П Р И К А З

Министерства энергетики Российской Федерации от 19 июня 2003 г. N 229

Об утверждении Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации

Зарегистрировано Министерством юстиции Российской Федерации 20 июня 2003 г. Регистрационный N 4799

Приказываю: Утвердить прилагаемые Правила технической эксплуатацииэлектрических станций и сетей Российской Федерации и ввести их вдействие с 30 июня 2003 года.

___________

П Р А В И Л А технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации

Утверждены приказом Минэнерго России от 19 июня 2003 г. N 229

1. Организация эксплуатации

1.1. Основные положения и задачи

1.1.1. Настоящие Правила распространяются на тепловыеэлектростанции, работающие на органическом топливе,гидроэлектростанции, электрические и тепловые сети РоссийскойФедерации и на организации, выполняющие работы применительно к этимобъектам. 1.1.2. На каждом энергообъекте должны быть распределеныграницы и функции по обслуживанию оборудования, зданий, сооруженийи коммуникаций между производственными подразделениями (цехами,участками, лабораториями и т. д.), а также определены должностныефункции персонала. 1.1.3. Безопасная эксплуатация оборудования, зданий исооружений обеспечивается положениями инструкций и другихнормативно-технических документов. 1.1.4. Каждый работник отрасли в пределах своих функций долженобеспечивать соответствие устройства и эксплуатации оборудования,зданий и сооружений электростанций и сетей правилам техникибезопасности и пожарной безопасности. 1.1.5. Основной задачей электростанций, котельных,электрических и тепловых сетей является производство,преобразование, распределение и отпуск электрической энергии итепла потребителям (далее - энергопроизводство). 1.1.6. Основным технологическим звеном энергопроизводстваявляется энергосистема, представляющая собой совокупностьэлектростанций, котельных, электрических и тепловых сетей (далее -энергообъекты), связанных общностью режима работы и имеющихцентрализованное оперативно-диспетчерское управление. 1.1.7. Работники энергообъектов обязаны: поддерживать качество отпускаемой энергии - нормированнуючастоту и напряжение электрического тока, давление и температурутеплоносителя; соблюдать оперативно-диспетчерскую дисциплину; содержать оборудование, здания и сооружения в состоянииэксплуатационной готовности; обеспечивать максимальную экономичность и надежность

энергопроизводства; соблюдать правила промышленной и пожарной безопасности впроцессе эксплуатации оборудования и сооружений; выполнять правила охраны труда; снижать вредное влияние производства на людей и окружающуюсреду; обеспечивать единство измерений при производстве, передаче ираспределении энергии; использовать достижения научно-технического прогресса в целяхповышения экономичности, надежности и безопасности, улучшенияэкологии энергообъекта и окружающей среды. 1.1.8. На каждом энергообъекте между структурнымиподразделениями должны быть распределены функции и границы пообслуживанию оборудования, зданий, сооружений и коммуникаций. 1.1.9. Энергосистемы должны осуществлять: развитие производства для удовлетворения потребностей вэлектрической энергии и тепле; эффективную работу электростанций и сетей путем сниженияпроизводственных затрат, повышения эффективности использованиямощности установленного оборудования, выполнения мероприятий поэнергосбережению и использованию вторичных энергоресурсов; повышение надежности и безопасности работы оборудования,зданий, сооружений, устройств, систем управления, коммуникаций; обновление основных производственных фондов путем техническогоперевооружения и реконструкции электростанций и сетей, модернизацииоборудования; внедрение и освоение новой техники, технологии эксплуатации иремонта, эффективных и безопасных методов организации производстваи труда; повышение квалификации персонала, распространение передовыхметодов производства. Организации, осуществляющие проектирование, наладку,эксплуатацию энергообъектов, связанных с повышенной промышленнойопасностью, должны иметь разрешения (лицензии), выданные вустановленном порядке. 1.1.10. Надзор за техническим состоянием и проведениеммероприятий, обеспечивающих безопасное обслуживание оборудования исооружений, рациональным и эффективным использованиемтопливно-энергетических ресурсов осуществляют органыгосударственного контроля и надзора.

1.2. Приемка в эксплуатацию оборудования и сооружений

1.2.1. Полностью законченные строительством электростанции,котельные (паровые и водогрейные), объекты электрических и тепловыхсетей, а также в зависимости от сложности энергообъекта их очередии пусковые комплексы должны быть приняты в эксплуатацию в порядке,установленном действующими правилами. Данное требованиераспространяется также на приемку в эксплуатацию энергообъектовпосле расширения и реконструкции. 1.2.2. Пусковой комплекс должен включать в себя обеспечивающуюнормальную эксплуатацию при заданных параметрах часть полногопроектного объема энергообъекта, состоящую из совокупностисооружений и объектов, отнесенных к определенным энергоустановкамлибо к энергообъекту в целом (без привязки к конкретнымэнергоустановкам). В него должны входить: оборудование, сооружения,здания (или их части) основного производственного,подсобно-производственного, вспомогательного, бытового,транспортного, ремонтного и складского назначений, благоустроеннаятерритория, пункты общественного питания, здравпункты, средствадиспетчерского и технологического управления (СДТУ), средствасвязи, инженерные коммуникации, очистные сооружения, обеспечивающиепроизводство, передачу и отпуск потребителям электрической энергии

