работал вполне удовлетворительно (рис. 1.14 «а»), разброс по частоте составил ± 0,2 Гц. Увеличение остаточной степени неравномерности регулятора двигателя с 3% до 4% существенно не повлияло на изменение разброса по частоте. Уменьшение же величины остаточной степени неравномерности до 2% привело к резкому ухудшению работы агрегата.

          Колебания частоты возросли до ± 1,3 Гц, а последующее увеличение остаточной степени неравномерности до 4% привело к восстановлению нормального разброса по частоте в пределах ± 0,2 Гц (рис. 1.14 «б»).

          Проверка затяжки иглы изодрома регулятора показала, что она вывернута и упиралась в заглушку, т.е. регулятор работал как статический с жесткой обратной связью.

          При откручивании иглы изодрома на 1-2 оборота регулятор должен работать неустойчиво, однако в данном случае этого не наблюдалось. Частичная разборка регулятора показала, что детали регулятора и внутренние поверхности корпуса покрыты отложениями черного цвета, что является следствием заправки регулятора грязным нефильтрованным маслом. Регулятор был промыт и последняя проверка показала его нормальную работу.

          Изменение величины остаточной степени неравномерности регулятора двигателя от 0 до 4% не меняя частотный спектр колебаний уменьшает их амплитуду при всех прочих равных условиях, примерно в 1,5-2 раза.

     Изменение величины открытия дросселирующего отверстия изодромной обратной связи может привести к резкому ухудшению работы двигателя (рис.1.15). На рис.1.15 показано, что с выворачиванием компенсирующей иглы изодромной обратной связи на 1 оборот и более устойчивая работа двигателя нарушается и двигатель входит в режим автоколебаний при 22-23 колебаниях в минуту, разброс по частоте в этом случае составляет ± 1,6 Гц.

          При вворачивании компенсирующей иглы двигатель начинает работать стабильно. Обычно компенсирующая игла отвернута примерно на 1/4 оборота от закрытого ее положения, но открытие ее должно быть возможно большим.

          Малое открытие компенсирующей иглы (меньше 1/4 оборота) вызывает замедленное действие регулятора, что ухудшает качество переходных процессов, удлиняя время перехода с одного режима на другой.

          Неоднократно причиной ухудшения стабильности работы регулятора являлась увеличенная затяжка компенсирующей пружины золотника регулятора. На электростанции КС-12 (ст. Соленая) агрегат № 1 работал с разбросом частоты до ± 0,4 Гц, при 20 колебаниях в минуту, что очень усложняло ввод данного агрегата в параллель. Проверка всех систем и регулировок двигателя показала, что никаких отклонений нет, степень неравномерности была установлена 4%, компенсирующая игла вывернута на 1/4 оборота. Нормальной работы агрегата удалось добиться только после того, как затяжка компенсирующей пружины золотника была уменьшена на 0,6 мм. На рис. 1.16 показана частотограмма до изменения затяжки компенсирующей пружины (рис.1.16 «а”) и после уменьшения затяжки компенсирующей пружины на 0,6 мм (рис.1.16 «б»).

          На рис.1.17 показан типичный случай работы агрегата с затянутой компенсирующей пружиной золотника до 3,6 мм. Характерной особенностью частотограмм в таких случаях является возрастание количества колебаний до 10-12 в минуту и увеличение разброса по частоте до 0,40,6 Гц. Разброс по частоте возрастает с ростом затяжки компенсирующей пружины.

          На  рис. 1.17 показано, как меняется характер частотограммы с уменьшением затяжки компенсирующей пружины. На рис. 1.17 «а» затяжка — 3,6 мм, на рис. 1.17 «б» — затяжка 2,8 мм.

          Как показал опыт наладки регуляторов на электростанциях собственных нужд газопровода «Бухара-Урал «, оптимальной величиной затяжки компенсирующей пружины следует считать затяжку в пределах 1,6-2 мм.

          На основании многочисленных экспериментальных данных установлено, что частотограммы при наличии неисправностей в системе зажигания имеют частоту колебаний примерно 6-8 колебаний в минуту с периодическими всплесками отклонений частоты, доходящими до ± 1 Гц. Частотограммы, характеризующие неисправность в газоподающей аппаратуре (утечки, неточность регулировки редуктора форкамерного газа, увеличение тепловых зазоров и т.п.), имеют два-три резких всплеска в минуту без ярко выраженной периодичности (рис. 1.13). Частотограммы, характеризующие неисправность в регуляторе, можно разделить на два вида, это:

          1. Частотограммы, безусловно указывающие на неполадки в регуляторе (отвернулась компенсационная игла изодрома, наличие воздуха в масляной системе, сбита установка степени неравномерности), характеризуются наличием автоколебаний от 22 до 36 колебаний в минуту (рис. 1.14; 1.15).

          2. Частотограммы, указывающие на вероятность неисправностей в регуляторе (увеличен зазор на масло, пропуски под клапаном блока магнита, неправильная регулировка компенсирующей пружины золотника).

          Эти частотограммы близки к частотограммам, отражающим неисправности в системе зажигания, но частота отклонений частотограмм несколько выше, до 10 колебаний в минуту (рис. 1.16) и амплитуды колебаний более или менее идентичны, нет случаев резких отклонений частоты, как это имеет место у частотных диаграмм, отражающих неисправности в системе зажигания.

          Естественно, для точного установления неисправности по частотограммам (диагностика) необходимо иметь большой практический опыт. Критерием для вероятностной оценки неисправностей может быть сравнение полученных частотограмм с частотограммами отражающими тот или иной дефект в чистом виде, например рис.  1.7; 1.8; 1.13; 1.14; 1.15 и 1.16.

          Опыт эксплуатации газового мотор-генератора IIГД100М показывает, что агрегаты обеспечивают точность поддержания оборотов в пределах, оговоренных техническими условиями (± 0,5% N). При этом обеспечиваются условия гарантированного ввода в параллель как с однотипными агрегатами, так и с энергосистемой при синхронизации любым методом.

          Нарушение регулировок двигателя, неисправности элементов системы газоподачи, нестабильность искрообразования и неисправность свечей зажигания, техническое состояние двигателя, регулятора и настройка существенно влияют на точность поддержания оборотов двигателя агрегата, а, следовательно, и на величину колебаний частоты тока генератора. На рис. 1.18 показана диаграмма изменения напряжения на шинах генератора. Как видно из диаграммы, стабильность напряжения в пределах ТУ и затруднений в эксплуатации системы регулирования напряжения, как правило, не возникает.

          Основными причинами нарушения стабильности работы газовых мотор-генераторов IIГД100М при длительной их эксплуатации является изменение некоторых характеристик и регулировок в результате приработки и износа деталей, выхода из строя отдельных элементов системы зажигания и газоподачи, несвоевременной профилактики и нарушений правил и условий эксплуатации. Изучение влияния каждого фактора в отдельности на стабильность работы агрегата позволило разработать ряд мероприятий, направленных на повышение качественных показателей агрегата и его надежности в работе, что было учтено при создании новой модификации газовых мотор-генераторов IIГД100М;  8ГЧН 26/26; 6Ч 15/18.

          По результатам работ можно сделать следующие выводы:

          1. Увеличение степени неравномерности регулятора с 2 до 4% при всех прочих равных условиях уменьшает амплитуду колебаний оборотов двигателя примерно в 1,5-2 раза, причем частотный спектр колебаний не изменяется.

          2. Изменение величины открытия дросселирующего отверстия изодромной обратной связи может привести к резкому ухудшению работы двигателя. При отворачивании иглы изодрома на один оборот двигатель входит в режим автоколебаний с частотой 22-23 колебания в минуту и амплитудой ± 1,6 Гц.

          При заворачивании компенсирующей иглы до 1/21/4 оборота двигатель начинает работать стабильно (отклонения в пределах меньше ± 0,25 Гц).

          Обычно компенсирующая игла отвернута на 1/4 оборота.

          Желательно иметь возможно большее открытие иглы изодрома, так как это сокращает время перехода двигателя с одного режима на другой. Малое открытие компенсирующей иглы (меньше 1/4 оборота) вызывает замедление действия регулятора, что ухудшает качество переходных процессов, затягивая время перехода с одного режима на другой.

          3. Изменение величины затяжки компенсирующей пружины резко сказывается на стабильности работы агрегата как на холостом ходу, так и под нагрузкой. При большой затяжке компенсирующей пружины резко возрастает количество отклонений (частота) до 20 отклонений в минуту, причем амплитуда возрастает до  ± 0,40,6 Гц.

          При слабой затяжке компенсирующей пружины двигатель начинает плавно «водить» с малым количеством (1-2) колебаний в минуту, но амплитуда возрастает до ± 0,81 Гц.

          Оптимальной величиной затяжки  компенсирующей пружины следует считать величину 1,4-2 мм. Как показал опыт наладки регуляторов, величина затяжки компенсирующей пружины неодинакова для различных регуляторов и может быть определена по изложенной методике с применением самописца типа Н-395 (Н-397; Н-345) непосредственно при наладке агрегата на холостом ходу.

          Изложенный метод диагностики причин нарушения стабильности в работе мотор-генераторов может быть использован как оперативная информация об их техническом состоянии.

          Кроме того, данный метод может быть применен и для технической диагностики любых других газовых и дизель-генераторов переменного тока.

          Экономическая программа ближайших пятилеток предусматривает интенсивное развитие газовой промышленности в районах северо-востока и Заполярья СССР. Основная часть территории этих районов имеет холодный климат и специфические особенности.

          Природно-климатические условия  характеризуются преобладанием подзон северной тайги и тундры, наличием вечной мерзлоты, суровостью зимы со сложными условиями снегонакопления, особенностью ветрового режима и низкими температурами воздуха (в среднем до -20°С, а временами до -5055°С), продолжительным отопительным сезоном (до 300 суток), своеобразным световым режимом (полярные дни и ночи), коротким летним периодом и повышенной влажностью воздуха в весенний и осенний периоды.

          Экономико-географические условия  — обширность территории района и малая плотность населения, наличие больших запасов топливо-энергетических ресурсов, преимущественное развитие добывающих отраслей промышленности (заготовка леса, добыча нефти, природного газа, угля и других полезных ископаемых). Кроме того, следует учитывать отсутствие в большинстве районов надежных транспортных систем, сезонность в поставках по зимникам, наличие большого количества водных преград (реки, озера), а также болот, непроходимых большую часть времени года.

          Технико-экономические факторы — низкая плотность электрических нагрузок, неизбежность децентрализованных форм энергоснабжения наряду с централизованными, отсутствие развитых энергетических систем, повышенные требования к качеству и уровню надежности работы оборудования, машин и механизмов, удорожание строительно-монтажных работ, длительность строительства объектов традиционными методами и необходимость применения блочных компоновок всего технологического оборудования, изготавливаемого в условиях завода и требующего минимум строительно-монтажных работ на объектах.

          Большая продолжительность больших отрицательных температур воздуха в этих районах обусловливает специальные требования к морозостойкости электротехнического оборудования и материалов, используемых при сооружении систем электроснабжения. Районы добычи нефти и газа Западной Сибири отнесены ко второму району по ветровым и гололедным нагрузкам на ЛЭП (нормальная толщина стенки гололеда 10 мм, скорость ветра 25 м/с). Основная часть территории этих районов представляет собой многолетнемерзлые грунты со сложной геоэлектрической структурой.

          Основной особенностью вечномерзлых грунтов является наличие льда, придающего им некоторые дополнительные свойства. Такие грунты, имеющие в мерзлом состоянии большую несущую способность, при оттаивании поверхностного слоя в летний период значительно ее снижают.

          Глубина сезонного оттаивания зависит от температуры окружающего воздуха, наличия растительного покрова и его состава, вида грунта, а также его влажности.

          На основе анализа температурных режимов грунтов в практике мерзлотоведения выделяют следующие четыре слоя:

          — деятельный слой, оттаивающий в летний период, мощность которого (0,25,0 м) зависит от состава пород и фазового состояния влаги при замерзании и оттаивании;

          — аккумуляционный слой, лежащий ниже деятельного, имеющий усредненную мощность 1020 м и отрицательную температуру, колебания которой в верхней его части достигают 10-15°С и уменьшаются с увеличением глубины;

          — слой постоянных температур, подстилающий аккумуляционный слой и имеющий годовую температуру -2-7°С и мощность до нескольких сотен метров;

          — слой положительных температур, простирающийся от подошвы слоя постоянных температур.

          Для районов добычи нефти и газа в Западной Сибири глубина оттаивания грунта может быть принята: для песчаного — 2,5-1 м; глинистого — 1,8-3 м; торфяного — 1-0,5 м.

          Глубина сезонного оттаивания значительно увеличивается при производстве строительных работ, в ходе которых может быть уничтожена растительность, защищающая грунт от действия солнечной радиации и сохраняющая влагу.

          Вечномерзлые грунты имеют повышенное по сравнению с обычными грунтами сопротивление нормальному давлению, и оно тем больше, чем ниже температура грунта, при изменении температуры грунта от -0,5 до -4°С и ниже сопротивление грунта возрастает примерно в три раза. Из этого следует, что при строительстве объектов на вечной мерзлоте фундаменты могут быть приняты меньших размеров при условии сохранения мерзлоты. Для сохранения мерзлоты можно рекомендовать следующие решения: продуваемое подполье, сваи, термосваи, подсыпка из сухого крупного щебня и т.п.

          Высокая несущая способность присуща лишь вечной мерзлоте, содержащей прослойки конституционного льда, т.е. льда в виде линз толщиной 1-10 мм, который образовался вследствие замерзания влаги, содержащейся в порах пород. Наличие пещерно-жильных льдов, заполняющих пустоты и погребальных льдов, которые являются следствием поверхностных насосов, требует особых проектных разработок.

          В качестве исходной для инженерных расчетов принимают температуру вечномерзлого грунта на глубине нулевых амплитуд (~ 10 м). Условно различают два типа вечной мерзлоты: высокотемпературную, имеющую температуру от 0 до -1°С, и низкотемпературную от -1 до -3°С и ниже. Первая является неустойчивой и быстро разрушается при незначительном изменении теплового режима.

          Большая льдонасыщенность вечномерзлых грунтов является причиной пучения грунтов при их промерзании. Одним из проявлений пучения грунтов является выжимание валунов и сооружений. На сооружаемых в районах распространения вечномерзлых грунтов линиях электропередачи может происходить выпучивание опор и нарушение работоспособности различных электротехнических аппаратов. Пучение начинается при температуре грунта от -0,5 до 0,8°С. Таким образом, наиболее опасной в отношении пучения является высокотемпературная мерзлота.

          Мерзлотно-грунтовые условия разделяют на неопасные, опасные и особо опасные.

          Неопасные — это условия, когда отсутствует или незначительна неравномерность пучения (коэффициент неравномерности пучения К  0,07); не имеются морозобойные трещины или их глубина не превышает 1,2 м для грунтов I категории и 0,6 м — для грунтов II-IY категорий, а ширина на поверхности земли не более 5 см; кроме того, не наблюдаются и другие мерзлотные явления.

          Опасные — это условия на участках с пучинистыми грунтами, когда коэффициент неравномерности пучения находится в пределах 0,07 К  0,12, кроме того, имеются морозобойные трещины глубиной до 2 м и шириной на поверхности земли от 5 до 10 см.

          Особо опасные — это условия на участках с наличием морозобойных трещин глубиной более 2 м, шириной на поверхности земли более 10 см и коэффициентом неравномерности пучения грунта К  0,12, а также участки с активным развитием мерзлотно-грунтовых явлений и, кроме того, места пересечения существующих железных и автомобильных дорог, где земляное полотно подвержено осадкам.

          Из-за наличия вечной мерзлоты в районах строительства газопроводов, линий электропередачи и промышленных объектов добычи и транспорта газа могут наблюдаться такие геологические явления, как наледи, бугры пучения, термокарст, солифлюкция и морозобойные трещины.

          Морозобойными трещинами называются трещины, образовавшиеся при неравномерном охлаждении грунтов при промерзании, чаще всего на оголенных местах поверхности (без снега).

          Коэффициент неравномерности пучения определяется при помощи нивелирования отдельных точек площадки, расположенных через 50-100 см и вычисляется по формуле:

                           L  — расстояние между рассматриваемыми точками, см.

          При замерзании влаги, содержащейся в грунтах, их удельные сопротивления значительно увеличиваются. Во многих случаях удельное электрическое сопротивление грунтов после промерзания столь велико, что его замерить не удается.

          Удельные электрические сопротивления грунтов на строительной площадке могут меняться в широком диапазоне как по вертикали, так  и по горизонтали. Поэтому рекомендуется перед выбором заземляющего устройства измерить удельные электрические сопротивления в районе или по трассе строительства электроустановки. Наиболее эффективным способом измерения в условиях высоких  удельных сопротивлений грунтов является вертикальное электрическое зондирование (ВЭЗ).

          В соответствии с действующими нормативными документами КС магистральных газопроводов по требуемому уровню надежности систем электроснабжения относятся к электроприемникам первой категории.