и тепла, пропуск судов или рыбы через судопропускные илирыбопропускные устройства. В объеме, предусмотренном проектом дляданного пускового комплекса, должны быть обеспечены нормативныесанитарно-бытовые условия и безопасность для работающих,экологическая защита окружающей среды, пожарная безопасность. 1.2.3. Перед приемкой в эксплуатацию энергообъекта (пусковогокомплекса) должны быть проведены: индивидуальные испытания оборудования и функциональныеиспытания отдельных систем, завершающиеся для энергоблоков пробнымпуском основного и вспомогательного оборудования; комплексное опробование оборудования. Во время строительства и монтажа зданий и сооружений должныбыть проведены промежуточные приемки узлов оборудования исооружений, а также скрытых работ. 1.2.4. Индивидуальные и функциональные испытания оборудованияи отдельных систем проводятся с привлечением персонала заказчика попроектным схемам после окончания всех строительных и монтажныхработ по данному узлу. Перед индивидуальным и функциональнымиспытаниями должно быть проверено выполнение: настоящих Правил,строительных норм и правил, стандартов, включая стандартыбезопасности труда, норм технологического проектирования, правилорганов государственного контроля и надзора, норм и требованийприродоохранного законодательства и других органов государственногонадзора, правил устройства электроустановок, правил охраны труда,правил взрыво- и пожаробезопасности. 1.2.5. Дефекты и недоделки, допущенные в ходе строительства имонтажа, а также дефекты оборудования, выявленные в процессеиндивидуальных и функциональных испытаний, должны быть устраненыстроительными, монтажными организациями и заводами-изготовителямидо начала комплексного опробования. 1.2.6. Пробные пуски проводятся до комплексного опробованияэнергообъектов. При пробном пуске должна быть проверенаработоспособность оборудования и технологических схем, безопасностьих эксплуатации; проведены проверка и настройка всех системконтроля и управления, в том числе автоматических регуляторов,устройств защиты и блокировок, устройств сигнализации иконтрольно-измерительных приборов. Перед пробным пуском должны быть выполнены условия длянадежной и безопасной эксплуатации энергообъекта: укомплектован, обучен (с проверкой знаний) эксплуатационный иремонтный персонал, разработаны и утверждены эксплуатационныеинструкции, инструкции по охране труда и оперативные схемы,техническая документация по учету и отчетности; подготовлены запасы топлива, материалов, инструмента изапасных частей; введены в действие СДТУ с линиями связи, системы пожарнойсигнализации и пожаротушения, аварийного освещения, вентиляции; смонтированы и налажены системы контроля и управления; получены разрешения на эксплуатацию энергообъекта от органовгосударственного контроля и надзора. 1.2.7. Комплексное опробование должен проводить заказчик. Прикомплексном опробовании должна быть проверена совместная работаосновных агрегатов и всего вспомогательного оборудования поднагрузкой. Началом комплексного опробования энергоустановки считаетсямомент включения ее в сеть или под нагрузку. Комплексное опробование оборудования по схемам, непредусмотренным проектом, не допускается. Комплексное опробование оборудования электростанций икотельных считается проведенным при условии нормальной инепрерывной работы основного оборудования в течение 72 ч наосновном топливе с номинальной нагрузкой и проектными параметрамипара (для газотурбинных установок (ПТУ) - газа) для тепловой

электростанции, напором и расходом воды для гидроэлектростанции,предусмотренными в пусковом комплексе, и при постоянной илипоочередной работе всего вспомогательного оборудования, входящего впусковой комплекс. В электрических сетях комплексное опробование считаетсяпроведенным при условии нормальной и непрерывной работы поднагрузкой оборудования подстанций в течение 72 ч, а линийэлектропередачи - в течение 24 ч. В тепловых сетях комплексное опробование считается проведеннымпри условии нормальной и непрерывной работы оборудования поднагрузкой в течение 24 ч с номинальным давлением, предусмотренным впусковом комплексе. Для ГТУ обязательным условием комплексного опробованияявляется, кроме того, успешное проведение 10, а для гидроагрегатовГЭС и ГАЭС - 3 автоматических пусков. При комплексном опробовании должны быть включеныпредусмотренные проектом КИП, блокировки, устройства сигнализации идистанционного управления, защиты и автоматического регулирования,не требующие режимной наладки. Если комплексное опробование не может быть проведено наосновном топливе или номинальная нагрузка и проектные параметрыпара (для ГТУ - газа) для тепловой электростанции, напор и расходводы для гидроэлектростанции или нагрузка для подстанции, линииэлектропередачи при совместном или раздельном опробовании ипараметры теплоносителя для тепловых сетей не могут бытьдостигнуты по каким-либо причинам, не связанным с невыполнениемработ, предусмотренных пусковым комплексом, решение провестикомплексное опробование на резервном топливе, а также предельныепараметры и нагрузки принимаются и устанавливаются приемочнойкомиссией и оговариваются в акте приемки в эксплуатацию пусковогокомплекса. 1.2.8. Для подготовки энергообъекта (пускового комплекса) кпредъявлению приемочной комиссии должна быть назначена рабочаякомиссия, которая принимает по акту оборудование после проведенияего индивидуальных испытаний для комплексного опробования. Смомента подписания этого акта организация отвечает за сохранностьоборудования. 1.2.9. Приемка в эксплуатацию оборудования, зданий исооружений с дефектами, недоделками не допускается. После комплексного опробования и устранения выявленныхдефектов и недоделок оформляется акт приемки в эксплуатациюоборудования с относящимися к нему зданиями и сооружениями.Устанавливается длительность периода освоения серийногооборудования, во время которого должны быть закончены необходимыеиспытания, наладочные и доводочные работы и обеспечена эксплуатацияоборудования с проектными показателями. 1.2.10. Организация должна представить приемочной комиссиидокументацию, подготовленную рабочей комиссией в объеме,предусмотренном действующими нормативными документами. 1.2.11. Законченные строительством отдельно стоящие здания,сооружения и электротехнические устройства, встроенные илипристроенные помещения производственного,подсобно-производственного и вспомогательного назначения сосмонтированным в них оборудованием, средствами управления и связипринимаются в эксплуатацию рабочими комиссиями. 1.2.12. Опытные (экспериментальные), опытно-промышленныеэнерготехнологические установки подлежат приемке в эксплуатациюприемочной комиссией, если они подготовлены к проведению опытов иливыпуску продукции, предусмотренной проектом.

1.3. Персонал

1.3.1. К работе на энергообъектах электроэнергетики

допускаются лица с профессиональным образованием, а по управлениюэнергоустановками - также и с соответствующим опытом работы. 1.3.2. Лица, не имеющие соответствующего профессиональногообразования или опыта работы, как вновь принятые, так и переводимыена новую должность, должны пройти обучение по действующей в отраслиформе обучения. 1.3.3. Работники организаций, занятые на работах с вреднымивеществами, опасными и неблагоприятными производственнымифакторами, в установленном порядке должны проходить предварительные(при поступлении на работу) и периодические (в течение трудовойдеятельности) медицинские осмотры. 1.3.4. На энергообъектах должна проводиться постоянная работас персоналом, направленная на обеспечение его готовности квыполнению профессиональных функций и поддержание его квалификации. Объекты для подготовки персонала должны быть оборудованыполигонами, учебными классами, мастерскими, лабораториями, оснащенытехническими средствами обучения и тренажа, укомплектованы кадрамии иметь возможность привлекать к преподаваниювысококвалифицированных специалистов. 1.3.5. На каждом энергообъекте должна быть создана техническаябиблиотека, а также обеспечена возможность персоналу пользоватьсяучебниками, учебными пособиями и другой технической литературой,относящейся к профилю деятельности организации, а такженормативно-техническими документами. 1.3.6. На каждом энергообъекте должны быть созданы всоответствии с типовыми положениями кабинет по технике безопасностии технический кабинет. 1.3.7. В малочисленных энергообъектах, где созданиематериально-технической учебно-производственной базы затруднено,допускается проводить работу по повышению профессиональногообразовательного уровня персонала по договору с другойэнергетической организацией, располагающей такой базой. За работу с персоналом отвечает руководитель энергообъекта илидолжностное лицо из числа руководящих работников организации. 1.3.8. Допуск к самостоятельной работе вновь принятыеработники или имеющие перерыв в работе более 6 месяцев взависимости от категории персонала получают право насамостоятельную работу после прохождения необходимых инструктажейпо безопасности труда, обучения (стажировки) и проверки знаний,дублирования в объеме требований правил работы с персоналом. 1.3.9. При перерыве в работе от 30 дней до 6 месяцев формуподготовки персонала для допуска к самостоятельной работеопределяет руководитель организации или структурного подразделенияс учетом уровня профессиональной подготовки работника, его опытаработы, служебных функций и др. При этом в любых случаях долженбыть проведен внеплановый инструктаж по безопасности труда.

1.4. Контроль за эффективностью работы электростанций, котельных и сетей

1.4.1. На каждой тепловой электростанции мощностью 10 МВт иболее, гидроэлектростанции мощностью 30 МВт и более, в каждойкотельной теплопроизводительностью 50 Гкал/ч (209,5 ГДж/ч) и болеедолжны быть разработаны энергетические характеристики оборудования,устанавливающие зависимость технико-экономических показателей егоработы в абсолютном или относительном исчислении от электрических итепловых нагрузок. Кроме того, на тепловой электростанции и врайонной котельной должны быть разработаны графикиисходно-номинальных удельных расходов топлива на отпущеннуюэлектрическую и тепловую энергию, а на гидроэлектростанции -нормативных удельных расходов воды на отпущенную электрическуюэнергию. Целесообразность разработки характеристик по электростанциям и

районным котельным меньшей мощности и теплопроизводительностидолжна быть установлена энергосистемой. Разработка, пересмотр, согласование и утверждениеэнергетических характеристик оборудования и графиков удельныхрасходов топлива или воды должны осуществляться в соответствии сдействующими положениями и методическими указаниями. 1.4.2. Энергетические характеристики должны отражать реальнодостижимую экономичность работы освоенного оборудования привыполнении положений настоящих Правил. 1.4.3. Энергетические характеристики тепловых сетей должнысоставляться по следующим показателям: потери сетевой воды,тепловые потери, удельный среднечасовой расход сетевой воды наединицу расчетной присоединенной тепловой нагрузки потребителей,разность температур сетевой воды в подающих и обратныхтрубопроводах (или температура сетевой воды в обратныхтрубопроводах), удельный расход электроэнергии на транспорт ираспределение тепловой энергии. Разработка, пересмотр, согласование и утверждениеэнергетических характеристик тепловых сетей должны осуществляться всоответствии с действующими положениями и методическими указаниями. 1.4.4. Для электрической сети нормируемым показателем являетсятехнологический расход электроэнергии на ее транспорт. 1.4.5. По объему, форме и содержанию энергетическиехарактеристики должны соответствовать требованиям действующихнормативных и методических документов. 1.4.6. В энергосистемах, на электростанциях, в котельных,электрических и тепловых сетях в целях улучшения конечногорезультата работы должны проводиться: соблюдение требуемой точности измерений расходовэнергоносителей и технологических параметров; учет (сменный, суточный, месячный, годовой) по установленнымформам показателей работы оборудования, основанный на показанияхКИП и информационно-измерительных систем; анализ технико-экономических показателей для оценки состоянияоборудования, режимов его работы, резервов экономии топлива,эффективности проводимых организационно-технических мероприятий; рассмотрение (не реже 1 раза в месяц) с персоналом результатовработы смены, цеха, структурной единицы энергосистемы в целяхопределения причин отклонения фактических значений параметров ипоказателей от определенных по энергетическим характеристикам,выявления недостатков в работе и их устранения, ознакомления сопытом работы лучших смен и отдельных работников; разработка и выполнение мероприятий по повышению надежности иэкономичности работы оборудования, снижению нерациональных расходови потерь топливно-энергетических ресурсов. 1.4.7. Все электрические станции, котельные, электрические итепловые сети подлежат энергетическому надзору со стороныспециально уполномоченных органов, осуществляющих контроль заэффективностью использования топливно-энергетических ресурсов. 1.4.8. Организации, эксплуатирующие электрические станции,котельные, электрические и тепловые сети, должны подвергатьсяэнергетическим обследованиям в соответствии с действующимзаконодательством об энергосбережении. Энергетические обследованияорганизаций, эксплуатирующих энергообъекты, осуществляющиепроизводство, преобразование, передачу, распределение электрическойи тепловой энергии, должны проводиться уполномоченными органамигосударственного контроля и надзора, а также организациями,аккредитованными в установленном порядке.