          Однако как известно, в требованиях ПУЭ /1/ к источникам электроснабжения не оговариваются параметры их надежности. Формальное выполнение требования ПУЭ питания объектов от двух независимых источников приводит к решениям, при которых сооружаются системы питания КС от двух источников с общей надежностью ниже требуемого уровня по условиям технологического процесса.

          Создание систем, полностью исключающих перерывы в электроснабжении, сопряжено со значительными капитальными затратами и для реальных условий эксплуатации практически недостижимо. Поэтому создание систем электроснабжения КС магистральных газопроводов должно базироваться на разработке методов проектирования и эксплуатации, обеспечивающих минимальные затраты при заданном достижимом уровне надежности.

          Следовательно, необходимо решать задачу создания надежных систем электроснабжения КС на базе накопленного опыта эксплуатации аналогичных объектов в нефтяной промышленности /17-21/, сельском хозяйстве и ряде промышленных объектов Минэнерго, располагающихся в районах  Сибири и Дальнего Востока.

          Анализ  статистических данных о средней протяженности ВЛ по ряду энергосистем  Советского Союза, приведенных в работе /24/, дал следующие результаты: для ВЛ 500 кВ — 240 км; ВЛ 330 кВ — 180 км; ВЛ 220 кВ — 130  км; ВЛ 110  кВ — 32 км; ВЛ 35 кВ — 17 км; и как известно, для ВЛ 10 кВ — 11,4 км и ВЛ 6 кВ — 7 км. На  научно-техническом совещании «Надежность и электробезопасность электрооборудования в районах Крайнего Севера”,  проходившем в г. Норильске, отмечалась достаточно высокая относительная повреждаемость ЛЭП — 46%, и то, что оптимальной зоной электроснабжения объектов в указанных условиях от ЛЭП следует считать радиус порядка 180 км.

          Промышленные объекты газовой промышленности располагаются рассредоточенно на огромных расстояниях в сотни и тысячи километров в районах, где источники электроснабжения отсутствуют или же находятся на расстоянии в сотни километров. Отличительными признаками труднодоступных северных районов, обусловившими необходимость разработки для них особых решений, как это отмечалось выше,  являются:

          — отсутствие железных и автомобильных дорог круглогодичного пользования;

     — номинальная температура окружающей среды ниже -45°С;

          — широкое распространение болот, водных преград и многолетнемерзлых грунтов;

          — отсутствие населенных пунктов в районах строительства объектов.

          Вследствие этих особенностей труднодоступных районов, капиталовложения на строительство более чем в два раза превышают капиталовложения на строительство аналогичных объектов в освоенных районах с умеренным климатом. Поэтому задача выбора схем электроснабжения, оптимальных для конкретных условий, особенно актуальна.

          Анализ опыта эксплуатации систем электроснабжения по материалам, опубликованным в печати, по таким энергосистемам, как Свердловэнерго, Якутскэнерго, Магаданэнерго, Камчатскэнерго, Архэнерго, Комиэнерго и других /22, 23/ позволяет сделать некоторые обобщения.

          По эксплуатации существующих подстанций:

          Широкое распространение получили комплектные трансформаторные подстанции 110 кВ, при этом наблюдается большое разнообразие схем.

          Оборудования в хладостойком исполнении на существующих подстанциях нет, по энергосистемам   найдены эффективные меры обеспечения работоспособности существующего электротехнического оборудования.

          Достаточно представительных данных о повреждаемости оборудования обычного исполнения в условиях северных районов не опубликовано. Однако, имеющийся опыт показывает, что частота отказов в этих условиях значительно превышает среднестатистические данные по стране. Анализ статистических данных по отключениям в высоковольтных электрических сетях энергосистем свидетельствует о том, что большая часть этих отключений связана с отказами в ВЛ 6-10-35-110  кВ.

          Высокая повреждаемость линий электропередач обусловливается, как это указывалось выше, рядом факторов. Развитие электрических сетей во вновь осваиваемых районах севера обычно происходит в несколько этапов:

          — Пионерский этап. На этом этапе сооружаются дальние линии электропередачи с относительно небольшим количеством подстанций. Поскольку в первоначальный период нагрузка линий электропередачи значительно ниже ее расчетной пропускной способности, часто ВЛ вводится в эксплуатацию на пониженном напряжении. Подстанции сооружаются с упрощенной схемой ВН, но с учетом сооружения в последующем на них надстройки высшего напряжения.

          — Освоение проектных параметров дальних электропередач.  Системообразующие ВЛ по мере роста нагрузки переводятся на номинальное напряжение. На подстанциях сооружаются надстройки высшего напряжения. Сооружается распределительная сеть напряжением 110 кВ с упрощенными подстанциями глубокого ввода.

     — Развитие электрификации района вширь. Распределительные сети при этом интенсивно развиваются, усложняется схема сети, сооружаются дополнительные опорные точки. Для усиления распределительной сети могут вводиться новые линии напряжением 220 кВ.

          При существующих темпах развития газотранспортных систем и других промышленных объектов в районах севера рост потребления электроэнергии, как правило, опережает развитие электрификации. В частности, при значительном росте нагрузки и задержке перевода системообраэующей ВЛ на номинальное напряжение возможны снижения напряжения у наиболее удаленных потребителей и потеря статической устойчивости электропередачи.

          Вследствие большой протяженности несекционированных участков ВЛ на пионерском этапе часто происходят перебои в электроснабжении потребителей из-за отказов ВЛ.

          При развитии распределительных сетей с задержкой, они перегружаются, растет количество ответвлений. Количество ответвлений на одном несекционированном участке ВЛ 110 кВ может доходить до десяти. Необходимость подключения все новых ответвлений требует частых отключений ВЛ, а недостаточное резервирование их приводит к перебоям электроснабжения. Также поэтапно развиваются и местные распределительные сети. В частности /19, 21/, на нефтепромыслах Западной Сибири внутрипромысловые линии 6-10 кВ строятся в габаритах 35 кВ, что позволяет передавать по каждой ВЛ при необходимости до 15-20 МВА. Аналогичным образом линии 35 кВ также строятся иногда в габаритах 110 кВ. Кроме вышеприведенных объективных факторов, влияющих на надежность электроснабжения промышленных объектов, располагающихся в северных районах, имеется еще ряд специфических особенностей, существенно усложняющих достижения требуемого уровня надежности ВЛ в данных условиях:

          большая протяженность трасс, подверженность воздействию грозовых перенапряжений и гололедно-ветровых нагрузок, ухудшение характеристик надежности электротехнического оборудования, обусловливаемых природно-климатическими воздействиями, а также загрязнением, набросами, падением деревьев и т.п.

          При всем многообразии, разноплановости и неповторимости схемных решений отдельных промышленных объектов необходимо выделить наиболее важные направления в решении наиболее актуальных вопросов.

     Проектные схемы электроснабжения КС, выполненные проектными институтами, в большинстве случаев удовлетворяют формальным требованиям электроснабжения электроприемников первой категории (в соответствии с ПУЭ), но не исключают кратковременных, а как показывает опыт эксплуатации, и продолжительных перерывов в электроснабжении, которые могут привести к аварийным остановкам КС.

          Наиболее существенным недостатком схем электроснабжения является отсутствие четкой градации основных, резервных и аварийных источников электроснабжения и зачастую отсутствие двух последних.

          Недостатком проектных решений следует считать и наличие совместного питания как электроприемников турбоцехов, так и менее ответственных электроприемников от общих распредустройств, что, как показал опыт эксплуатации, особенно на стадии пуска и выхода КС на проектную мощность, приводит к значительному числу отключений по вине внешних потребителей (строители, жилпоселок и т.п.).

          Все эти факторы необходимо учитывать при разработке схем электроснабжения объектов добычи, переработки и, в основном, транспорта газа, располагающихся в условиях севера. Альтернативным решением данного вопроса является создание системы опорных (локальных) блочно-комплектных электростанций собственных нужд различной мощности (до 72 МВт), с разработкой системы резервирования объектов от собственных высокоавтоматизированных автономных источников мощностью 500-2500 кВт.

          В случаях применения на объектах собственных электростанций отпадает необходимость в специальной технике и транспортных средствах, предназначенных для ремонта ВЛ, кроме того, значительно улучшаются условия работы обслуживающего персонала, который  может производить работы в закрытом помещении, где созданы нормальные температурные условия, в отличие от выполнения ремонтных работ на ЛЭП.

          Создание необходимого ряда энергетических установок для выработки электроэнергии с поршневым и газотурбинным приводом весьма перспективно, т.к. они облают необходимыми технико-экономическими характеристиками, достаточно надежны, не требуют больших капитальных и эксплуатационных затрат, могут работать на природном газе, в достатке имеющемся на объектах газовой промышленности, и в любых климатических условиях.

          Для распределения электроэнергии используются воздушные и кабельные линии злектропередач . При выборе вида ЛЭП для конкретных условий принимают во внимание энергоемкость присоединяемых потребителей, расстояние от них до источника питания, требования к надежности электроснабжения, характер трассы ЛЭП, особенности местных климатических и геологических условий и т.п.

          Для электроснабжения предприятий по добыче и транспорту природного газа в условиях вечномерзлых грунтов целесообразно широко применять воздушные ЛЭП. Кабельные линии целесообразно использовать на эстакадах, при прокладке по стенам зданий и сооружений и т.п.

          Основная проблема сооружения воздушных ЛЭП на вечномерзлых грунтах — это предохранение опор от воздействия сил пучения, которые могут достигать значительных величин до 10-15 тс. При этом надо учитывать, что силы пучения, воздействующие на железобетонные фундаменты, на 10-12% больше силы, приложенной к деревянному фундаменту.

          Выбор вида защиты опор ВЛ от действия сил пучения основывается на различных исходных положениях:

          — нагрузка на фундамент должна превышать действующую на него силу пучения, этого можно достичь применением ряжей,  давление которых одновременно снижает влажность грунтов вокруг опоры  (рис.2.1);

          — конструкция должна иметь наименьшую поверхность, которая может воспринять усилие пучения, т.е. в зоне действия сил пучения не должно быть горизонтальных лежней, связей и т.п.

          ЦНИИС Минтрансстроя разработал два способа уменьшения сил смерзания фундамента с окружающим грунтом:

          — заключение фундаментной части опоры в деревянный короб, заполняемый дренирующим грунтом (рис. 2.2);

          — обматывание фундаментной части опоры несколькими слоями полиэтиленовой пленки, чередующейся с несмерзающейся смазкой.

          Для предотвращения нежелательного воздействия сил пучения на опоры ВЛ следует закреплять их в грунте, заглубляя фундамент (рис.2.3) ниже слоя сезонного оттаивания — промерзания.

          В практике строительства и эксплуатации свайных фундаментов в газовой промышленности накоплен опыт по внедрению термосвай и свай специальных конструкций.

          Термосваи нашли широкое применение на промышленных объектах как в нашей стране, так и за рубежом. Они обеспечивают устойчивость фундаментов против пучения. Основной принцип работы таких термосвай — снижение температуры и промораживание пород вокруг термосваи зимой, с таким расчетом, что за короткий летний период породы вокруг сваи не растепляются, — это и обеспечивает высокую несущую их способность.

     ВНИИГАЗом совместно с работниками эксплуатации разработаны и успешно, на протяжении трех лет эксплуатации, прошли испытания следующие конструкции противопучинных свай. Конструкции противопучинных свай представлены на рис.2.4.

          На поверхности сваи — анкера (рис.2.4 “а”) приварены ярусы из отрезков уголков, которые повышают способность сваи против выдергивания в 1,4-2,2 раза, в зависимости от количества ярусов. Операции по подготовке и приварке уголков достаточно просты, не требуют специальных приспособлений и могут выполняться непосредственно в трассовых условиях. Дополнительным преимуществом свай-анкеров данного типа является то, что для них не требуется увеличения диаметра скважины под сваю и изменения технологии погружения по сравнению с типовой.

Рис. 2.1. Установка опоры в ряже:

а — деревянный ряж; б — бетонное кольцо

Рис. 2.2. Установка опоры в коробе:

1 — опора ВЛ, 2 — слива, 3 — деревянный короб, 4, 5 — грунты: дренирующий и местный

Рис. 2.3.  Закрепление опор в вечномерзлом грунте в сверленых
(а, б) и в открытых (в, г) котловинах

ГВМ — горизонт вечной мерзлоты; h — глубина протаивания;
 t — глубина заделки фундамента в вечномерзлый грунт; T — термоизоляционный слой;
 Г — песчано-глинистый раствор

Рис. 2.4. Противопучинные металлические сваи

а — с анкерами из уголка; б — с анкерами лепестками;
в — с отверстиями

     Тот же принцип использован в свае с анкерными лепестками (рис. 2.4 «б”), в которой вырезаются карманы на теле сваи, а лепестки отгибаются. Лепестки наносят ярусами в той части сваи, которая погружена в вечномерзлый грунт. Этот тип сваи имеет примерно такую же расчетную несущую способность, что и сваи-анкеры (рис. 2.4.»а»).

          В свае с отверстиями (рис. 2.4 “в») реализована идея о больших усилиях смерзания поверхностей «грунт-грунт», чем поверхностей «металл-грунт». В свае из трубы вырезаны в шахматном порядке отверстия (рис.2.4.»в»)с таким расчетом, чтобы было обеспечено сопротивление сваи боковым нагрузкам.

          Наблюдения в течение нескольких лет на опытной площадке показали, что у данных конструкций свай не наблюдается случаев пучения по сравнению с контрольной типовой сваей.

          В условиях вечной мерзлоты рекомендуются решения, обеспечивающие сохранение вечной мерзлоты, поэтому типовые проекты опор, разработанные специально для использования в условиях вечной мерзлоты, предусматривают выполнение вокруг опоры специального теплоизолирующего слоя, радиус которого принимают на 1 м больше глубины протаивания.

          Учитывая местные климатические условия, целесообразно использовать следующие марки проводов: А-25, А-35, А-50 для ВЛ до 1 кВ, а для ВЛ 6 и 10 кВ — А-70, А-95, AC-35, AC-25 и АС-50.

          Ограничение наименьших сечений определяется необходимостью обеспечения нормируемых габаритов до земли в условиях перепада температур до 90°С (от -60°С до + 30°С) и возникновением при этом больших тяжений при низких температурах.

          При сооружении вдоль трассовых ЛЭП отпаек и временных линий электропередачи всех напряжений применяют и деревянные опоры на деревянных и железобетонных приставках. Для стоек опор может быть использована как пропитанная, так и непропитанная сосна в соответствии с ГОСТ 9463-72. Имеется положительный опыт применения лиственницы зимней рубки. Антисептирование затесов и отверстий, выполняемых на месте установки, следует осуществлять достаточно эффективной антисептической пастой на нефтебитумной основе следующего состава:

          — раствор битума 21 часть, мазут — 5 частей, соль вентнавта 5 частей, раствор фтористого натрия 53 части, вода 16 частей.

     Применение железобетонных центрифугированных опор имеет ограничивающие факторы, обусловленные их малой морозостойкостью и трещиностойкостью при температурах ниже — 40°С. От воздействия температур ниже — 40°С эти опоры покрываются продольными трещинами и теряют несущую способность. Это объясняется различными факторами, но в первую очередь резким увеличением объема свободной воды, заключенной в массе бетона, и значительным перепадом температур между наружной и внутренней поверхностями опоры. Кроме перечисленных причин, использование железобетонных опор также, как и цельно стоечных деревянных опор без приставок, ограничивается значительными глубинами закопки, которые в некоторых случаях могут достигать 4-5 м. В таких случаях используют свайные основания, забивая сваи на 8-10 м.

          Железобетонные притавки, используемые для строительства линий электропередач при температуре ниже — 40°С, должны иметь бетон с повышенной морозостойкостью Мр200-Мр2500 и водоцементным отношением В/Ц не более 0,45. Железобетонные приставки должны изготавливаться из тяжелого бетона марки 300. Марка бетона по водонепроницаемости В-4. Для рабочей арматуры должна быть принята сталь класса А-III марки 25Г2С. Для монтажной арматуры рекомендуется холоднотянутая стальная проволока класса В-1 и стержневая горячекатанная арматура класса А-1 марки ВСтЗсп при поставке ее по п.В, ГОСТ 380-71.

          Применение приставок особенно рекомендуется при строительстве линий электропередач,  проходящих по тайге, как защита от низовых “палов-пожаров». При этом комель опоры должен быть не ниже 1,2 м от поверхности земли.

          Металлические детали для крепления элементов опор должны изготавливаться из стали полуспокойной плавки марки ВСтЗсп по ГОСТ 380-71.  Детали, сварные соединения и предназначенные для крепления проводов к опорам, должны изготавливаться из стали спокойной плавки ВСтЗсп по ГОСТ 380-71. Сварку необходимо выполнять электродами  марки УОНИ 13/45 или 342А ГОСТ 9467-75.

          Металлические элементы конструкций желательно покрыть слоем цинка толщиной 100-120  мкм способом горячей металлизации в ваннах. В случаях отсутствия возможности оцинковки, поверхность металлических деталей необходимо покрыть черной или зеленой эмалью ЦФ-020, наносимой в три слоя на слой грунта ФЛ-03K или ГФ-020, или любым другим покрытием, которое рекомендуется инструкцией по защите от коррозии стальных и железобетонных конструкций с помощью лакокрасочного покрытия.