1.5. Технический контроль. Технический и технологический надзор за организацией эксплуатации энергообъектов

1.5.1. На каждом энергообъекте должен быть организованпостоянный и периодический контроль (осмотры, техническиеосвидетельствования, обследования) технического состоянияэнергоустановок (оборудования, зданий и сооружений), определеныуполномоченные за их состояние и безопасную эксплуатацию лица, атакже назначен персонал по техническому и технологическому надзоруи утверждены его должностные функции. Все энергообъекты, осуществляющие производство,преобразование, передачу и распределение электрической и тепловойэнергии, подлежат ведомственному техническому и технологическомунадзору со стороны специально уполномоченных органов. 1.5.2. Все технологические системы, оборудование, здания исооружения, в том числе гидросооружения, входящие в составэнергообъекта, должны подвергаться периодическому техническомуосвидетельствованию. Техническое освидетельствование технологических схем иэлектрооборудования проводится по истечении установленногонормативно-технической документацией срока службы, причем припроведении каждого освидетельствования в зависимости от состоянияоборудования намечается срок проведения последующегоосвидетельствования: теплотехнического - в сроки в соответствии сдействующими нормативно-техническими документами; зданий исооружений - в сроки в соответствии с действующиминормативно-техническими документами, но не реже 1 раза в 5 лет. Техническое освидетельствование производится комиссиейэнергообъекта, возглавляемой техническим руководителемэнергообъекта или его заместителем. В комиссию включаютсяруководители и специалисты структурных подразделений энергообъекта,представители служб энергосистемы, специалисты специализированныхорганизаций и органов государственного контроля и надзора. Задачами технического освидетельствования являются оценкасостояния, а также определение мер, необходимых для обеспеченияустановленного ресурса энергоустановки. В объем периодического технического освидетельствования наосновании действующих нормативно-технических документов должны бытьвключены: наружный и внутренний осмотры, проверка техническойдокументации, испытания на соответствие условиям безопасностиоборудования, зданий и сооружений (гидравлические испытания,настройка предохранительных клапанов, испытания автоматовбезопасности, грузоподъемных механизмов, контуров заземленийи т. п.). Одновременно с техническим освидетельствованием должнаосуществляться проверка выполнения предписаний органовгосударственного контроля и надзора и мероприятий, намеченных порезультатам расследования нарушений работы энергообъекта инесчастных случаев при его обслуживании, а также мероприятий,разработанных при предыдущем техническом освидетельствовании. Результаты технического освидетельствования должны бытьзанесены в технический паспорт энергообъекта. Эксплуатация энергоустановок с аварийноопасными дефектами,выявленными в процессе, а также с нарушениями сроков техническогоосвидетельствования не допускается. По результатам технического освидетельствования зданий исооружений устанавливается необходимость проведения техническогообследования. Основной задачей технического обследования зданий исооружений является своевременное выявление аварийноопасныхдефектов и повреждений и принятие технических решений повосстановлению надежной и безопасной эксплуатации. 1.5.3. Постоянный контроль технического состояния оборудованияпроизводится оперативным и оперативно-ремонтным персоналомэнергообъекта. Объем контроля устанавливается в соответствии с положенияминормативных документов.

Порядок контроля устанавливается местными производственными идолжностными инструкциями. 1.5.4. Периодические осмотры оборудования, зданий и сооруженийпроизводятся лицами, контролирующими их безопасную эксплуатацию. Периодичность осмотров устанавливается техническимруководителем энергообъекта. Результаты осмотров должныфиксироваться в специальном журнале. 1.5.5. Лица, контролирующие состояние и безопаснуюэксплуатацию оборудования, зданий и сооружений, обеспечиваютсоблюдение технических условий при эксплуатации энергообъектов,учет их состояния, расследование и учет отказов в работеэнергоустановок и их элементов, ведение эксплуатационно-ремонтнойдокументации. 1.5.6. Работники энергообъектов, осуществляющие технический итехнологический надзор за эксплуатацией оборудования, зданий исооружений энергообъекта, должны: организовывать расследование нарушений в эксплуатацииоборудования и сооружений; вести учет технологических нарушений в работе оборудования; контролировать состояние и ведение технической документации; вести учет выполнения профилактических противоаварийных ипротивопожарных мероприятий; принимать участие в организации работы с персоналом. 1.5.7. Энергосистемы и другие организации электроэнергетикидолжны осуществлять: систематический контроль за организацией эксплуатацииэнергообъектов; периодический контроль за состоянием оборудования, зданий исооружений энергообъектов; периодические технические освидетельствования; контроль за соблюдением установленных техническими нормамисроков проведения среднего и капитального ремонта; контроль за выполнением мероприятий и положений нормативныхраспорядительных документов; контроль и организацию расследования причин пожаров итехнологических нарушений на энергообъектах; оценку достаточности применяемых на объекте предупредительныхи профилактических мер по вопросам безопасности производства; контроль за разработкой и проведением мероприятий попредупреждению пожаров и аварий на энергообъектах и обеспечениюготовности энергообъектов к их ликвидации; контроль за выполнением предписаний уполномоченных органовведомственного технического и технологического надзора; учет нарушений, в том числе на объектах, подконтрольныхорганам государственного контроля и надзора; учет выполнения противоаварийных и противопожарных мероприятийна объектах, подконтрольных органам государственного контроля инадзора; пересмотр технических условий на изготовление и поставкуоборудования энергоустановок; передачу информации о технологических нарушениях и инцидентахв органы государственного контроля и надзора. 1.5.8. Основными задачами органов ведомственного техническогои технологического надзора должны быть: контроль за соблюдением установленных требований потехническому обслуживанию и ремонту; контроль за выполнением правил и инструкций по безопасному иэкономичному ведению режима; организация, контроль и оперативный анализ результатоврасследования причин пожаров и технологических нарушений в работеэлектростанций, сетей и энергосистем; контроль за разработкой и осуществлением мероприятий попрофилактике пожаров, аварий и других технологических нарушений в

работе энергооборудования и совершенствованию эксплуатации; обобщение практики применения нормативных мер, направленных набезопасное ведение работ и надежную эксплуатацию оборудования присооружении и использовании энергоустановок, и организацияразработки предложений по их совершенствованию; организация разработки и сопровождение нормативно-техническихдокументов по вопросам промышленной и пожарной безопасности иохраны труда.

1.6. Техническое обслуживание, ремонт и модернизация

1.6.1. На каждом энергообъекте должны быть организованытехническое обслуживание, плановые ремонт и модернизацияоборудования, зданий, сооружений и коммуникаций энергоустановок. 1.6.2. За техническое состояние оборудования, зданий исооружений, выполнение объемов ремонтных работ, обеспечивающихстабильность установленных показателей эксплуатации, полнотувыполнения подготовительных работ, своевременное обеспечениезапланированных объемов ремонтных работ запасными частями иматериалами, а также за сроки и качество выполненных ремонтныхработ отвечает собственник. 1.6.3. Объем технического обслуживания и планового ремонтадолжен определяться необходимостью поддержания исправного иработоспособного состояния оборудования, зданий и сооружений сучетом их фактического технического состояния. Рекомендуемыйперечень и объем работ по техническому обслуживанию и капитальномуремонту оборудования приведены в правилах организации техническогообслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооруженийэлектростанций и сетей и в технико-экономических нормативахпланово-предупредительного ремонта энергоблоков. 1.6.4. Периодичность и продолжительность всех видов ремонтаустановлены правилами организации технического обслуживания иремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей инормативно-техническими документами на ремонт данного видаоборудования. 1.6.5. Увеличение периода эксплуатации энергоблоков междукапитальными ремонтами и увеличение продолжительности капитального(среднего) ремонта энергоблоков мощностью 160 МВт и выше посравнению с нормативными должны производиться в соответствии спорядком, установленным правилами организации техническогообслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооруженийэлектростанций и сетей. 1.6.6. Организация ремонтного производства, разработкаремонтной документации, планирование и подготовка к ремонту, выводв ремонт и производство ремонта, а также приемка и оценка качестваремонта оборудования должны осуществляться в соответствии справилами организации технического обслуживания и ремонтаоборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей. 1.6.7. Объемы ремонтных работ должны быть предварительносогласованы с организациями-исполнителями (подряднымиорганизациями). 1.6.8. Перед началом ремонта и во время его проведениякомиссией, состав которой утверждается техническим руководителем,должны быть выявлены все дефекты. Критерии, которым должносоответствовать отремонтированное оборудование, здание илисооружение, установлены в нормативно-технической документации. 1.6.9. Вывод оборудования и сооружений в ремонт и ввод их вработу должны производиться в сроки, указанные в годовых графикахремонта и согласованные с организацией, в оперативном управленииили оперативном ведении которой они находятся. 1.6.10. Приемка оборудования, зданий и сооружений изкапитального и среднего ремонта должна производиться комиссией попрограмме, согласованной с исполнителями и утвержденной техническим