          Все подземные металлические детали крепления опор рекомендуется покрывать битумно-резиновой мастикой в соответствии со СНиП 1-B.27-71.

     Для сооружения линий электропередач до 1; 6 и 10 кВ на вечномерзлых грунтах целесообразно использовать типовые проекты, разработанные Ленинградским отделением Сельэнергопроекта — 3.407-80м и 3.407-88м.

          Для изоляции проводов линий электропередач до 1; 6 и 10 кВ могут быть использованы фарфоровые штыревые и подвесные изоляторы ТФ-20, ШФ-6-10 и ПФ-6. Для наблюдающихся здесь перепадов температур лучше всего применять штыревые и подвесные изоляторы ШС-6-10 и ПС-6 из закаленного стекла. Это объясняется тем, что коэффициент линейного расширения закаленного стекла очень близок к коэффициенту линейного расширения стали, из которой изготавливают штыри и другие элементы сцепной линейной арматуры. Кроме того, стеклянные изоляторы облегчают эксплуатацию ЛЭП: при наиболее частом повреждении линии — однофазном замыкании на землю поврежденный изолятор разрушается, что упрощает поиск поврежденного места и ускоряет ликвидацию аварии.

          Штыри и другие элементы сцепной арматуры для линий электропередач   изготовляются из металла, обеспечивающего нормируемую прочность при температурах воздуха ниже — 40°С.

          Все работы по сооружению ВЛ следует выполнять в соответствии с технологическими правилами на производство отдельных видов работ, с соблюдением всех правил и инструкций по технике безопасности.

          Для электроснабжения промысловых объектов добычи газа, компрессорных станций магистральных газопроводов строятся линии электропередач  напряжением 35 и 110 кВ. Для воздушных линий 35 и 110 кВ применяются унифицированные металлические и железобетонные опоры. Для сооружения повышенных опор применяют обычные стальные опоры с унифицированными подставками высотой 4,5 и 9 м. Железобетонные опоры 35 и 110 кВ применяются только в качестве промежуточных, так как закрепление железобетонных анкерных опор встречает технические затруднения, обусловленные наличием вечномерзлых грунтов. Анкерные и специальные опоры, как правило, стальные. Унифицированные опоры 35 кВ допускают применение провода марки АС площадью поперечного сечения до 150 мм, а опоры 110 кВ — до 240 мм. На унифицированных опорах используются только стеклянные изоляторы ПС-6А и ПС-12А.

          Молниезащита линий 110 кВ осуществляется подвеской грозозащитного троса С-50 по всей длине линии. На  линиях 35 кВ в соответствии с «Правилами устройства электооустановок» подвески троса типа С-35 по всей длине не требуется, и длина защищаемого участка линии на подходах к подстанциям 35/6 кВ составляет 1-2 км, в зависимости от места установки разрядника на подстанциях. Воздушные линии напряжением 6-10 кВ обычно одноцепные применяются для электроснабжения объектов промышленного и бытового назначения, расположенных на расстояниях до 10-15 км, но в газовой промышленности для электроснабжения линейных потребителей (электроприемников систем катодной защиты, пунктов радиорелейной связи, пунктов телемеханики и т.п.), расположенных вдоль трасс магистральных газопроводов, применяются ВЛ напряжением 6 кВ. Такие линии имеют длину до 100 км, при весьма незначительной нагрузке. На ВЛ 6-10 кВ устанавливаются промежуточные, ответвительные, угловые промежуточные и анкерные опоры, опоры для установки разъединителей и опоры с кабельными муфтами.

          Опоры с кабельными муфтами устанавливаются в начале линий, поскольку распредустройства, питающие ЛЭП 6-10 кВ, в большинстве случаев имеют кабельные выходы. Вследствие сложных геологических условий большая часть опор закрепляется на сваях. Такое закрепление опор позволяет увеличить высоту подвеса провода на опорах, что дает  возможность увеличить длину пролетов и сократить число опор на 1 км линии.

          На нефтяных месторождениях широкое распространение получили опоры из отработанных бурильных труб (рис. 2.5). Железобетонные опоры и опоры из бурильных труб допускают подвеску провода сечением до 120 мм. Анализ опыта эксплуатации показал, что аварийные повреждения на ЛЭП 6-10 кВ отмечаются почти в 5 раз чаще,  чем на ЛЭП 35 и 110 кВ. Основной причиной высокой аварийности ЛЭП 6-10 кВ является недостаточный учет при проектировании и строительстве линий влияния гололедных и ветровых нагрузок, явлений вибрации и «пляски» проводов /21/. Применение алюминиевых проводов, особенно сечением 35-50 мм, низкая надежность штыревых изоляторов и недостаточная степень молниезащиты способствуют повышенной аварийности.

          Для повышения надежности и снижения аварийности ЛЭП 6-10 кВ предусматривается применение штыревых изоляторов повышенного качества типа ШФ-10Г и полиэтиленовых колпачков для крепления изоляторов на штырях, отказ от горизонтального расположения проводов и переход к треугольному расположению проводов на опорах, ограничения применения алюминиевых проводов сечением 35-50 мм, расширение области применения сталеалюминиевых проводов, ограничение длины анкерных пролетов, увеличение расстояния между проводами, применение новых способов крепления проводов к штыревым изоляторам.

          Для этой цели разработан специальный антивибрационный зажим типа 3AK-10-1, который должен применяться взамен широко распространенной в настоящее время проволочной вязки проводов к изоляторам.

          Применение вентильных разрядников типа РВП для молниезащиты ЛЭП взамен трубчатых окажет благотворное влияние на повышение надежности ЛЭП в эксплуатации.

          Стальные унифицированные опоры ЛЭП 35 и 110 кВ крепятся на сваях. Сварные фундаменты для промежуточных и анкерных опор состоят из одной, четырех свай для каждой ноги опоры и металлических ростверков. Унифицированные сборные железобетонные подножники для стальных опор, широко используемые в других районах СССР, в районах Западной Сибири не нашли применения из-за повсеместного распространения обводненных, слабых пучинистых грунтов, а также болот значительной глубины, достигающей 8 м. Закрепление промежуточных опор на болотах осуществляется также при помощи свай.

          Свайный фундамент для опоры 35, 110 кВ состоит из пяти железобетонных свай длиной 6 до 12 м, из которых четыре сваи используются для крепления оттяжек (рис. 2.6). При небольшой глубине торфа и удовлетворительных характеристиках грунтов промежуточные железобетонные опоры закрепляются в разбуренных котловинах с  установкой одного — трех горизонтальных ригелей. Для фундаментов опор из отработанных бурильных труб применяются сваи-трубы диаметром 400 мм различной длины. Сваи-трубы могут подвергаться почвенной коррозии, что требует применения специальных защитных мер, в частности, возможно применение катодной поляризации металлических свай при помощи протекторов.

     Для внутриплощадочного электроснабжения КС и промысловых объектов используются кабельные линии 0,4; 6 или 10 кВ. Прокладка кабеля под землей в условиях северных районов крайне нежелательна, т.к. деформация вечномерзлого грунта (пучения, осадки, морозобойные трещины, термокарст, солифлюкция), связанная с изменениями теплового режима, приводит к выходу кабелей из строя. Следует учитывать, что кабели являются источниками тепла  и могут стать причинами изменений теплового режима грунта.

          Кабели, проложенные под землей, достаточно часто повреждаются строительными и транспортными машинами. В связи с этим, подземная прокладка кабеля крайне ограничена и основные кабельные трассы прокладываются над землей. В основном применяется эстакадная раскладка кабеля, но на некоторых объектах кабели прокладываются в коробах, это обычно типовой кабельный канал, только незаглубленный.

          Применяются как проходные, так и непроходные кабельные эстакады. Обслуживание непроходных кабельных эстакад производится при помощи передвижных транспортных средств. Эстакады строят из одностоечных опор, продольных прогонов, кабельных конструкций и козырьков для защиты от солнечной радиации. Высота подвеса нижнего кабеля принимается равной 2,5 м над поверхностью земли и 4,5 м над поверхностью при пересечении внутриплощадочных проездов. На практике получили широкое распространение металлические эстакады из труб и стального проката.

          В качестве кабельных конструкций для эстакад применяются обычные стойки и полки, устанавливаемые на продольных балках с шагом 1 м. На эстакадах прокладываются кабели всех назначений, причем большая часть предназначена для электроснабжения технологических установок добычи транспорта и переработки газа, часть из которых взрывоопасные.

          В соответствии с требованиями, предъявляемыми к защите взрывоопасных установок от заноса высокого потенциала от электростатической и электромагнитной индукции при разрядах молнии, для прокладки на эстакадах применяются в основном бронированные кабели марок СБГ, ВВБГ, ААБГ, АВБГР. Кабельные конструкции и все опоры эстакады заземляются. На железобетонных эстакадах для заземления используются специально проложенные стальные полосы. Опыт эксплуатации кабельных эстакад показал их высокую надежность и удобство в эксплуатации и при ремонте и замене кабельных линий. При выполнении расчетов линий электропередачи в районах Западной Сибири принимают, что максимальная скорость ветра равна 25 м/с, толщина стенки гололеда 10 мм, минимальная температура — 55°С, максимальная температура + 35°С, среднегодовая температура — 5°С.

          Для электроснабжения газодобывающих и газотранспортных комплексов применяются подстанции от 1х1,0 до 2х63 МВА. Наибольшее применение находят комплектные трансформаторные подстанции (КТП) всех напряжений. Высокая степень заводской готовности КТП, возможность перевозки их любым транспортом, сравнительно небольшой объем монтажно-наладочных работ обусловили широкое применение КТП.

          В районах Крайнего Севера к электроснабжению и подстанциям предъявляются дополнительные специальные требования, обусловленные низкой температурой, гололедами, большими снежными заносами, сильными ветрами и наличием вечномерзлых грунтов. В связи с продолжительным зимним периодом, обусловливающим дополнительный расход электроэнергии на освещение, обогрев и технологические нужды, необходимо предусматривать резерв по мощности примерно до 50% в сравнении с нормативами для средней полосы. В связи с этим наблюдается резкое увеличение электрических нагрузок в зимний период и их сокращение летом. Суровые климатические условия затрудняют быстрое восстановление повреждения, что требует наличия дополнительного резервирования питающих мощностей и применения электротехнического оборудования специального исполнения и повышенного качества.

          Подстанции сооружаются в местах с наименьшими снежными заносами с учетом характера снеговых наносов, преобладающего направления ветров и с устройством снегозащиты. Компоновки подстанций выбираются простейшие, при минимуме коммутационной аппаратуры, вплоть до глухого присоединения питающих линий 110-220 кВ к трансформаторам.

          Отделители и короткозамыкатели вызывают в данных условиях эксплуатации много затруднений, требуют частой профилактики и желательно избегать их применения. Трансформаторы должны выбираться таким образом, чтобы они несли постоянную нагрузку примерно 50% с одной стороны; это необходимо для того, чтобы масло в трансформаторах не загустевало при сильных морозах, а с другой — с целью обеспечения дополнительной 50% нагрузки при выходе из строя второго трансформатора.

          В данных условиях трансформаторы допускают, без сокращения срока службы, длительную перегрузку 10-15%, а в зимний период и больше. Строительство открытых подстанций в этих условиях допускается, но наиболее приемлемы закрытые распредустройства с открытой установкой только трансформаторов, либо полностью закрытые.

     Схемы и конструкции комплектных трансформаторных подстанций блочного исполнения (КТПБ), выпускаемые Куйбышевским заводом «Электрощит», нашли широкое применение. Сетка схем первичных соединений КТПБ 110 и 35 кВ содержит десять различных схем. Заводом комплектно поставляется следующее оборудование КТПБ:

          — ОРУ 110 и 35 кВ, состоящее из блоков, в каждом из которых устанавливается от одного до трех аппаратов (выключатели, трансформаторы напряжения и т.д.); всего имеется 12 блоков 110 кВ и 26 блоков 35 кВ, из которых комплектуются подстанции по всем десяти схемам;

          — распределительное устройство 6(10) кВ из ячеек КРУН типа К-37;

          — шкафы с релейной аппаратурой размещаются в коридоре управления;

          — утепленный шкаф с электроподогревом для размещения аппаратуры связи и телемеханики;

          — жесткая и гибкая ошиновка 110, 35 и 6(10) кВ; участки гибкой ошиновки выполняются алюминиевыми проводами А-70, АС-300; АС-120, жесткая ошиновка 110 и 35 кВ изготавливается из алюминиевых труб;

          — шкаф для хранения противопожарного инвентаря и защитных средств;

          — подвесные металлические кабельные лотки для прокладки силовых и контрольных кабелей по территории подстанции;

          — светильники для освещения ОРУ и КРУН.

          В объем поставки КТПБ не входят силовые трансформаторы и трансформаторы собственных нужд, силовые и контрольные кабели, оборудование и аппаратура связи и телемеханики.

          В КТПБ 35/6(10) кВ могут применяться трансформаторы с регулированием напряжения под нагрузкой мощностью от 1 до 16 МВА, в КТПБ 110/35/6(10) кВ — трансформатора мощностью до 40 МВА. Два трансформатора собственных нужд мощностью до 63 кВА напряжением 6 (10)/0,23 кВ устанавливаются в шкафах КРУН.

          В ОРУ 110 и 35 кВ КТПБ применяются аппараты исполнения У; выключатели 35 кВ C-35M-630-10 с пружинным приводом, разъединители 110 кВ типа РНДЗ, отделители ОД-110/630, короткозамыкатели типа КЗ-110. РУ 6 (10) кВ, состоящие из ячеек К-37, не имеют утепления и подогрева. В ячейках К-37 устанавливаются выключатели 10 кВ ВМПП-10 на номинальную силу тока 630, 1000 и 15000 А со встроенным пружинным приводом, с максимальной силой тока отключения 20 кА.

          Сила тока динамической стойкости РУ 6(10) составляет 52 кА для подстанций мощностью 25 и 40 МВА в качестве вводных и секционных ячеек КРУН 6(10) кВ применяются ячейки К-33 с выключателями ВМП-10Э (номинальная сила тока 3 кА). Наибольшее число ячеек КРУН, поставляемое заводом — 16 ( в это число входит и шкаф аппаратуры связи). Число отходящих линий  не более пяти — ЛЭП 6 (10) кВ. Для установки КТПБ в районах Западной  Сибири применяют свайные фундаменты. Молниезащита KTПБ  осуществляется установкой молниеотводов на концевых опорах 110 и 35 кВ или отдельно стоящих молниеотводов.

     Подстанции КТПБ в большинстве случаев не имеют постоянного обслуживающего персонала. Предусмотрена возможность передачи с подстанцией сигналов «неисправность» и «авария» по высокочастотному каналу по ЛЭП 110 или 35 кВ. Аппаратура телесигнализации установлена в утепленном шкафу, который размещается вместе с КРУН 6(10) кВ, а для установки конденсаторов связи с заградителей завод поставляет специальные блоки в комплекте с ОРУ 110 и 35 кВ.

          Современная конструкция не полностью отвечает требованиям эксплуатации в условиях Западной Сибири, и в последнее время разработана конструкция КТПБ в исполнении ХЛ, с ячейками типа К-42.

          Помимо отечественных на объектах газовой промышленности применяются и импортные КТП.

          На промплощадках КС и других объектов, имеющих взрывоопасные установки различных классов, строят отдельно стоящие здания для размещения подстанций 6/0,4 кВ. На промышленных объектах применяются КТП, изготавливаемые различными заводами СССР, а также получаемые из ГДР, ЧССР и других стран.

          На компрессорных станциях магистральных газопроводов и промысловых объектов аккумуляторные батареи являются основным источником питания электроэнергией цепей релейной защиты, автоматики, сигнализации и управления. Аккумуляторная батарея полностью заряжается и постоянно подключена к подзарядочному машинному или полупроводниковому агрегату и обтекается небольшим током, достаточным для компенсации саморазряда аккумуляторов, поэтому батарея оказывается всегда полностью заряженной.

          На КС, сооруженных до 1965 г., с машинным зарядным и преобразовательным агрегатами применяется электрическая схема постоянного тока с двойным элементным коммутатором, на КС, сооруженных позднее — без элементного коммутатора с автоматической зарядкой батарей.

          Двойной элементный коммутатор состоит из 22 контактных пластин, присоединенных к аккумуляторной батарее таким образом, что на двух соседних пластинах подключены разные полюса каждой отдельной банки аккумуляторной батареи. Коммутатор имеет две подвижные клеммы — зарядную и разрядную. С помощью этого коммутатора осуществляется регулирование напряжения при заряде батареи и изменении числа банок батареи, подключаемых к подзарядному и преобразовательному агрегатам.

          На КС вместо машинных зарядных и преобразовательных агрегатов применяются полупроводниковые устройства типа ВАЗП 380/260-40/80.

          Постоянный ток распределяют со щита. К одной секции подключены подзарядные части и аккумуляторная батарея, к другой — разрядная часть источника постоянного тока.