руководителем энергообъекта. Состав приемочной комиссии должен бытьустановлен приказом по энергообъекту. 1.6.11. Оборудование электростанций, подстанций 35 кВ и выше,прошедшее капитальный и средний ремонт, подлежит приемо-сдаточнымиспытаниям под нагрузкой в течение 48 ч, оборудование тепловыхсетей - в течение 24 ч. 1.6.12. При приемке оборудования из ремонта должнапроизводиться оценка качества ремонта, которая включает оценку: качества отремонтированного оборудования; качества выполненных ремонтных работ; уровня пожарной безопасности. Оценки качества устанавливаются: предварительно - по окончании приемо-сдаточных испытаний; окончательно - по результатам месячной подконтрольнойэксплуатации, в течение которой должна быть закончена проверкаработы оборудования на всех режимах, проведены испытания и наладкавсех систем. 1.6.13. Временем окончания капитального (среднего) ремонтаявляется: для энергоблоков, паровых турбин тепловых электростанций (ТЭС)с поперечными связями, гидроагрегатов и трансформаторов - времявключения генератора (трансформатора) в сеть; для паровых котлов ТЭС с поперечными связями - времяподключения котла к станционному трубопроводу свежего пара; для энергоблоков с двухкорпусными котлами (дубль-блоков) -время включения энергоблока под нагрузку с одним из корпусов котла;при этом растопка и включение второго корпуса котла должныпроизводиться в соответствии с графиком нагружения энергоблока,если задержка в ремонте не предусмотрена графиком ремонта; для тепловых сетей - время включения сети и установление в нейциркуляции сетевой воды; для электрических сетей - момент включения в сеть, если привключении под напряжение не произошло отказа; при ремонте безснятия напряжения - момент сообщения дежурному диспетчеруруководителем (производителем) работ об их завершении. Если в течение приемо-сдаточных испытаний были обнаруженыдефекты, препятствующие работе оборудования с номинальнойнагрузкой, или дефекты, требующие немедленного останова, то ремонтсчитается незаконченным до устранения этих дефектов и повторногопроведения приемо-сдаточных испытаний. При возникновении в процессе приемо-сдаточных испытанийнарушений нормальной работы отдельных составных частейоборудования, при которых не требуется немедленный останов, вопросо продолжении приемо-сдаточных испытаний решается в зависимости отхарактера нарушений техническим руководителем энергообъекта посогласованию с исполнителем ремонта. При этом обнаруженные дефектыустраняются исполнителем ремонта в сроки, согласованные сэнергообъектом. Если приемо-сдаточные испытания оборудования под нагрузкойпрерывались для устранения дефектов, то временем окончания ремонтасчитается время последней в процессе испытаний постановкиоборудования под нагрузку. 1.6.14. Ремонт всего основного оборудования, входящего всостав энергоблока, должен производиться одновременно. 1.6.15. Энергообъекты должны вести систематический учеттехнико-экономических показателей ремонта и техническогообслуживания оборудования, зданий и сооружений. 1.6.16. На энергообъектах должны быть оборудованы: на электростанциях - центральные ремонтные мастерские,ремонтные площадки и производственные помещения ремонтногоперсонала в главном корпусе, вспомогательных зданиях и насооружениях; в тепловых сетях - ремонтно-эксплуатационные базы;

в электрических сетях - ремонтно-производственные базы. 1.6.17. Оборудование энергообъектов должно обслуживатьсястационарными и инвентарными грузоподъемными машинами и средствамимеханизации ремонта в главном корпусе, вспомогательных зданиях и насооружениях. 1.6.18. Энергообъекты для своевременного и качественногопроведения ремонта должны быть укомплектованы ремонтнойдокументацией, инструментом и средствами производства ремонтныхработ. 1.6.19. Энергообъекты и ремонтные организации, осуществляющиеремонт объектов, подведомственных органам государственного контроляи надзора, должны иметь разрешение (лицензию) на право производстваремонтных работ. 1.6.20. Энергообъекты должны располагать запасными частями,материалами и обменным фондом узлов и оборудования длясвоевременного обеспечения запланированных объемов ремонта.

1.7. Техническая документация

1.7.1. На каждом энергообъекте должны быть следующиедокументы: акты отвода земельных участков; генеральный план участка с нанесенными зданиями исооружениями, включая подземное хозяйство; геологические, гидрогеологические и другие данные о территориис результатами испытаний грунтов и анализа грунтовых вод; акты заложения фундаментов с разрезами шурфов; акты приемки скрытых работ; первичные акты об осадках зданий, сооружений и фундаментов подоборудование; первичные акты испытания устройств, обеспечивающихвзрывобезопасность, пожаробезопасность, молниезащиту ипротивокоррозионную защиту сооружений; первичные акты испытаний внутренних и наружных системводоснабжения, пожарного водопровода, канализации, газоснабжения,теплоснабжения, отопления и вентиляции; первичные акты индивидуального опробования и испытанийоборудования и технологических трубопроводов; акты государственной и рабочих приемочных комиссий; утвержденная проектная документация со всеми последующимиизменениями; технические паспорта зданий, сооружений, технологических узлови оборудования; исполнительные рабочие чертежи оборудования и сооружений,чертежи всего подземного хозяйства; исполнительные рабочие схемы первичных и вторичныхэлектрических соединений; исполнительные рабочие технологические схемы; чертежи запасных частей к оборудованию; оперативный план пожаротушения; документация в соответствии с требованиями органовгосударственного контроля и надзора; комплект действующих и отмененных инструкций по эксплуатацииоборудования, зданий и сооружений, должностных инструкций для всехкатегорий специалистов и для рабочих, относящихся к дежурномуперсоналу, и инструкций по охране труда. Комплект указанной выше документации должен храниться втехническом архиве энергообъекта. 1.7.2. На каждом энергообъекте, в производственных службахэнергосистем должен быть установлен перечень необходимыхинструкций, положений, технологических и оперативных схем длякаждого цеха, подстанции, района, участка, лаборатории и службы.Перечень утверждается техническим руководителем энергообъекта