          Фидеры распределены таким образом, что главные цепи питаются от каждой секции, что дает возможность бесперебойно подавать электроэнергию на аппараты управления, защиты и сигнализации /16/. Проектами на существующих КС предусмотрено питание электроприемников первой категории и особой группы в случаях перерывов в электроснабжении от двух аккумуляторных батарей напряжением 220 В. Батареи состоят из 120 элементов типа СК-20 емкостью 720 А/ч,   при 10 часовом разрядном токе 72 А.

          Для питания схем управления и контроля напряжением 24 В предусмотрена аккумуляторная батарея, состоящая из 14 элементов СК-10, емкость батареи 360 А/ч  при 10 часовом разрядном токе 36 А.

          К сети постоянного тока подключено аварийное освещение КС, последнее при исчезновении переменного тока автоматически специальным блоком аварийного переключения типа БН-9013-12А2 подключается к аккумуляторной батарее.

          Наличие аварийного резерва аккумуляторных батарей, помимо освещения, позволяет увеличить время, необходимое для ввода в действие аварийных и резервных источников электроснабжения КС до 30-60 мин.

          На КС с электроприводом применяется напряжение постоянного тока 220 В для цепей электроавтоматики и управления. На некоторых объектах применяется напряжение 110 В, в этих случаях делается вывод от средней батареи. Принципиальная схема аккумуляторной батареи, работающей с постоянным подзарядом, представлена на рис.2.7.

          На основании выполненных теоретических работ и анализа как зарубежного, так и отечественного опыта эксплуатации систем электроснабжения объектов дальнего транспорта газа, можно сформулировать общие требования, которым должны отвечать системы электроснабжения КС с ГТУ. Как известно, компрессорные станции являются наиболее важными и многочисленными объектами в системах дальнего транспорта газа, и они относятся, как это было показано выше, к объектам, оснащенным электроприемниками первой категории.

          К первой категории электроприемников на компрессорных станциях относятся электроприемники, связанные с основным  технологическим процессом, а именно: маслонасосы уплотнения, циркуляционные насосы, аппараты воздушного охлаждения масла турбин, потребители систем КИП и А, маслонасосы смазки (при отсутствии резервных маслонасосов с приводом от постоянного тока), подзарядные агрегаты, пожарные насосы, вентиляция, узел связи, аварийное освещение и др.

          Ко второй и третьей категории относятся остальные неответственные и вспомогательные электроприемники, а также несвязанные с основным технологическим процессом потребители вспомогательных установок и сооружений.

          В соответствии с ПУЭ /1/ для электроприемников первой категории необходимо предусматривать два независимых источника питания. Перерыв в питании допускается на время действия АВР.

          Устройства АВР должны удовлетворять следующим требованиям:

          — действовать при исчезновении напряжения на резервируемом элементе, вызванном любой причиной, включая и короткое замыкание;

          — исключать ложное срабатывание пускового органа защиты минимального напряжения при выходе из строя одного из предохранителей трансформатора напряжения;

          — обеспечивать автоматическую разгрузку линий при действии АВР в случае недостаточной мощности остающегося в работе источника питания;

          — время действия АВР должно быть таким, чтобы обеспечивать самозапуск ответственных механизмов при понижении напряжения и колебаниях частоты.

          Практикой эксплуатации установлено, что механизмы собственных нужд ГПА разворачиваются при самозапуске, если напряжение сети составляет 50-60% от номинального. Для обеспечения указанного напряжения, гарантирующего в первую очередь разворот ответственных механизмов, неответственные механизмы релейной защиты отключаются от сети при напряжении 60-65% от номинального с выдержкой времени около 0,5 с.

          На подстанциях объектов, отнесенных к I категории, должно быть установлено не менее 2-х понизительных трансформаторов, работающих с загрузкой 50% (РТМ 51-33-80, РД 51-122-87). Для электроприемников II категории перерыв в питании может быть допущен на время, необходимое для переключения ручного питания оперативным персоналом. Для электроприемников III категории перерыв в питании допускается на время ремонта поврежденных элементов систем электроснабжения.

          Электроустановки компрессорных станций и ряда других объектов являются установками смешанного типа, питающими как потребителей I категории, так и потребителей II и III категории.

          В связи с этим вся электроустановка, а именно общие элементы различных групп потребителей, должны удовлетворять требованиям, предъявляемым к электроснабжению потребителей I категории.

          Схемы электроснабжения КС и других объектов газовой промышленности, отнесенных к потребителям I категории, должны строиться с учетом этих принципиальных положений, а с другой стороны, с учетом конкретных особенностей рассматриваемых объектов.

          Одна из основных особенностей предприятий газовой промышленности, в т.ч. и КС, заключается в том, что они могут располагаться как вблизи мощных источников питания (ЛЭП), так и в районах, где они отсутствуют, а также то, что перерывы в электроснабжении приводят к последствиям, прогнозирование которых невозможно.

          Особые требования следует предъявлять к чувствительности и селективности релейных защит, т.к. токи коротких замыканий на шинах распредустройства КС могут меняться в очень широких пределах.

          Другой специфичной особенностью работы систем электроснабжения является требование «гарантированного» электроснабжения КС, расположенных в самых различных климатических зонах, т.е. исключение возможности перерывов в электроснабжении. Надежность электроснабжения потребителей в основном определяется надежностью работы ЛЭП или электростанций собственных нужд.

          С учетом вышеизложенного, основные требования к схемам электроснабжения КС (и приравненных к ним объектам I категории) могут быть сформулированы следующим образом:

          — вся система электроснабжения КС должна состоять не менее,  чем из двух подсистем с вводами от независимых друг от друга источников питания.

          Подсистемы могут быть не связаны между собой, либо иметь связь, отключающуюся автоматически при аварии в одной из подсистем. Каждый из независимых источников питания должен обеспечивать полную нагрузку компрессорной станции. Если источник питания не обеспечивает полную нагрузку КС, то он не может считаться независимым источником:

          — ЛЭП, питающие КС, должны выполняться на разных опорах и иметь устройства АПВ;

          — между вводами или подсистемами электроснабжения КС должно предусматриваться АВР и автоматическая разгрузка при аварийных режимах;

          — в случаях питания КС от электростанции собственных нужд роль независимых источников играют газовые двигатель-генераторы, работающие нормально на разные секции генераторных шин при выключенном секционном выключателе или на параллель;

          — шины основных распредустройств КС высокого и низкого напряжения должны разделяться минимум на две секции. Соответственно, на две независимые группы, питающиеся от разных секций РУ-0,4 кВ, должны разделяться ответственные двигатели, имеющиеся АВР или вторичные сборки, к которым присоединяются электродвигатели ответственных механизмов;

          — каждая из основных секций высокого и низкого напряжения должна иметь рабочий и резервный источник питания, переключаемые с помощью устройства АВР;

          — для каждой КС необходимо (желательно в проекте) составить перечень потребителей, участвующих в самозапуске. Возможность самозапуска должна быть проверена расчетом и обеспечена соответствующими схемными решениями первичной и вторичной коммутации.

          Все защиты, в т.ч. и автоматы 0,4 кВ, не должны отключать линии при перегрузках, связанных с самозапуском или пиками технологической нагрузки. На случай полной временной потери переменного тока должна быть предусмотрена установка аварийного источника электроснабжения (типа АС-804; AC-814; AC-630; КАС-500 в блок-боксе и др.) с автоматическим запуском и включением для питания ответственных потребителей (КИП и А, маслонасосы уплотнений, циркуляционных насосов и т.д.) по времени с момента подачи сигнала до приема нагрузки не более 30 с.

          Резервным источником питания в таких ситуациях следует считать аккумуляторные батареи. Мощность аккумуляторных батарей должна рассчитываться из условия обеспечения нормальной остановки технологического оборудования (не менее 60 мин ) освещения и КИП и А.

          По всем линиям питания ответственных потребителей, независимо от напряжения и наличия устройства АВР, должно обеспечиваться селективное отключение поврежденного участка и согласование защит. В цепях электродвигателей 0,4 кВ и линий питания сборок в качестве защитных аппаратов предпочтительно устанавливать автоматы.

          Отключение двух и трехфазных К.З. в сети 0,4 кВ должно обеспечиваться отсечками автоматов или соответствующей релейной защитой, что особенно важно в сетях с собственными генераторами. Не допускается возлагать отключение этих видов К.З.  на защиту от перегрузки (зависимый элемент).

          Рекомендуется использовать автоматы с комбинированными расцепителями, при этом зависимый элемент является резервной защитой на случай К.З. вне зоны, а также защитой от однофазных К.З.

          Схемы электроснабжения должны удовлетворять требованиям надежности, а защиты — необходимой чувствительностью и селективностью. Схема сетей 0,4 кВ, как правило, должна состоять не более, чем из двух ступеней питания: основных секций щита и вторичных сборок. Основные секции щита получают питание непосредственно от трансформаторов, а вторичные сборки — от основных секций.

          Распределение потребителей в сети 0,4 кВ зависит от их мощности и ответственности. Ответственные потребители мощностью 10-50 кВт целесообразно питать непосредственно от основных секций (щитов)  0,4 кВ.

          Электродвигатели механизмов одного назначения и имеющие технологический резерв или АВР следует преимущественно запитывать с разных секций щита 0,4 кВ. Для питания цепей управления, сигнализации, автоматики и релейной защиты, а также питания сетей аварийного освещения и резервных электроприводов особо ответственных механизмов целесообразно использовать постоянный оперативный ток напряжением 220 В (а не 24 В).

          На диспетчерском пункте КС целесообразно предусматривать мнемосхему с сигнализацией положения коммутационных аппаратов схемы электроснабжения.

          Для объектов газовой промышленности, располагающихся в северных районах, целесообразно учитывать следующие специфические особенности, выявленные в процессе эксплуатации:

          — разводку кабелей 6 кВ целесообразно производить на эстакадах, т.к. прокладка таких кабелей в земле приводит к нежелательным последствиям из-за выхода кабелей из строя. При перепадах температуры окружающей среды происходит вспучивание грунта  и кабели рвутся. При возможности кабельные линии напряжением 6 кВ необходимо заменять воздушными линиями электропередач.

          Удовлетворительные результаты в условиях вечномерзлых грунтов показали опоры, сооружаемые из лиственниц зимней рубки. Линии 0,4 кВ целесообразно делать кабельными и на эстакадах или опорах, поскольку ураганные ветры и снежные заносы в зимний период (ночь более 2-5 месяцев) существенно снижают надежность работы сетей 0,4 кВ (освещение и т.п.) и усложняют их ремонт.

          Объекты, расположенные в северных районах, должны иметь наиболее надежные схемы электроснабжения и, как правило, должны оснащаться автономными резервными и аварийными источниками электроснабжения на базе газовых двигатель-генераторов и дизель-генераторов (РТМ 51-32-80, РД 51-123-87).

          Выполненные работы показали, а практика подтвердила возможность создания высоконадежных систем электроснабжения в самых неблагоприятных природно-климатических условиях. Значительно усложняется резервирование электрических нагрузок КС, оснащенных аппаратами воздушного охлаждения и особенно многоцеховых КС, т.к. на них резко возрастают нагрузки первой категории и мощность необходимого резервирования достигает 2000-2500 кВт. Здесь целесообразно использование в качестве резервного источника передвижных автоматизированных электростанций мощностью 2500 кВт типа ПАЭС-2500.

          Использование электростанций собственных нужд, оснащенных газовыми двигатель-генераторами, для электроснабжения КС ставит ряд вопросов по повышению надежности их в работе.

          Очень важным моментом в работе электростанции является ввод двигатель-генераторов на параллель с однотипными агрегатами или с внешней сетью. Включение на параллель газовых двигатель-генераторов осуществляется как методом самосинхронизации (грубой синхронизации), так и методом точной синхронизации, в эксплуатации предпочтение отдается методу точной синхронизации, как наиболее универсальному.

          Однако следует отметить, что включение электроагрегатов с поршневым приводом имеет свои отличительные особенности от аналогичной операции с турбоагрегатами из-за присущей более высокой степени неравномерности вращения коленчатого вала двигателя, стрелка синхроноскопа при синхронизации вращается со скоростью до 6-8 об/мин, что требует большого внимания при выполнении операций ввода в параллель.

          В процессе длительной эксплуатации имеют место случаи разрегулировки отдельных систем двигателей, агрегатов по самым различным причинам, в результате чего нарушается точность поддержания числа оборотов двигателей и устойчивость их в работе. Наиболее частыми причинами нарушения стабильности в работе газовых двигатель-генераторов являются:

          — нарушение в работе систем зажигания (выход из строя свечей, нарушение угла опережения или отказа в системе зажигания);

          — нарушение в работе топливоподачи (основного и форкамерного газа);

          — нестабильность работы регулятора скорости.

          Газовые двигатель-генераторы, отрегулированные в соответствии с инструкциями по эксплуатации, обеспечивают надежную параллельную работу с внешней сетью и другими двигатель-генераторами, имеющими идентичные регуляторные характеристики двигателя и статистические характеристики напряжения генератора.

          Наладка мотор-генераторов для параллельной работы производится при пуско-наладочных работах и техническом обслуживании агрегатов.

          При этом распределение нагрузок между параллельно работающими агрегатами будет тем лучше, чем точнее совпадают регуляторные характеристики мотор-генераторов по наклону, форме и настройке  номинальных оборотов. Для настройки мотор-генераторов для параллельной работы необходимо:

          — проверить фазировку генераторов между собой и внешней сетью и помощью фазоуказателя;

          — проверить работу схемы гашения поля генератора. При работе мотор-генератора на номинальных оборотах с отключенным автоматом генератора, при наличии напряжения на шинах электростанции, поле генератора должно быть погашено до значения остаточного напряжения генератора;

          — выставить одинаковый наклон статистических характеристик напряжения генераторов;

          — подключить уравнительные связи в соответствии с проектом электростанции;

          — проверить настройку регуляторов скорости и произвести необходимую подрегулировку;

          — при параллельной работе нескольких газовых мотор-генераторов на самостоятельную сеть или с энергосистемой  необходимо устанавливать на всех регуляторах одинаковый уклон регуляторных характеристик (степень неравномерности), как показывает опыт эксплуатации, наиболее целесообразно устанавливать максимально возможный уклон регуляторной характеристики — 4%.

          При этом обеспечивается равномерная нагрузка между параллельно работающими агрегатами.

     2.7.1.1. Настоящее руководство распространяется  на персонал, обслуживающий действующее электрооборудование электрических станций собственных нужд на объектах газовой промышенности, выполняющий в них эксплуатационные и ремонтные работы.

          2.7.1.2. Применяемое на электростанциях собственных нужд (ЭСН) электрооборудование должно соответствовать требованиям «Правил устройства электроустановок» (ПУЭ), ГОСТ или техническим условиям, утвержденным в установленном порядке.

          2.7.1.3. При эксплуатационном обслуживании и при проведении в эксплуатации планово-предупредительных, профилактических испытаний и ремонтов электрооборудования ЭСН должны выполняться меры по обеспечению безопасносных  условий труда в соответствии с требованиями «Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок».

          2.7.1.4. Техническое обслуживание электрооборудования ЭСН должно проводиться с учетом особых условий применения общепромышленного электрооборудования в специфических условиях эксплуатации объектов газовой промышленности, что должно быть  отражено в местных инструкциях по эксплуатации электроустановок.

          2.7.1.5. Средства защиты от поражения электрическим током, используемые обслуживающим персоналом ЭСН, должны удовлетворять государственным стандартам и требованиям «Правил использовании и испытания защитных средств, применяемых в электроустановках».

          2.7.1.6. Инструкции  по технике безопасности, разработанные в ПО Мингазпрома для использования на электроустановках не должны противоречить «Правилам….» (П…5) с обязательным утверждением комитетом профсоюза.

          2.7.1.7. Для обеспечения пожарной безопасности электрооборудования ЭСН должны снабжаться противопожарными средствами и инвентарем в соответствии с противопожарными требованиями СНиП и местными инструкциями, согласованными с органами Государственного пожарного надзора.     

     2.7.2.1. Во время эксплуатации генераторов ЭСН должна обеспечиваться их бесперабойная работа в оптимальном режиме при номинальных параметрах с надежным действием систем возбуждения, охлаждения и устройств защиты.

          2.7.2.2. При эксплуатации генераторов должен осуществляться контроль следующих параметров: силы тока и напряжения возбуждения и статора генератора, частоты, активной и реактивной мощности, температуры стали статора, охлаждающего воздуха и подшипников, сопротивления изоляции цепей возбуждения генераторов.

          2.7.2.3. Автоматические регуляторы возбуждения (АРВ) генероторов должны быть постоянно включены в работу без отключения их в периоды пуска и остановки генераторов.

          Для производства пуско-наладочных профилактических и ремонтных работ должно быть предусмотрено ручное регулирование тока  возбуждения по месту.

          В генераторах также должна быть предусмотрена релейная форсировка возбуждения.

          2.7.2.4. Оптимальный режим работы генераторов должен обеспечиваться при соблюдении следующих условий:

          — температура охлаждающего воздуха для генератора не должна превышать + 35°С. При температуре охлаждающего воздуха ниже + 35°С номинальная нагрузка на генератор может быть несколько повышена.

          При температуре входящего воздуха выше + 35°С нагрузка на генератор, приводимый газовым двигателем, снижается до 85% номинальной при + 45°С и до 90% при + 40°С.