(энергосистемы). 1.7.3. На основном и вспомогательном оборудованииэлектростанций, котельных и подстанций должны быть установленытаблички с номинальными данными согласно государственному стандартуна это оборудование. 1.7.4. Все основное и вспомогательное оборудование, в томчисле трубопроводы, системы и секции шин, а также арматура, шиберыгазо- и воздухопроводов, должно быть пронумеровано. При наличииизбирательной системы управления (ИСУ) нумерация арматуры по местуи на исполнительных схемах должна быть выполнена двойной суказанием номера, соответствующего оперативной схеме, и номера поИСУ. Основное оборудование должно иметь порядковые номера, авспомогательное - тот же номер, что и основное, с добавлением буквА, Б, В и т. д. Нумерация оборудования должна производиться отпостоянного торца здания и от ряда А. На дубль-блоках каждому котлудолжен присваиваться номер блока с добавлением букв А и Б.Отдельные звенья системы топливоподачи должны быть пронумерованыпоследовательно и в направлении движения топлива, а параллельныезвенья - с добавлением к этим номерам букв А и Б по ходу топливаслева направо. 1.7.5. Все изменения в энергоустановках, выполненные впроцессе эксплуатации, должны быть внесены в инструкции, схемы ичертежи до ввода в работу за подписью уполномоченного лица суказанием его должности и даты внесения изменения. Информация об изменениях в инструкциях, схемах и чертежахдолжна доводиться до сведения всех работников (с записью в журналераспоряжений), для которых обязательно знание этих инструкций, схеми чертежей. 1.7.6. Исполнительные технологические схемы (чертежи) иисполнительные схемы первичных электрических соединений должныпроверяться на их соответствие фактическим эксплуатационным не реже1 раза в 3 года с отметкой на них о проверке. В эти же сроки пересматриваются инструкции и перечнинеобходимых инструкций и исполнительных рабочих схем (чертежей). 1.7.7. Комплекты необходимых схем должны находиться в органахдиспетчерского управления соответствующего уровня, у диспетчераэнергосистемы, тепловой и электрической сети, у начальников сменыэлектростанции, начальника смены каждого цеха и энергоблока,дежурного подстанции, района тепловой и электрической сети имастера оперативно-выездной бригады. Форма хранения схем должна определяться местными условиями. 1.7.8. Все рабочие места должны быть снабжены необходимымиинструкциями. 1.7.9. У дежурного персонала должна находиться оперативнаядокументация, объем которой представлен в табл. 1.1. В зависимости от местных условий объем оперативнойдокументации может быть изменен по решению техническогоруководителя энергообъекта или энергосистемы. 1.7.10. На рабочих местах оперативно-диспетчерского персоналав цехах электростанции, на щитах управления с постоянным дежурствомперсонала, на диспетчерских пунктах должны вестись суточныеведомости. 1.7.11. Административно-технический персонал в соответствии сустановленными графиками осмотров и обходов оборудования долженпроверять оперативную документацию и принимать необходимые меры кустранению дефектов и нарушений в работе оборудования и персонала. 1.7.12. Оперативная документация, диаграммы регистрирующихКИП, магнитные записи оперативно-диспетчерских переговоров ивыходные документы, формируемые оперативно-информационнымкомплексом АСУ, относятся к документам строгого учета и подлежатхранению в установленном порядке: ленты с записями показаний регистрирующих приборов - 3 года; магнитофонные записи оперативных переговоров в нормальных

условиях - 10 сут., если не поступит указание о продлении срока; магнитофонные записи оперативных переговоров при авариях идругих нарушениях в работе - 3 мес., если не поступит указание опродлении срока.

Таблица 1.1+-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------+|Дежурный персонал | Документ |+------------------+------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------|| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |+------------------+------------------+------------------+------------------+------------------+------------------+------------------+------------------||Диспетчер энерго-|Оперативная испол-|Оперативный журнал|Журнал или карто-|Журнал релейной|Карты уставок ре-|Журнал распоряже-| ||системы (объеди-|нительная схема| |тека заявок на вы-|защиты, автоматики|лейной защиты и|ний | ||ненной энергосис-|(схема-макет) | |вод из работы обо-|и телемеханики |автоматики | | ||темы) | | |рудования, находя-| | | | || | | |щегося в управле-| | | | || | | |нии и ведении дис-| | | | || | | |петчера | | | | |+------------------+------------------+------------------+------------------+------------------+------------------+------------------+------------------||Начальник смены|Суточная оператив-|То же |Журнал или карто-|Журнал заявок тех-|Журнал распоряже-| | ||электростанции |ная исполнительная| |тека заявок дис-|ническому руково-|ний | ||| |схема или схе-| |петчеру на вывод|дителю на вывод из| | | || |ма-макет | |из работы оборудо-|работы оборудова-| | | || | | |вания, находящего-|ния, не находяще-| | | || | | |ся в ведении дис-|гося в ведении| | | || | | |петчера |диспетчера | | | |+------------------+------------------+------------------+------------------+------------------+------------------+------------------+------------------||Начальник смены|То же |-"- |Журнал релейной|Карты уставок ре-|То же |Журнал учета рабо-|Журнал или карто-||электроцеха | | |защиты, автоматики|лейной защиты и| |ты по нарядам и|тека дефектов и|| | | |и телемеханики |автоматики | |распоряжениям |неполадок с обору-|| | | | | | | |дованием |+------------------+------------------+------------------+------------------+------------------+------------------+------------------+------------------||Начальники смен|Оперативная испол-|-"- |Журнал распоряже-|Журнал учета рабо-|Журнал или карто-|- |- ||тепловых цехов |нительная схема| |ний |ты по нарядам и|тека дефектов и| | || |основных трубопро-| | |распоряжениям |неполадок с обору-| | || |водов | | | |дованием | | |+------------------+------------------+------------------+------------------+------------------+------------------+------------------+------------------||Начальник смены|Оперативный журнал|Журнал технологи-|Карта уставок тех-|Журнал распоряже-|Журнал учета рабо-|Журнал или карто-|- ||цеха тепловой ав-| |ческих защит и ав-|нологических защит|ний |ты по нарядам и|тека дефектов и| ||томатики | |томатики и жур-|и сигнализации и| |распоряжениям |неполадок с обору-| || | |нал технических|карты заданий ав-| | |дованием | || | |средств АСУ |торегуляторам | | | | |