          — длительно допустимая температура нагрева обмоток генератора не должна превышать 100°С для статора и 105°С для ротора.

          2.7.2.5. Номинальный  ток статора допускается увеличивать на 5% по сравнению с номинальным при напряжении генератора ниже 95%.

          Номинальная мощность генератора при номинальном коэффициенте мощности сохраняется при отклонениях напряжения на ± 5% номинальной величины.

          Максимальное длительное напряжение не должно превышать номинальное более чем на 10%. Номинальным током ротора является наибольший ток ротора, полученный в пределах этих отклонений напряжения.

          2.7.2.6. В аварийном режиме допускается кратковременная перегрузка генератора по току независимо от температуры охлаждающего воздуха.

     2.7.2.7. Для генераторов, загруженных до номинального тока статора, допускается длительная работа с неравенством токов в фазах, не превышающим 10% номинального тока для генераторов с газовыми турбинами и 20% для дизель-генераторов, газовых двигателей.

          2.7.2.8. Двигатель-генераторы, используемые в качестве аварийных источников электроэнергии, должны находиться в состоянии готовности к автоматическому запуску. Состояние готовности периодически проверяется по утвержденному графику, разработанному службой энерговодоснабжения.

          2.7.2.9. Средства для пожаротушения генераторов с воздушным  охлаждением должны находиться в постоянной готовности к действию и обеспечивать возможность быстрой подачи воды в отключенный генератор.

          2.7.2.10. При освоении новейших разновидностей генераторов применение для них способа самосинхронизации в нормальных условиях допускается, если это предусматривается техническими условиями на поставку или особо согласовано с заводом-изготовителем генератора.

          Включение генераторов с непосредственным охлаждением обмоток должно осуществляться, как правило, способом точной синхронизации.

          2.7.2.11. Сопротивление изоляции всей цепи возбуждения генераторов, измеренное мегаомметром на 500-1000 В должно быть не менее 0,5 МОм.

          2.7.2.12. Измерение сопротивления изоляции обмоток генератора вместе с подсоединенными к генератору кабелями должно проводиться  только после отключения и останова генератора. Результаты  измерений должны фиксироваться в “Журнале измерений сопротивления изоляции генераторов».

          При измерении сопротивления изоляции обмоток статора и возбуждения напряжением до 500 В необходимо пользоваться мегаомметром на напряжение 250-500 В, а свыше — мегаомметром напряжением до 2500 В.

          2.7.2.13. При проведении текущих измерений сопротивления изоляции обмоток  генератора необходимо проводить сравнительный анализ  по результатам прошлых измерений при близких температурах обмоток. При резком уменьшении сопротивления изоляции в 3-5 раз должны быть приняты меры по выявлению и устранению причины изменения.

          2.7.2.14. Вибрация (двойная амплитуда колебаний) подшипников генераторов,  находящихся в рабочем состоянии, не должна превышать:

     Вибрация должна измеряться при вводе в эксплуатацию двигателей-генераторов после монтажа, в последующем не реже чем 1 раз в 3 мес., перед выводом агрегата в капитальный  ремонт и после него, а также  при заметном повышении вибрации подшипников.

          2.7.2.15. Капитальные и текущие ремонты генераторов по времени должны совмещаться с временем ремонтов газовых турбин и поршневых двигателей.

          2.7.2.16. Капитальный  ремонт генераторов проводится не позднее чем через 8000 ч, после ввода в эксплуатацию. В дальнейшем капитальные ремонты должны проводиться через 2-3 года, если они по своему  состоянию могут обеспечить длительную надежную работу.

          Выемка роторов генераторов при последующих ремонтах осуществляется по мере необходимости.

          2.7.2.17. При появлении замыкания  на землю в цепи возбуждения генератора должны быть приняты меры по экстренному определению места и характера повреждения. При замыкании на землю в обмотке ротора генератора должны быть организованы мероприятия по выводу генератора на ремонт.

          2.7.2.18. После окончания монтажных работ и капитального ремонта генераторы, как правило, вводятся в работу без сушки. Если же возникает необходимость в этом, сушка проводится согласно местной производственной инструкции «Инструкции по эксплуатации и ремонту электрических генераторов на электростанциях собственных нужд».

          2.7.2.19. Проведение профилактических испытаний и измерений на генераторах должно проводиться в соответствии с «Нормами испытания электрооборудования».

          2.7.2.20. Для определения качества работы генераторов необходимо проводить экспериментальную оценку надежности по результатам их промышленной эксплуатации на ЭСН. Вопросы планирования, организации, проведения и обработки результатов испытаний по надежности в условиях эксплуатации на объекте в каждом конкретном случае решаются службами энерговодоснабжения под руководством специалистов отделов главного энергетика производственных объединений Мингазпрома.

          Полученная информация должна содержать данные о продолжительности работы генераторов, плановых и неплановых ремонтах, простоях по другим причинам, представленные в хронологическом порядке, а также данные о причинах отказов отдельных элементов генератора.

          Для сбора и обработки информации о надежности необходимо использовать государственные стандарты, предусматривающие следующие формы:

          1) первичные формы учета эксплуатационной информации о надежности;

          2) формы-накопители эксплуатационной информации;

          3) формы записи результатов анализа надежности.     

     2.7.3.1. Электродвигатели и устройства управления, регулирования и защиты ими должны находиться в таком состоянии, чтобы обеспечивалась их высокая надежность при пуске и работе приводимых механизмов.

          2.7.3.2. Нормальная работа электродвигателей должна обеспечиваться при напряжении на шинах, поддерживаемом в пределах от 100 до 105% номинального напряжения. В необходимых случаях допускается работа электродвигателей при отклонении напряжения в пределах от 95 до 110% номинального напряжения.

          2.7.3.3. На электродвигателях, их коммутирующих, регулирующих и защитных устройствах должны быть предусмотрены надписи с наименованием агрегата, к которому они относятся. Для указания направления вращения на электродвигателях и проводимых ими механизмах должны быть нанесены стрелки.

          2.7.3.4. Для электродвигателей, работающих в условиях Средней Азии и тропического климата с повышенными запыленностью и влажностью необходимо предусматривать подвод чистого охлаждающего воздуха.

          2.7.3.5. В случае исчезновения напряжения длительностью до 2,5  с необходимо обеспечить самозапуск электродвигателей ответственных механизмов. Перечень ответственных механизмов должен определяться и утверждаться службой энерговодоснабжения с главным инженером объекта газовой промышленности.

          2.7.3.6. Резервные электродвигатели должны осматриваться и опробываться  совместно с механизмами по утвержденному графику и иметь высокий коэффициент готовности.

          2.7.3.7. Вибрация электродвигателя, контролируемая на подшипнике при всех  допустимых режимах работы, не должна  превосходить следующих значений:

     2.7.3.8. Контроль за нагрузкой электродвигателей, температурой подшипников и охлаждающего воздуха, уход за подшипниками (поддержание уровня масла), вибрацией, устройствами подвода воздуха для охлаждения обмоток, а также управление электродвигателями производится персоналом службы энерговодоснабжения.

          В случае необходимости разрешается пуск электродвигателей с короткозамкнутым ротором два раза подряд из холодного состояния  и один раз из горячего состояния.

          2.7.3.9. Периодичность текущих и капитальных ремонтов электродвигателей  устанавливается службой энерговодоснабжения в зависимости от местных условий.

          2.7.3.10. Приемные, профилактические испытания и контроль параметров на электродвигателях должны осуществляться в соответствии с «Нормами испытаний электрооборудования».

          2.7.3.11. Для повышения эксплуатационной надежности электродвигателей необходим систематический сбор информации об отказах электродвигателей, ее обработка и анализ.     

     2.7.4.1. Высокая эксплуатационная надежность трансформаторов должна обеспечиваться при соблюдении следующих условий:

          — нормальных температурных, нагрузочных режимов и уровней напряжения,

          — оптимальных норм на качество масла и характеристик и изоляции,

          — тщательного контроля за исправностью устройств охлаждения, регулирования напряжения и защиты.

          2.7.4.2. Трансформаторы, оснащенные газовой защитой, должны располагаться так, чтобы крышка имела подъем в сторону газового реле не менее 1,0-1,5%, а маслопровод имел подъем от трансформатора к расширителю не менее 2-4%. Полость выхлопной  трубы должна быть соединена с полостью расширителя. При необходимости мембраны (диафрагмы) на выхлопной трубе должны быть заменены аналогичными, поставленными заводом-изготовителем.

          На маслопроводе между расширителем  трансформатора  и газовым реле должен быть установлен кран.

          2.7.4.3. При расположении отдельных элементов трансформатора выше 3 м и более осмотр их должен производится со стационарных лестниц с учетом требований правил техники безопасности.

          2.7.4.4. Трансформаторы должны быть оснащены стационарными средствами пожаротушения в соответствии с противопожарными  требованиями.

          2.7.4.5. У трансформаторов, имеющих маслоприемные устройства под ними, дренаж от них и маслоотводы должны содержаться в исправном состоянии.

          2.7.4.6. На баках трансформаторов должны содержаться надписи с указанием станционных или подстанционных номеров с присвоением им единых диспетчерских наименований.

          Аналогичные надписи должны содержаться на дверях и внутри трансформаторных пунтов и камер. Баки однофазных трансформаторов должны иметь расцветку фаз.

          2.7.4.7. При установке трансформаторов в помещениях должна быть предусмотрена вентиляция, которая обеспечивает работу трансформатора с номинальной нагрузкой независимо от времени года. При искусственной вентиляции необходимо предусматривать технологическую сигнализацию и сигнализацию положения (в случае повышения температуры масла, включения и отключения электродвигателей вентиляторов). При наружной  установке трансформаторы должны быть окрашены в светлые тона.

          2.7.4.8. Регулирующие устройства трансформаторов с регулированием напряжения под нагрузкой должны постоянно находиться в рабочем состоянии и иметь автоматическое управление и контроль с применением счетчиков числа операций.

          2.7.4.9. Абсолютная температура воздуха в трансформаторном помещении, измеренная на расстоянии 1,5-2 м от бака трансформатора на середине его высоты, не должна превосходить более чем на 5-8° С температуры наружного воздуха.

          2.7.4.10. При длительной номинальной нагрузке превышения температуры трансформатора над температурой окружающей среды не должны превосходить определенных значений. Для каждого трансформатора по данным завода-изготовителя устанавливается максимально допустимая температура верхних слоев масла. Эта температура для трансформаторов без принудительной циркуляции масла не должна  быть более + 95°С, а превышение температуры масла над температурой окружающего воздуха должно быть не более 60°С.

          2.7.4.11. Трансформаторы с дутьевым охлаждением допускают работу с отключенным дутьем; если нагрузка менее номинальной и температура верхних слоев масла не превышает + 55°С вне зависимости от нагрузки при минусовых температурах окружающего воздуха и при температуре масла не выше + 45°С. Включение дутьевого охлаждения осуществляется автоматически при достижении температуры масла + 55°С или при достижении номинальной нагрузки вне зависимости от температуры масла.

          2.7.4.12. В аварийных случаях независимо от длительности предшествующей нагрузки и температуры охлаждающей среды масляные трансформаторы допускают следующие кратковременные перегрузки сверх номинального тока: 30% — 120 мин; 45% — 80 мин; 60% — 45 мин; 75% — 20 мин; 100% — 10 мин; 200% — 1,5 мин.

          2.7.4.13. Аварийные перегрузки сухих трансформаторов допускаются в следующих пределах:

     2.7.4.14. Если коэффициент начальной нагрузки не более 0,93, трансформаторы допускают в течение 5 суток перегрузку 40% сверх номинального тока на время максимумов нагрузки общей продолжительностью не более 6 ч в сутки. Если максимум типового (среднего) графика нагрузки летом меньше номинальной мощности трансформатора, то в зимние месяцы допускается дополнительная однопроцентная нагрузка — перегрузка трансформатора на каждый процент недогрузки летом, но не более чем на 15%, причем суммарная нагрузка должна быть не более 150% номинальной.

          Для районов Крайнего Севера и Средней Азии пределы длительности перегрузки трансформаторов регламентируются местной инструкцией в зависимости от режима работы, недогрузки в летнее время и от места установки.

          2.7.4.15. Для трансформаторов допустимы повышения напряжения сверх номинального при следующих условиях:

          — длительно — 5% при нагрузке не выше номинальной и на 10% при нагрузке не выше 0,25 номинальной,

          — кратковременно (до 6 ч в сутки) — на 10%  при нагрузке не выше номинальной,

          — в аварийных условиях — в соответствии с типовой инструкцией по эксплуатации трансформаторов.

          2.7.4.16. Для масляных трансформаторов допускается длительная перегрузка каждой из обмоток по току на 5% номинального тока  ответвления, если напряжение на ответвлении не превышает номинального.

          В то же время трансформаторы допускают систематические перегрузки, значение и длительность которых регламентируется местной инструкцией по эксплуатации трансформаторов и заводскими инструкциями в зависимости от режима работы.

          2.7.4.17. При аварийном отключении всех вентиляторов для трансформаторов с дутьевым охлаждением масла допускается работа с номинальной нагрузкой в зависимости от температуры  окружающего воздуха в течение времени.

     2.7.4.18. В зависимости от графика нагрузки, учитывая надежность электроснабжения потребителей, для каждой установки должно быть определено количество одновременно работающих трансформаторов. Измерения нагрузок и напряжений трансформаторов в распределительных сетях напряжением  до 20 кВ должны проводиться не реже 2-х раз в год — в период максимальных  и минимальных нагрузок.

          2.7.4.19. При появлении сигнала от газового реле, а также после каждого аварийного отключения трансформатора проводят его внеочередной осмотр. В зависимости от местных условий и состояния трансформатора сроки осмотров могут быть изменены начальником службы энерговодоснабжения объекта.

          При срабатывании газового реле на сигнал необходимо отобрать газ из реле для анализа и проверки на горючесть. В случае, если газ горючий или в нем содержатся продукты разложения изоляции, трансформатор должен быть немедленно отключен.

          2.7.4.20. При автоматическом отключении трансформатора в результате действия защит от внутренних повреждений (газовой, дифференциальной или отсечки) ввод трансформатора в работу должен осуществляться только после осмотра, испытаний, анализа газа и устранения обнаруженных неисправностей. Допускается одно повторное включение трансформатора выключателем при его отключении, дифференциальной или газовой защитой (одной из них) с прекращением питания потребителей без видимых внешних признаков повреждения.

          Трансформатор, отключенный защитой, действие которой не связано с его повреждением, может быть включен вновь без проверок.

          2.7.4.21. Эксплуатация трансформаторов мощностью 160 кВА и выше должна осуществляться с системой непрерывной регенерации масла в термосифонных или адсорбционных фильтрах.

          В трансформаторе должна быть предусмотрена защищенность масла в расширителе от непосредственного соприкосновения с окружающим воздухом. При наличии в трансформаторах специальных устройств от увлажнения масла, их эксплуатация должна осуществляться с постоянно включенными устройствами вне зависимости от режима работы трансформаторов в  соответствии с инструкциями завода-изготовителя. Необходимо обеспечить защищенность масла в маслонаполненных вводах от окисления и увлажнения.

          2.7.4.22. Процесс включения трансформатора в сеть должен производиться толчком на полное напряжение. Трансформатор в блоке с генератором может включаться вместе с генератором подъемом напряжения с нуля или толчком.

          2.7.4.23. Осмотр трансформаторов без их отключения должен проводиться в следующие сроки:

          — в установках с постоянным дежурством персонала — один раз в сутки основных трансформаторов, а остальных трансформаторов — один раз в неделю,

          — в установках без постоянного дежурства персонала — не реже чем один раз в месяц, а в трансформаторных пунктах — не реже чем один раз в шесть месяцев.

          В зависимости от местных условий и состояния трансформаторов указанные сроки могут быть  изменены главным энергетиком ПО Мингазпрома.

          2.7.4.24. Текущие ремонты основных и резервных трансформаторов собственных нужд без РПН с отключением производятся в зависимости от специфичных условий эксплуатации электростанций на объектах Мингазпрома в различных районах страны в соответствии с местными инструкциями, но не реже одного раза в два года, для установленных в местах усиленного загрязнения и запыленности — по местным инструкциям, для всех остальных трансформаторов — по мере необходимости, но не реже, чем один раз в четыре года.

          Текущие ремонты трансформаторов с РПН должны проводиться ежегодно. Внеочередной ремонт устройств регулирования напряжения под загрузкой проводится после определенного числа операций по переключению в соответствии с заводскими инструкциями. Одновременно с текущим ремонтом трансформатора должен проводиться текущий ремонт вводов.

          2.7.4.25. Капитальный ремонт трансформаторов должен проводиться:

          — основных трансформаторов собственных нужд электростанций первый раз не позже чем через 8 лет после включения в эксплуатацию с учетом результатов профилактических испытаний, а в дальнейшем — по мере необходимости в зависимости от результатов измерений и состояния трансформаторов.

          2.7.4.26. Профилактические испытания на трансформаторах и их вводах должны проводиться в соответствии с действующими «Нормами испытания электрооборудования» и заводскими инструкциями.     

     2.7.5.1. При эксплуатации распределительных устройств (РУ) должны  поддерживаться необходимые запасы пропускной способности, динамической, термической устойчивости, по уровню напряжения в устройстве в целом и в отдельных его элементах.

          Эксплуатация электрооборудования распределительных устройств складывается из осмотров, профилактических испытаний и ремонтов. Составление графика этих мероприятий, а также контроль за их осуществлением возлагаются на службу энерговодоснабжения объекта.

          2.7.5.2. Электрооборудование РУ всех разновидностей и напряжений по своим номинальным параметрам должно удовлетворять всем требованиям высокой эксплуатационной надежности и условиям работы как при нормальных режимах, так и при коротких замыканиях, перенапряжениях и перегрузках.

          2.7.5.3. В РУ, находящемся в эксплуатации, все электроборудование,  кроме резервного, секции и системы сборных шин, за исключением обходной, должны находиться в рабочем состоянии постоянно.

          2.7.5.4. При расположении электрооборудования в районах с сильно загрязненной  атмосферой необходимо осуществлять меры, способствующие высокой надежности изоляции: в закрытых РУ   — защита от попадания пыли и вредных газов; в комплектных распределительных устройствах наружной установки — герметизация шкафов и обработка изоляции гидрофобными пастами; в открытых РУ  — усиление, обмывка, очистка, покрытие гидрофобными пастами.

          Класс  изоляции электрооборудования в РУ должен соответствовать номинальному напряжению сети, а средства защиты от перенапряжений должны быть согласованы с уровнем изоляции электрооборудования .

          2.7.5.5. Температура нагрева конструкций, находящихся вблизи токоведущих частей  и не исключающих возможности прикосновения обслуживающего персонала, не должна превышать + 50°С.

          2.7.5.6. В помещениях закрытых РУ в летнее время температура воздуха не должна превышать + 40°С. В противном случае должны быть приняты меры по понижению температуры оборудования или охлаждению воздуха.

          2.7.5.7. Покрытие полов  в РУ не должно допускать образование цементной пыли. Токоведущие части РУ должны находиться от вблизи расположенных деревьев на таком расстоянии, чтобы исключалась возможность их перекрытия. В закрытых РУ должны приниматься меры, исключающие попадание в них животных и птиц.

          2.7.5.8. Наземные лотки открытых РУ и кабельные каналы закрытых РУ должны закрываться несгораемыми плитами, переходы между кабельными отсеками и выходы кабелей из кабельных каналов должны уплотняться огнеупорным материалом.

          Дренажи, маслоприемники и маслоотводы, гравийные подсыпки должны бытъ ухоженными и поддерживаться в исправном состоянии. Каналы, туннели, подвалы необходимо содержать в чистоте, а дренажные устройства  должны обеспечивать беспрепятственный отвод вод.

          2.7.5.9. Масляные выключатели, измерительные трансформаторы и вводы должны иметь необходимый уровень масла, не выходящий за пределы маслоуказателя при максимальных и минимальных значениях температуры окружающего воздуха. Не должно допускаться окисления и увлажнения масла маслонаполненных вводов.

          2.7.5.10. В РУ напряжением 3 кВ и выше должны быть предусмотрены блокировочные устройства, предотвращающие ошибочные операции разъединителями, отделителями, короткозамыкателями, выкатными тележками КРУ и заземляющими ножами. Блокировочные устройства, кроме механических, должны быть постоянно опломбированы. Обслуживающему персоналу, выполняющему оперативные переключения, запрещается самовольно производить деблокировку блокирующих устройств.

          2.7.5.11. Столбовые трансформаторные подстанции, переключательные пункты и другое электроборудование, не имеющее ограждений, шкафы щитков, приводы разъединителей должны быть заперты и закрыты на замок. Стационарные лестницы у площадки обслуживания также должны быть закрыты на замок и блокированы с разъединителями.

          2.7.5.12. Заземление в РУ напряжением 3 кВ и выше должно осуществляться с использованием, как правило, стационарных заземляющих ножей, рукоятки приводов которых окрашены в красный цвет, а собственно заземляющие ножи должны иметь поперечные красно-белые полосы.

          2.7.5.1З. Шкафы приводов масляных выключателей, отделителей, короткозамыкателей, двигательных приводов разъединителей, установленные в РУ и эксплуатируемые при низких температурах окружающего воздуха, должны иметь электроподогрев. Шкафы с элементами  релейной защиты, автоматики, телемеханики и связи,  распределительные шкафы и шкафы управления воздушными  выключателями при тех же условиях должны также обогреваться электронагревателями.  

          2.7.5.14. Процесс электроподогрева должен осуществляться автоматически, значения установок срабатывания по температуре должны подбираться в зависимости от местных условий с учетом рекомендаций заводов-изготовителей электрооборудования.

          Для масляных выключателей,  длительно эксплуатируемых (около суток и более) при температурах ниже — 25°С, должен быть предусмотрен электроподогрев днищ баков и корпусов.

          2.7.5.15. Подшипники, шарнирные соединения и трущиеся поверхности механизмов выключателей, резъединителей, отделителей, короткозамыкателей и их приводов необходимо смазать низкозамерзающими смазками, а масляные демпферы воздушных выключателей и других аппаратов заполняются маслами, температура застывания которых не менее чем на 20°С ниже минимальной зимней температуры наружного воздуха.

          2.7.5.16. Нерабочая пауза (длительность времени между остановкой и последующим запуском) рабочих  компрессоров должна быть не менее 1 ч для компрессоров с рабочим давлением 4,0-4,5 МПа и не менее 1,5 ч для  компрессоров с рабочим давлением 23,0 МПа.

          Восполнение расхода воздуха рабочими компрессорами должно обеспечиваться не более чем за 30 мин для компрессоров с рабочим давлением 4,0-4,5 МПа и 1,5 ч для компрессоров с рабочим давлением 23,0 МПа.

          2.7.5.17. Пропускная способность рабочих редукционных или перепускных клапанов и трубопроводов воздухораспределительной сети должна обеспечивать восстановление давления воздуха в резервуарах воздушных выключателей не более чем за 3-5 мин после срабатываний их в режиме неуспешного АПВ до значения, при котором допускается работа выключателей в режиме неуспешного АПВ.

          2.7.5.18. Система автоматического управления, защиты и сигнализации компрессорной установки и предохранительные клапаны должны систематически проверяться и регулироваться.

          2.7.5.19. Номинальная относительная влажность сжатого воздуха при рабочем давлении должна быть:

          — не более 50% для воздушных выключателей с номинальным давлением 2,0 МПа и пневматических приводов к масляным выключателям и другим коммутационным аппаратам,

          — не более 25% для воздушных выключателей с номинальным давлением 2,6 МПа и выше.

          При условии принятия мер, исключающих возможность замерзания влаги в трубопроводах и приводах допускается применение сжатого воздуха с относительной влажностью воздуха более 50%  для пневмоприводов масляных выключателей и других коммутационным аппаратов. Схема соединения воздухосборника (4,0-4,5 МПа) должна  предусматривать последовательное прохождение потоком сжатого воздуха не менее двух и не более четырех воздухосборников компрессорного давления.

          2.7.5.20. Образовавшаяся влага из всех воздухосборников сжатого воздуха давлением  4,0-4,5 МПа должна выпускаться не реже одного раза в трое суток, а на объектах без постоянного обслуживающего персонала — по графику, утвержденному службой энерговодоснабжения.

          При низких температурах окружающего воздуха днище воздухосборников и спускной вентиль должны утепляться и оборудоваться электроподогревом, включаемым на время, необходимое для таяния льда.

          При каждом запуске компрессора должен предусматриваться автоматический выпуск влаги из конденсатосборников групп баллонов.

          2.7.5.21. Воздушные выключатели и приводы других коммутационных аппаратов должны обеспечиваться очищенным от механических примесей  сжатым воздухом с использованием фильтров, находящихся в распределительных шкафах каждого воздушного выключателя или на питающем приводе каждого аппарата. Все воздухопроводы должны продуваться после окончания монтажа воздухораспределительной сети перед первичным наполнением резервуаров воздушных выключателей и других аппаратов.

     2.7.5.22. Испытания электрооборудования РУ должны проводиться в соответствии с «Нормами испытания электрооборудования» в периоды его ремонта. Испытания  электрооборудования распределительных сетей напряжением до 20 кВ должны проводиться не реже, чем 1 раз в 6 лет.

          2.7.5.23. Капитальный ремонт оборудования РУ должен проводиться:

          а) масляных выключателей — 1 раз в 6-8 лет при условии контроля характеристик выключателя с приводом в межремонтный период,

          б)  воздушных выключателей — 1 раз в 4-6 лет,

          в) разъединителей — 1 раз в 4-8 лет.

          Капитальный ремонт разъединителей внутренней установки, требующий снятия напряжения с шин, а также остальных аппаратов РУ (трансформаторов тока и напряжения и т.п.) должен проводиться по мере необходимости. Периодичность капитального ремонта может быть изменена, исходя из опыта эксплуатации, значения т.к.з., числа коммутационных операций, т.п.

          Текущие ремонты электрооборудования РУ, а также проверка его действия (опробывание)  должны проводиться по мере необходимости в сроки, установленные главным инженером предприятия.     

     2.7.6.1. В нормальных и аварийных режимах должны обеспечиваться необходимый уровень напряжения на шинах постоянного тока и высокая эксплуатационная надежность.

          2.7.6.2. Эксплуатация аккумуляторных батарей должна осуществляться в режиме постоянного подзаряда, напряжение подзаряда которых должно составлять 2,2 ± 0,05 В на элемент (для батарей типов С и СК)  со стабилизацией напряжения на шинах батареи с точностью ± 2%.

          2.7.6.3. На аккумуляторных батареях, вводимых в эксплуатацию впервые или после капитального ремонта, должны быть проверены: емкость батареи током 10 часового разряда, напряжение элементов  в конце заряда  и разряда, качество заливаемого электролита и сопротивление изоляции батареи относительно земли.

          2.7.6.4. Один раз в 3 мес. должен производиться дозаряд кислотной батареи напряжением  2,30-2,35 В на элемент до достижения  установившегося значения плотности электролита во всех  элементах 1,20-1,21 г/см с продолжительностью  дозаряда не менее нее 6 ч. Эксплуатация кислотных батарей должна производиться без тренировочных разрядов и периодических уравнительных перезарядов. Уравнительный перезаряд всей батареи или отдельных элементов должен проводиться по мере необходимости.

          2.7.6.5. Для определения фактической емкости батареи ее контрольный разряд на ЭСН должен выполняться 1  раз в 1-2 года, а на подстанциях — по мере необходимости. В отдельных случаях, когда число элементов недостаточно для обеспечения напряжения на шинах в конце разряда в заданных пределах, допускается снимать 50-70% номинальной емкости или осуществлять разряд части основных элементов. Результаты измерений при контрольных разрядах должны сравниваться с результатами измерений предыдущих разрядов.

          Значение тока разряда каждый раз должно быть одно и то же. Заряд и разряд батареи допускается током не выше его максимального значения, установленного для данной батареи. В конце заряда температура электролита не должна превышать + 40°С.

          2.7.6.6. Включение приточно-вытяжной вентиляции в помещении аккумуляторной батареи на ЭСН должно осуществляться перед началом заряда батареи, а отключение — после полного удаления газов, но не меньше чем через 1,5 ч после окончания заряда. В помещении аккумуляторной батареи на подстанции включение и отключение вентиляции осуществляется в соответствии с местной инструкцией.

          Помещение аккумуляторной батареи в режиме постоянного подзаряда должно вентилироваться в соответствии с местной инструкцией.

          2.7.6.7. В случае аварийного разряда батареи на ЭСН последующий ее заряд до емкости, равной 90%  номинальной, должен осуществляться не более чем за 8 ч.

          2.7.6.8. При заряде и подзаряде аккумуляторных батарей с использованием выпрямительных устройств цепи переменного и постоянного тока должны быть связаны через разделительный трансформатор. Отключение выпрямительных устройств должно сопровождаться сигнализацией состояния.

          2.7.6.9. В нормальных эксплуатационных условиях оперативное напряжение на шинах постоянного тока для цепей управления, защиты и сигнализации допускается поддерживать на 5%  выше номинального напряжения электроприемников. Для питания сборок и кольцевых магистралей должно быть предусмотрено двойное питание.

          2.7.6.10. В зависимости от номинального напряжения сопротивление изоляции аккумуляторной батареи должно быть следующим:

     При снижении сопротивления изоляции одного из полюсов до следующих значений при  соответствующих напряжениях:  20 КОм при 220 В, 10 КОм при 110 В, 6 КОм при 60 В, 5 КОм при 48 В, 3 КОм при 24 В устройством для контроля изоляции на шинах постоянного  оперативного тока должен быть подан предупредительный сигнал.

          2.7.6.11. В случаях замыкания на землю в цепях оперативного тока должны  приниматься срочные меры для его  ликвидации; при этом производство работ под напряжением категорически запрещается, за исключением поиска места заземления.

          2.7.6.12. Ежегодно по пробам, взятым из контрольных элементов, должен проводиться анализ  электролита кислотной аккумуляторной батареи.  Пробы электролита при контрольном разряде должны отбираться в конце разряда. При доливке обязательно должна использоваться дистиллированная вода, не имеющая в своем составе хлора и железа.

          2.7.6.13. В  помещении аккумуляторной батареи должна поддерживаться температура не ниже + 10°С, при эксплуатации без постоянного дежурного персонала на подстанциях допускается снижением температуры до + 5°С.

          2.7.6.14. Аккумуляторные батареи должны осматриваться по графику, утвержденному службой энерговодоснабжения.  Контроль напряжения, плотности и температуры электролита каждого элемента должен проводиться не реже, чем 1 раз в месяц.

          На дверях помещения аккумуляторной батареи должны быть надписи: «Аккумуляторная», «Огнеопасно», «С огнем не входить», «Курить запрещается».

          2.7.6.15.  Для записи данных осмотров и объемов проведенных работ заводится журнал на каждой аккумуляторной установке с обслуживанием специально обученным электромонтером или аккумуляторщиком.

          2.7.6.16. Обслуживающий персонал на аккумуляторной установке должен иметь:

          а) средства контроля напряжения отдельных  элементов батареи, температуры и плотности электролита,

          б) необходимый  специальный инвентарь и спецодежду согласно местной типовой инструкции.

          2.7.6.17. По мере необходимости должен проводиться ремонт аккумуляторной установки, не ранее чем через 12-15 лет эксплуатации должен проводиться капитальный ремонт.     

     2.7.7.1. Металлические части электроустановок ЭСН, которое могут оказаться под напряжением из-за нарушения изоляции, должны быть заземлены. Заземляющие устройства должны удовлетворять требованиям обеспечения безопасности людей и защиты электроустановок, а также обеспечения эксплуатационных режимов работы.

          2.7.7.2. Присоединение к заземлителю или  к заземляющей магистрали каждого элемента установки, подлежащего заземлению, осуществляется посредством отдельного заземляющего проводника.

          Запрещается последовательное подсоединение к заземляющему проводнику нескольких частей  установки.

          2.7.7.3. Заземляющие проводники должны подсоединяться к заземляющему контуру, заземлителям и к  заземляющим конструкциям с помощью сварки, а к корпусам аппаратов, машин и опорам воздушных линий — надежным болтовым соединением или сваркой.

          2.7.7.4. Должна быть предусмотрена защита заземляющих проводников от коррозии. Заземляющие проводники при открытой прокладке должны иметь отличительную окраску.

          2.7.7.5. Заземляющие устройства должны контролироваться следующим образом:

          а) должны проводиться измерения сопротивления заземляющих устройств и не реже чем 1 раз в 10 лет выборочная проверка элементов заземлителя, находящихся в земле, со вскрытием грунта;

          б) должна осуществляться проверка состояния и наличия цепей между заземлителями и заземляемыми  элементами, соединений естественных заземлителей с заземляющим устройством.

          2.7.7.6. Сопротивление заземляющих устройств должно измеряться после капитального ремонта, монтаж этих устройств.     

     2.7.8.1. Силовое электрооборудование ЭCН и электрических сетей должно быть защищено от коротких замыканий и нарушений нормальных режимов устройствами релейной защиты.

          2.7.8.2. Релейная защита должна удовлетворять требованиям селективности, быстродействия, чувствительности и надежности.

          2.7.8.3. Для обеспечения селективности и чувствительности необходимо принять защиты с такими характеристиками и типами реле, которые позволяют принимать наименьшие токи срабатывания и требуют наименьших значений коэффициентов согласования и коэффициентов отстройки от максимальных рабочих токов или переходных процессов.

          2.7.8.4. Для обеспечения высокой надежности защиты  должны иметь простое  исполнение с применением постоянного оперативного тока, если на объекте имеются аккумуляторные батареи.

          2.7.8.5. Максимальные токовые защиты трансформаторов 6-10/0,4 кВ объекта для обеспечения достаточной чувствительности к минимальным токам к.з. из-за необходимости отстройки от токов самозапуска  или пусковых режимов должно быть обеспечено требование применения пуска этой защиты по напряжению.

          2.7.8.6. Максимальная токовая защита генераторов напряжением 6-10 кВ ЭСН также должна выполняться с пуском по напряжению, поскольку  она  не должна работать при перегрузке и качаниях. Защита выполняется с двумя ступенями действия: первая ступень — на отключение секционного выключателя шин генераторного напряжения, вторая — на отключение генератора, что улучшает согласование и чувствительность защит генератора.

          2.7.8.7. Для обеспечения быстродействия защит на ЭСН необходимо обязательное применение дифференциальных защит генераторов, токовых отсечек, питающихся от шин генераторного напряжения линий и трансформаторов (в дополнение к максимальным токовым защитам), отсечек линий 0,4 кВ за понижающими трансформаторами.

          2.7.8.8. Дифференциальная защита шин генераторного напряжения при малой мощности генераторов не выполняется  и основной защитой шин должна быть максимальная токовая защита генераторов (коэффициент чувствительности ее должен быть не менее 1,5 при к.з. на шинах).

          2.7.8.9. Защита  секционного выключателя при раздельной работе секций для более быстрого отключения к.з. на генераторных шинах должна быть выполнена с ускорением после АВР.

          2.7.8.10. Для защиты линий и трансформаторов, отходящих от генераторных шин 6-10 кВ,  следует предусматривать токовую отсечку  в двух или трехлинейном исполнении с независимой характеристикой, выполненную на реле РТ-40. При недостаточно чувствительной отсечке выдержку времени максимальной токовой защиты нужно устанавливать не более 0,5 с. Не рекомендуется применять защиты с реле РТ-80, РТМ и РТВ, имеющие большие по сравнению с защитами на реле РТ-40 токи срабатывания, меньшую чувствительность и не обеспечивавшие необходимого быстродействия при небольших токах к.з.     

2.7.9. Воздушные и кабельные линии электропередач

А. Воздушные линии     

     2.7.9.1. Для обеспечения надежной работы воздушных (ВЛ) в период эксплуатации необходимо проводить техническое обслуживание и капитальный ремонт.

          2.7.9.2. При техническом обслуживании должны проводиться работы по предохранению элементов ВЛ от преждевременного износа путем выполнения профилактических проверок и измерений и устранения повреждений и неисправностей.

          2.7.9.3. При капитальном ремонте ВЛ должен быть выполнен комплекс мероприятий, направленных на поддержание или восстановление первоначальных эксплуатационных характеристик ремонта изношенных деталей и элементов.

          2.7.9.4. При согласовании технической документации на вновь проектируемой (ВЛ) службы энерговодоснабжения должны  предоставлять проектным организациям имеющиеся данные о фактических условиях в зоне проектируемых ВЛ (климатические условия, загрязнения и другие данные, характеризующие местные условия) и требовать учета этих условий в проекте ВЛ.

          2.7.9.5. При эксплуатации ВЛ должны строго соблюдаться правила охраны электрических сетей и контролироваться их выполнение.

          2.7.9.6. Плановые работы по ремонту и реконструкции ВЛ, проходящих по сельскохозяйственным угодьям, должны проводиться по согласованию с землепользователями.

          2.7.9.7. Трасса ВЛ должна периодически расчищаться от поросли и деревьев и содержаться в безопасном в пожарном отношении состоянии; должна поддерживаться установленная ширина просек и проводиться обрезка деревьев. Отдельные деревья, создающие угрозу падением на провода и опоры, должны вырубаться с последующим уведомлением об этом организации, в ведении которой находятся насаждения.

          2.7.9.8. Должны содержаться в исправном состоянии:

          а) сигнальные знаки на берегах в местах пересечения ВЛ с судоходной или сплавной рекой, каналом, установленные согласно «Правилам плавания по внутренним водным путям СССР»;

          б) устройства светоограждения, установленные на опорах в соответствии с требованиями «Правил маркировки и светоограждения высотных препятствий»;

          в) постоянные знаки, установленные на опорах ВЛ.

     2.7.9.9. Для дистанционного определения мест повреждения ВЛ напряжением 110 кВ и выше должны быть установлены приборы напряжением 6-35 кВ с отпайками должны быть установлены указатели поврежденного участка.

          2.7.9.10. Антикоррозионное покрытие неоцинкованных металлических опор и металлических деталей железобетонных и деревянных опор, а также стальных тросов и оттяжек опор BЛ 35 кВ и выше должно восстанавливаться по мере необходимости.

          2.7.9.11. На ВЛ напряжением выше 1000 В, подверженных интенсивному гололедообразованию, должна осуществляться плавка гололеда электрическим током.

          2.7.9.12. Техническое обслуживание и капитальный ремонт ВЛ должны выполняться с использованием специальных линейных машин, механизмов, такелажа, инструмента, приспособлений и транспортных средств.

          Машины и механизмы должны комплектоваться в соответствии с нормами и размещаться на ремонтных базах по трассе газопровода. Бригады, выполняющие работы на ВЛ, должны быть оснащены средствами связи с ремонтными базами и диспетчерскими пунктами по трассе газопровода.

          2.7.9.13. При эксплуатации ВЛ должны проводиться периодические и внеочередные осмотры. График периодических осмотров утверждается главным энергетиком производственного объединения. Периодичность осмотров должна быть не реже чем 1 раз в 6 мес.

          Осмотры ВЛ инженерно-техническим персоналом должны выполняться не реже чем 1 раз в год. Верховые осмотры ВЛ 35 кВ и выше с выборочной проверкой состояния проводов и тросов в зажимах должны проводиться не реже чем 1 раз в 6 лет.

          На ВЛ 0,4-20,0 кВ верховые осмотры должны проводиться по мере необходимости.

          2.7.9.14. Внеочередные осмотры ВЛ или их участков должны проводиться:

          а) при образовании на проводах и тросах гололеда, при пляске проводов, во время ледохода и разлива рек, при лесных и степных пожарах и при стихийных бедствиях,

          б) после автоматического отключения ВЛ от релейной защиты линии и при необходимости после успешного повторного включения.

          2.7.9.15. На ВЛ должны выполняться следующие профилактические проверки и измерения:

     а) проверка загнивания деталей деревянных опор — первый раз через 3-6 лет после ввода линии в эксплуатацию, далее не реже, чем 1 раз в 3 года, а также перед подъемом на опору или сменой деталей. На ВЛ 20 кВ и ниже проверка загнивания должка проводиться у оснований опор, а остальных деталей опор ВЛ этих напряжений  — при необходимости;

          б) проверка состояния антикоррозийного покрытия металлических опор и траверс, металлических подножников и анкеров оттяжек с выборочным вскрытием грунта — не реже чем 1 раз в 6 лет;

          в) проверка состояния железобетонных опор и пасынков — не реже чем 1 раз в 6 лет; в специфических условиях Крайнего Севера — 2 раза в год;

          г) проверка электрической прочности подвесных тарельчатых фарфоровых изоляторов — в первый год  эксплуатации и в дальнейшем не реже чем 1 раз в 6 лет; измерение электрической прочности стеклянных,  стержневых и штыревых изоляторов не требуется, а их состояние должно определяться визуально при осмотрах линии.

          Во время приемки ВЛ в эксплуатацию все соединения проводов и тросов ВЛ должны быть проверены визуально и на соответствие геометрических размеров. В процессе эксплуатации состояние соединений должно определяться визуально при осмотрах ВЛ;

          д) измерение сопротивления заземления опор и тросов, а также повторных заземлений нулевого провода.

          По мере необходимости должны проверяться:

          — расстояние от проводов до поверхности земли и различиях объектов в местах сближения и пересечения (на линиях с совместной подвеской проводов и между проводами разных линий — в пролете),

          — тяжение в оттяжках опор, наклон опор, а также бандажи и болтовые соединения опор.

          2.7.9.16. Дефекты, обнаруженные при осмотре ВЛ и при проведении профилактических проверок, и измерениях должны быть отмечены в журнале дефектов, и в зависимости от их характера устраняться немедленно или при проведении планового (непланового) технического обслуживания или капремонта ВЛ.

          2.7.9.17. Капитальный ремонт ВЛ или отдельных участков должен выполняться не реже чем 1 раз в 6 лет. Капитальный ремонт может проводиться с отключением линии или одной фазы (пофазный ремонт), а также без снятия напряжения.

          2.7.9.18. Техническое обслуживание и ремонтные работы должны проводиться, как правило, комплексным методом путем проведения всех необходимых работ одновременно с максимально возможным сокращением продолжительности отключения ВЛ.

          2.7.9.19. Конструктивные изменения опор и других элементов ВЛ, а также способа закрепления опор в грунте должны выполняться только при наличии технического обоснования и с разрешения главного энергетика производственного объединения.

          2.7.9.20. В целях своевременной ликвидации аварийного повреждения на ВЛ в службах энерговодоснабжения должен храниться аварийный запас материалов и деталей согласно установленным нормам.     

     2.7.9.21. Для каждой кабельной линии при вводе в эксплуатацию должны быть установлены наибольшие допустимые пиковые нагрузки. Нагрузки определяются 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 температуру, допустимую по ГОСТу.

          2.7.9.22. В кабельных сооружениях должны систематически контролироваться тепловой режим работы кабелей, температура воздуха и работа вентиляционных устройств. Температура воздуха внутри кабельных туннелей, каналов не должна превышать температуру наружного воздуха более чем не 10°С в летнее время.

          2.7.9.23. Кабельные линии 6-10 кВ, несущие нагрузку меньше номинальных, могут кратковременно перегружаться в следующих пределах:

          2.7.9.24. На время ликвидации аварий для кабельных линий напряжением до 10 кВ включительно допускаются перегрузки в течение 5 суток в следующих пределах:

          Для кабельных линий, длительное время находящихся в тяжелых условиях эксплуатации, эти перегрузки должны быть понижены в соответствии с местными инструкциями. Перегрузка кабельных линий напряжением 20-35 кВ не допускается.

          2.7.9.25. Для маслонаполненных кабельных линий 110-500 кВ разрешается перегрузка до повышения температуры жил не более, чем до 80°С. При этом длительность непрерывной перегрузки не должна превышать 100 ч, а суммарная длительность не более 500 ч в год с перерывами между перегрузками не менее 10 сут. Для кабелей 110 кВ, проложенных в воздухе, длительность работы при температуре жил 80°С не ограничена.

          2.7.9.26. При приемке в эксплуатацию кабельной линии монтажной организации должны быть переданы предприятию:

          а) скорректированная при строительстве, монтаже, наладке проектная документация (чертежи, пояснительные записки и инструкции, технические паспорта, журналы производства работ и авторского надзора);

          б) чертеж трассы в масштабе 1:200 или 1:500 (в зависимости от развития коммуникаций в районе трассы) с указанием мест установки кабельных муфт;

          в) акты скрытых работ с указанием мест пересечения и сближений кабелей со всеми подземными коммуникациями, а также акты на монтаж кабельных муфт;

          г) акты о состоянии кабелей на барабанах и в случае необходимости протоколы вскрытия и осмотра образцов (вскрытие является осязательным для импортных кабелей);

          д) чертеж профиля трассы кабельной линии в местах пересечений с дорогами и другими коммуникациями для кабельных линий напряжений 35 кВ и особо сложных трасс кабельных линий напряжением 6-10 кВ;

          е) протоколы анализа грунтов трассы кабельной линии по характерным участкам.

          2.7.9.27. Каждая кабельная линия должна иметь свой единый номер или наименование. Открыто проложенные кабели,  а также все кабельные муфты должны быть снабжены бирками с обозначениями:

          — на бирках кабелей и концевых муфт — марки, напряжения, сечения, номера или наименование линии;

          — на бирках соединительных муфт — номера муфты, даты монтажа. Бирки должны быть стойкими к воздействию окружающей среды.  Бирки должны располагаться по длине линий через 50 м на открыто проложенных кабелях, а также в местах прохода кабелей через перегородки и перекрытия (с обеих сторон).

     2.7.9.28. Металлическая броня кабелей, проложенных в кабельных сооружениях, и металлические конструкции, по которым они проложены, должны периодически покрываться негорючими антикоррозионными лаками или красками.

          2.7.9.29. Измерения нагрузок кабельных линий должны проводиться не реже 1 раз в год в период максимума. На основании этих измерений должны уточняться режимы и схемы работы кабельных сетей.

          2.7.9.30. Кабельные каналы с постоянным оперативным обслуживанием должны осматриваться не реже чем 1 раз в месяц, а без постоянного оперативного обслуживания — по местным инструкциям.

          2.7.9.31. Исправность действия устройств дымосигнализации и пожаротушения, установленных в кабельных сооружениях, должна проверяться по местным инструкциям.

          2.7.9.32. Устройство в кабельных помещениях каких-либо временных и вспомогательных сооружений, а также хранение в них каких-либо материалов и оборудования запрещается.

          2.7.9.33. В районах с агрессивными грунтами кабельная линяя может быть принята в эксплуатацию только после осуществления мероприятий по ее антикоррозийной защите. В этих районах на кабельных линиях должны проводиться измерения блуждающих токов, составляться и систематически корректироваться потенциальные диаграммы кабельной сети (или отдельных ее участков) и карты почвенных коррозийных зон.

          2.7.9.34. При обнаружении на кабельных линиях опасности разрушения металлических оболочек электрокоррозией, почвенной или химической коррозией должны быть приняты меры по ее предотвращению. За установленными защитными устройствами должно вестись регулярное наблюдение.

          2.7.9.35. Раскопки кабельных трасс или земляные работы вблизи них должны проводиться только по письменному разрешению службы энерговодоснабжения.

          2.7.9.36. Производство раскопок землеройными машинами на расстоянии ближе 1 м от кабелей, а также применение отбойных молотков для рыхления грунта над кабелями на глубину более 0,3 м при нормальной глубине прокладки кабелей не допускается.

          Применение ударных и вибропогружательных механизмов разрешается на расстоянии не менее 5 м от кабелей. Перед началом работ должно быть проведено под надзором персонала службы энерговодоснабжения контрольное вскрытие трассы. Для производства взрывных работ должны быть выданы дополнительные технические условия.

     2.7.9.37. 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 после раскопок, связанных с вскрытием трасс, определяется службой энерговодоснабжения.

          2.7.9.38. При определении места повреждения кабельной линии должно осуществляться наблюдение за кабелями в кабельных сооружениях с соблюдением правил техники безопасности.

          2.7.9.39. 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.

          2.7.9.40. Образцы поврежденных кабелей и поврежденные кабельные муфты должны подвергаться лабораторным исследованиям для установления причин повреждения и разработки мероприятий по их предупреждению.     

     2.7.10.1. Надежная работа электрооборудования и бесперебойное электроснабжение во многом зависит от средств автоматики, регулирования, управления и защиты, которые должны выполняться в строгом соответствии с проектной документацией.

          2.7.10.2. Для повышения надежности электроснабжения потребителей на электростанциях должны максимально внедряться все виды устройств электроавтоматики, регулирования, управления:

          а) автоматическое включение резерва (АВР),

          б) автоматическое повторное включение (AПB),

          в) автоматическое регулирование возбуждения (АРВ),

          г) устройство форсировки возбуждения, автоматическое гашение поля (АГП),

          д) автоматическая частотная разгрузка (АЧР и др.).

          2.7.10.3. Для быстрого восстановления нормальной работы электроустановок электростанции во время кратковременных перерывов питания или в случае аварии должен обеспечиваться самозапуск (повторный пуск) основных электродвигателей собственных нужд электростанции.

          Для этого должны быть:

          а) создана возможность автоматического включения коммутационной аппаратуры электродвигателей при появлении напряжения,

          б) выбраны соответствующие токовые уставки защиты питающих линий к электродвигателям.

          Защитой минимального напряжения оборудуются электродвигатели, не подлежащие самозапуску.

          2.7.10.4. На панелях автоматики, регулирования управления и защиты с лицевой и задней стороны должны быть надписи, указывающие на их назначение. Аппаратура, установленная на панелях (реле, ключи и кнопки управления, рубильники, предохранители, автоматические выключатели и т.п.), должна иметь четкие надписи, указывающие на их назначение (согласно схемам).

          2.7.10.5. Проводники, присоединенные к зажимам клеммных сборок, а также к клеммам аппаратов и приборов, должны иметь маркировку, соответствующую исполнительным схемам. Контрольные кабели должны иметь маркировку на концах, в местах разветвлений и пересечений потоков кабелей, при проходах сквозь стену, потолок и т.д., а по трассе — через каждые 50-70 м. Концы свободных жил контрольных кабелей должны быть изолированы.

          2.7.10.6. На клеммных сборках пультов управления и панелей не должны находиться рядом клеммы, случайное соединение которых может вызвать включение или отключение присоединения.

     2.7.10.7. Соединение контрольных кабелей с металлической оболочкой, наращивание жил должно производиться только пайкой с установкой герметических соединительных муфт, на которые заводятся паспорта с указанием лиц, производивших разделку. Жилы контрольных кабелей с полихлорвиниловой или резиновой изоляцией должны соединяться на зажимах переходной клеммной сборки.

          2.7.10.8. В наиболее ответственных оперативных цепях автоматики должен быть предусмотрен контроль исправности плавких вставок и предохранителей.

          2.7.10.9. Во вторичных цепях трансформаторов напряжения (за исключением цепей устройств автоматического  регулирования возбуждения) и в цепях постоянного в переменного оперативного тока должны применяться максимальные автоматы или предохранители трубчатого типа с калиброванными плавкими вставками. При этом должна обеспечиваться селективность действия установленных максимальных автоматов и предохранителей. На щите управления электростанции всегда должен быть запас достаточного количества калиброванных плавких вставок для замены перегоревших.

          2.7.10.10. Элементы автоматики необходимо размещать в местах, доступных для обслуживания и отвечающих условиям нормальной работы автоматики по температуре, вибрации, запыленности, влажности и т.п. в соответствии с техническими условиями. Для выполнения указанных выше требований необходимо применять дополнительные меры (обогрев, охлаждение, закрытие кожухами устройств открытого исполнения, установка на амортизаторах и т.п.).

          2.7.10.11. Устройства автоматики, регулирования, управления и защиты должны устанавливаться таким образом, чтобы было обеспечено безопасное их обслуживание без снятия напряжения с первичных цепей. Их эксплуатация должна производиться специально выделенным персоналом службы энерговодоснабжения и на каждое устройство должны быть заведены паспорта и иметься проектная и заводская документация с протоколами наладки и испытаний наладочной организации.

          Проверка и наладка устройств должна производиться в объеме действующих местных инструкций, утвержденных руководителем службы энерговодоснабжения.

          2.7.10.12. Сопротивление изоляции вторичных цепей должно поддерживаться для каждого присоединения не ниже 1 МОм. Изоляция вторичных цепей аппаратуры пониженного напряжения (60 В и ниже), нормально питающихся от отдельного источника, должна поддерживаться не ниже 0,5 МОм. Сопротивление изоляции, в первом случае измеряется мегаомметром на 1000-2500 В, во втором случае — мегаомметром на 500 В.

     2.7.10.13. При первом включении и при первой полной проверке изоляции относительно земли электрически связанных цепей вторичной коммутации для каждого присоединения должно испытываться напряжением 1000 В переменного тока в течение одной минуты (исключение составляют цепи аппаратуры пониженного напряжения — 60 В и ниже). Изоляция цепи газовой защиты трансформаторов должна испытываться напряжением 1000 В и между жилами контрольного кабеля (при отключенном газовом реле). В последующей эксплуатации изоляция испытывается один раз в 3-4 года напряжением 1000 В переменного тока или при величине сопротивления изоляции 1 МОм и выше — выпрямленным напряжением 2500 В при помощи мегаомметра.

          2.7.10.14. Полные плановые проверки должны производиться не реже одного раза в два года (как правило, одновременно с ремонтом соответствующих первичных цепей и силового электрооборудования).

          Периодичность частичных проверок устанавливается по местным условиям. Газовая защита трансформаторов должна налаживаться и эксплуатироваться в соответствии с «Инструкцией по наладке и эксплуатации газовой защиты».

          2.7.10.15. Все случаи отказов или неправильной работы устройств должны учитываться с записью в журнале и тщательно анализироваться, а причины их немедленно устраняться.

          Все работы во вторичных цепях должны производиться с соблюдением правил техники безопасности персоналом, прошедшим спец. обучение и допущенным к самостоятельной проверке соответствующих устройств.

          2.7.10.16. Работы в цепях вторичной коммутации должны производиться с принятием мер предосторожности против ошибочного отключения оборудования и только изолированным инструментом. Выполнение этих работ без исполнительных схем запрещается. После производства работ во вторичных цепях должна проверяться их исправность и правильность присоединения путем опробывания устройства в действии непосредственно или косвенно.

          2.7.10.17. Результаты плановых и послеаварийных проверок устройств отмечаются в паспортах — протоколах (карточках) этих устройств и в журнале. Все изменения в схемах должны немедленно вноситься в принципиальные и монтажные схемы, а также в местную инструкцию.

          2.7.10.18. Панели, пульты и отдельные блоки устройств должны периодически очищаться от пыли персоналом, обслуживающим устройства. Все коммутационные операции (включения и отключения выключателей, разъединителей и других аппаратов), а также пуск и останов агрегатов, регулировка режима их работы, необходимые при испытаниях, наладке и проверке, производятся только дежурным персоналом.     

     2.7.11.1. Сроки государственной и ведомственной проверки средств электрических измерений устанавливаются действующими ГОСТ, нормативными документами Госстандарта СССР и органами ведомственной службы Минэнерго СССР.

          2.7.11.2. Все средства электрических измерений должны устанавливаться и эксплуатироваться в условиях, отвечающих требованиям стандартов, ТУ и заводских инструкций на эти средства измерений.

          2.7.11.3. Каждый счетчик электроэнергия должен иметь надпись, указывающую присоединение, на котором производится учет электроэнергии.

          2.7.11.4. Вскрытие средств электрических измерений разрешается только персоналу подразделения, выполняющего функции метрологической службы энергопредприятия, а расчетных счетчиков — персоналу метрологической службы энергосбыта.

          2.7.11.5. Выбор мест установки местной АТС, диспетчерского коммутатора, телефонных аппаратов должен определяться в каждом отдельном случае в зависимости от местных условий.

          2.7.11.6. Станционные и линейные устройства проводной и радиосвязи должны выполняться согласно требованиям действующих правил и норм Министерства связи. Монтаж установок высокочастотной связи по линиям электропередач должен выполняться в соответствии с «Правилами устройств электроустановок».

          2.7.11.7. Установки связи должны быть обеспечены резервными источниками питания. Метод резервирования питания устанавливается в зависимости от местных условий.

          2.7.11.8. Заземление установок связи, расположенных в пределах заземляющего контура электростанции, осуществляется путем присоединения к этому контуру. При этом оболочки кабелей и металлических труб, в которых они проложены, должны быть заземлены присоединением к этому контуру. Установки проводной связи должны быть защищены от опасных и мешающих влияний линий электропередач .

          2.7.11.9. Аварийное и рабочее освещение в нормальных режимах должно питаться от общего источника. При отключении общего источника питания на электростанции аварийное освещение должно автоматически переключаться на аккумуляторную батарею или другой независимый источник питания. Присоединение к сети аварийного освещения переносных трансформаторов и других видов нагрузок, не относящихся к этому освещению, запрещается. Сеть аварийного освещения не должна иметь штепсельных розеток.

          2.7.11.10. Переносные ручные светильники ремонтного освещения должны питаться от сети не выше 36 В, а при повышенной опасности поражения электрическим током — не выше 12 В. Вилки 12-36 В не должны подходить к розеткам 127 В и 220 В. Штепсельные розетки 12-36 В должны отличаться от розеток 127 В и 220 В.

     2.7.11.11.  Установка ламп мощностью, больше допустимой для данного светильника, запрещается. Снятие рассеивателей светильников, экранирующих и защитных решеток не допускается.

          2.7.11.12. Очистка светильников должна выполняться по графику специально обученным персоналом. Периодичность очистки устанавливается по местным условиям.

          Смена ламп и плавких вставок, ремонт и осмотр осветительной сети на электростанции проводятся персоналом службы энерговодоснабжения. В помещениях с мостовыми кранами допускается их использование для обслуживания светильников с соблюдением специальных мер безопасности.

          2.7.11.13. Осмотр и проверка осветительной сети должны проводиться в следующие сроки:

          а) действия автомата аварийного освещения не реже чем 1 раз в месяц в дневное время;

          б) исправности аварийного освещения при отключении рабочего освещения — 2 раза в год;

          в) состояния стационарного оборудования и электропроводки рабочего и аварийного освещения, испытание и измерение сопротивления изоляции проводов и кабелей — при вводе в эксплуатацию и в дальнейшем по мере необходимости;

          г) измерение освещенности рабочих мест — при вводе в эксплуатацию и в дальнейшем — по мере необходимости;

          д) испытание изоляции стационарных трансформаторов 12-36 В — 1 раз в год;

     Обнаруженные при проверке и осмотре дефекты должны устраняться в кратчайший срок.

Глава 3

 ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ

          3.1. Общий уровень шума, замеренный в соответствии с ГОСТ 12.1.028-80.

          3.2. Общий уровень вибрации по ускорению, замеренный в соответствии с методикой МКШС-ТПС-79 Минтяжмаша, должен соответствовать ГОСТ 12.1.012-78.

          3.3. Параметры дымности отработавших газов дизелей — по ГОСТ 24028-80.

          3.4. Выбросы вредных веществ с отработавшими газами дизелей — по ГОСТ 24585-81. На концах выхлопных труб от двигателей должны быть установлены шумоглушители и искрогасители.

          3.5. Температура поверхностей, с которыми неизбежно соприкосновение персонала при обслуживании двигателя, не должна превышать 60°С.

          3.6. Все движущиеся части двигателей и генераторов должны быть надежно закрыты защитными кожухами и устройствами.

          3.7. Помещения электростанций, оборудованных двигателями внутреннего сгорания, работающими на дизельном топливе или природном газе, должны иметь систему автоматического пожаротушения. Система должна срабатывать после автоматической остановки двигателя по сигналу датчика системы пожаротушения. Необходимо предусматривать автоматическую блокировку от включения системы пожаротушения при закрытых дверях блок-бокса. Перед включением системы пожаротушения должна срабатывать предупредительная сигнализация.

          3.8. В системах топливоподачи газовых двигателей должны быть предусмотрены манометры, показывающие давление газа в ресиверах.

          3.9. В технически обоснованных случаях для предотвращения вспышек в газовых системах топливоподачи должны быть предусмотрены невозвратные клапаны или пламягасительные сетки.

          3.10. Газовые системы топливоподачи должны содержать устройства,  обеспечивающие автоматическое их отключение от источников питания и сброс оставшегося газа в атмосферу.

          3.11. Газовые трубопроводы должны иметь возможность свободного температурного удлинения, не приводящего к деформации и нарушению герметичности и целостности соединений.

          3.12. В технически обоснованных случаях на трубопроводах следует устанавливать фильтры с устройствами для слива конденсата.

          3.13. Способ установки трубопроводов должен исключать усталостные разрушения от вибрации.

          3.14. На двигателе и его площадке при монтаже не оставлять тяжелых деталей, инструмента и приспособлений, падение которых может привести к несчастному случаю, а спускать их вниз после окончания или при перерыве работы. В случае крайней необходимости, если тяжелые детали необходимо оставить наверху, их нужно надежно закрепить.

          3.15. Следует периодически проверять на ощупь температуру: трубок форкамерного газа, газовых ДВС, корпусов и кожухов, трущихся деталей (привод регулятора, топливные насосы и их приводы, топливоподкачивающий, масляный и водяной насосы, подшипник генератора и пр.).

          Степень нагрева шатунных подшипников во время работы дизеля определяют по нагреву крышек картера. Слишком высокий нагрев подшипников может служить признаком недостаточной смазки, слишком малого зазора или неправильности сборки.

          3.16. В машинных залах электростанций, использующих газовые двигатели перед каждой сменой обслуживающего персонала, обязательно проверять загазованность помещения.

          3.17. Двери машинного помещения должны открываться наружу.

          3.18. Переносные лампы для освещения должны применяться напряжением 12 В и иметь ограждающую решетку.

          3.19. При появлении в помещении запаха газа немедленно принять меры по устранению утечки газа. Утечку газа определять мыльным раствором. При работах по устранению утечек газа следует пользоваться омедненным или густо смазанным консистентной смазкой инструментом.

          3.20. В случае появления утечек газа, а также при авариях газовой системы необходимо немедленно перекрыть подачу газа к двигателю.

          3.21. Газоопасные работы на газовых системах и подводке газа к двигателю должны вестись специально обученным персоналом с применением защитных и спасательных средств.

          3.22. Вливать для облегчения пуска керосин, бензин и другие легковоспламеняющиеся жидкости в цилиндры, клапаны и всасывающие трубы категорически запрещается.

          3.23. Использовать для звукоизоляции и утепления только не горючий материал.

          3.24. Компоновку оборудования и приборов системы КИП и А выполнять с учетом безопасности обслуживания, удобства ремонта, монтажа и ревизий.

          3.25. В случае использования для газотурбинного двигателя газового топлива необходимо все элементы топливоподачи, подводящие газ к двигателю и расположенные в здании электростанции (фургоне), размещать в изолирующем коробе, имеющем дверцы для проведения регламентных работ. Короб должен иметь постоянную естественную вентиляцию и принудительную вытяжную вентиляцию, включающуюся автоматически одновременно с предупредительной сигнализацией по команде от газоанализатора при объемной концентрации метана 0,5% (2 датчика газоанализатора устанавливать в верхней части вентиляционного короба). При объемной концентрации метана 1% подается аварийный сигнал и автоматически выключается подача газа к силовому блоку электростанции и производится стравливание газа » на свечу».

          3.26. На вводе газопровода внутри помещения электростанции должно устанавливаться отключающее устройство в доступном для обслуживания и освещенном месте.

          3.27. Не разрешается прокладка газопровода через помещение электрораспределительного устройства.

          3.28. Расстояние между трубопроводом топливного газа и электропроводом или кабелем при параллельной прокладке должно быть не менее 250 мм, в местах пересечений — не менее 100 мм.

          3.29. Не допускается пересечение газопроводами вентиляционных шахт и воздуховодов.

          3.30. Устанавливаемая на трубопроводах топливного газа арматура должна быть легкодоступна для управления, осмотра и ремонта. При расположении арматуры на высоте более 2 м должны устанавливаться площадки с лестницами или дистанционный привод.     

          Для уточнения нормативов расхода газа на выработку 1000 кВт·ч  электроэнергии, а также для оценки соответствия источников электроэнергии ТУ на поставку необходимо один раз в год проводить контрольные испытания мотор-генераторов и дизель-генераторов электростанций.

          Испытания должны проводиться на режимах холостого хода, частичных нагрузках (25% , 50%  и 75% ) и номинальной мощности. Продолжительность работы на каждом режиме должна быть достаточной для стабилизации теплового состояния и проведения всех предусмотренных замеров. Основные параметры, получаемые во время испытаний:

          1. Эффективная мощность , кВт

          2. Приведенная эффективная мощность ,  кВт

          3. Частота вращения, мин

          4. Удельный расход топлива, г/кВт·ч, нм/кВт·ч

          5. Максимальное давление цикла (Р, замеренное в каждом цилиндре и среднее),  кг/см

          6. Температура выхлопных газов (замеренная в каждом цилиндре и перед турбиной), °С

          7. Давление продувочного воздуха (наддува), кг/см

          8. Противодавление на выпуске (на выходе из газовой турбины), мм вод.ст.

          Остальные параметры фиксируются в соответствии с вахтенными журналами. Мощность определяется по току электрического генератора, допустимая погрешность измерений ± 0,5%. Приведенная к нормальным атмосферным условиям: давлению 760 мм рт.ст. (10,13х10 Па), температуре — 20°С (293 К) и относительной влажности — 70% мощность мотор-генераторов и дизель-генераторов без наддува () определяется в кВт по формуле:

      где:  — мощность, полученная при испытании, кВт,

      — барометрическое давление во время испытания, мм рт.ст.,

           t — температура воздуха на расстоянии 1,5 м от  места забора воздуха в двигатель,

          — парциальное давление водяных паров во влажном  воздухе при температуре и относительной влажности воздуха на всасе в мм рт.ст.

          Для мотор-генераторов и дизель-генераторов с наддувом пересчет мощности на нормальные атмосферные условия должен производиться по формулам, приведенным в инструкции по эксплуатации.

          Частота вращения измеряется приборами с допустимой погрешностью измерений ±1,0%. Давление наддувочного воздуха и давление выпускных газов перед турбиной должны измеряться пружинными манометрами класса 2,5 и выше. Максимальное давление цикла и давление сжатия должны измеряться максиметрами с допустимой погрешностью измерений ± 3%.

          Измерение давления сжатия (для сравнения по цилиндрам) должно производиться на холостом ходу. Замеры на режимах должны проводиться при установившемся тепловом состоянии двигателя. Параметры, приведенные в пп.5, 6, 7, 8 должны соответствовать значениям, установленным в технических условиях. В случаях их отклонения провести соответствующие регулировки.

          Измерение расхода газа осуществляется при помощи газовых счетчиков или дроссельных приборов, установленных в системе.

          При этом учитываются температура и среднее давление газа в измерительном устройстве. Допустимая погрешность измерений ± 0,5%. Низшая теплота сгорания газообразного топлива определяется в зависимости от химического состава по формуле:

          Н= 8087 СН+ 14340 СН+ 20485 СН+ 26679 СН+ 32940 СН  ккал/нм,

     где СН; СН; СН; СН; СН — компоненты, входящие в состав принятого в расчете топливного газа в долях единицы,.

          Н — низшая теплота сгорания при 15°С и 760 мм рт.ст.

          Удельный фактический расход тепла определяется по известным формулам на основе замеренных величин мощности, расхода топлива и результатов анализа химического состава топлива.

          Полученные удельные расходы тепла сравниваются с расходами, установленными в ТУ, на двигатель (см. данные таблиц); если они превышают установленные значения более, чем на 5%, необходимо провести ревизию агрегата с целью выявления его технического состояния.

                  ремонтным рабочим__________________ руб.

                        стоимость замененных деталей _________ руб.