+------------------+------------------+------------------+------------------+------------------+------------------+------------------+------------------||Начальник смены|Оперативная испол-|Оперативный журнал|Журнал распоряже-|Журнал учета рабо-|Журналили карто-|- |- ||химического цеха |нительная схема| |ний |ты по нарядам и|тека дефектов и| | || |химводоочистки | | |распоряжениям |неполадок с обору-| | || | | | | |дованием | | |+------------------+------------------+------------------+------------------+------------------+------------------+------------------+------------------||Диспетчер электро-|Суточная оператив-|Оперативный журнал|Журнал или карто-|Журнал релейной|Карты уставок ре-|Журнал распоряже-|- ||сети |ная исполнительная| |тека заявок на вы-|защиты, автоматики|лейной защиты и|ний | || |схема (схема-ма-| |вод из работы обо-|и телемеханики |автоматики | | || |кет) | |рудования, находя-| | | | || | | |щегося в управле-| | | | || | | |нии и ведении дис-| | | | || | | |петчера энергосис-| | | | || | | |темы | | | | |+------------------+------------------+------------------+------------------+------------------+------------------+------------------+------------------||Дежурный подстан-|Суточная оператив-|То же |Журнал заявок на|То же |То же |То же |Журнал дефектов и||ции с постоянным|ная исполнительная| |вывод из работы| | | |неполадок с обору-||дежурством, дис-|схема или схе-| |оборудования | | | |дованием ||петчер районной|ма-макет | | | | | | ||сети | | | | | | | |+------------------+------------------+------------------+------------------+------------------+------------------+------------------+------------------||Диспетчер теплосе-|Оперативная испол-|-"- |То же |Температурные и|Журнал распоряже-|Журнал дефектов и|- ||ти |нительная схема| | |пьезометрические |ний |неполадок с обору-| || |трубопроводов | | |графики работы се-| |дованием | || | | | |тей | | | |+------------------+------------------+------------------+------------------+------------------+------------------+------------------+------------------||Дежурный инженер|Суточная оператив-|-"- |-"- |- |- |То же |Журнал учета работ||района тепловой|ная исполнительная| | | | | |по нарядам и рас-||сети |схема | | | | | |поряжениям |+-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------+

1.8. Автоматизированные системы управления

1.8.1. Автоматизированные системы управления (АСУ) должныобеспечивать решение задач производственно-технологического,оперативно-диспетчерского и организационно-экономическогоуправления энергопроизводством. Эти задачи возлагаются,соответственно, на: автоматизированные системы управления технологическимпроцессом (АСУ ТП); автоматизированные системы диспетчерского управления (АСДУ); автоматизированные системы управления производством (АСУ ТП). 1.8.2. На каждой тепловой электростанции с энергоблокамимощностью 180 МВт и выше, каждой гидроэлектростанции установленной

мощностью 1000 МВт и выше, в каждой организации, эксплуатирующейэлектрическую сеть, должны функционировать АСУ ТП. В зависимости отместных условий, экономической и производственной целесообразностиАСУ ТП могут оснащаться электростанции с агрегатами, имеющимимощность меньше указанной. 1.8.3. На диспетчерских пунктах (ДП) организаций,эксплуатирующих электрические и тепловые сети, в энергосистемах,органах диспетчерского управления должны функционировать АСДУ. 1.8.4. При эксплуатации АСУ необходимо руководствоваться: нормативными отраслевыми документами, приказами, указаниямивышестоящих органов по разработке, внедрению и эксплуатации АСУ наэнергообъектах и в энергосистемах; государственными и отраслевыми стандартами. 1.8.5. На электростанциях, в организациях, эксплуатирующихэлектрические и тепловые сети, в энергосистемах, органахдиспетчерского управления соответствующего уровня должныфункционировать АСУ П, которые могут решать следующие типовыекомплексы задач: технико-экономического планирования; управления энергоремонтом; управления сбытом электрической и тепловой энергии; управления развитием энергопроизводства; управления качеством продукции, стандартизацией и метрологией; управления материально-техническим снабжением; управления топливоснабжением; управления транспортом и перевозками; управления кадрами; подготовкой эксплуатационного персонала; бухгалтерского учета; общего управления. Автоматические системы управления технологическим процессом(АСУ ТП), АСДУ и АСУ П могут функционировать как самостоятельныесистемы и как подсистемы интегрированных АСУ энергосистем. 1.8.6. Выбор комплексов отдельных функциональных задач АСУ вкаждой энергосистеме (на энергообъекте) должен определяться исходяиз производственной и экономической целесообразности с учетомрационального использования имеющихся типовых проектных решений,пакетов прикладных программ и возможностей технических средств. 1.8.7. В состав комплекса технических средств АСУ должнывходить: средства сбора и передачи информации (датчики информации,каналы связи, устройства телемеханики, аппаратура передачи данных ит. д.); средства обработки и отображения информации (ЭВМ, аналоговые ицифровые приборы, дисплеи, устройства печати, функциональнаяклавиатура и др.); средства управления (контроллеры, исполнительные автоматы,электротехническая аппаратура: реле, усилители мощности и др.); вспомогательные системы (бесперебойного электропитания,кондиционирования воздуха, автоматического пожаротушения и др.). 1.8.8. Ввод АСУ в эксплуатацию должен производиться вустановленном порядке на основании акта приемочной комиссии. Вводу АСУ в промышленную эксплуатацию может предшествоватьопытная ее эксплуатация продолжительностью не более 6 мес. Созданиеи ввод АСУ в эксплуатацию можно осуществлять в одну или двеочереди. Приемка АСУ в промышленную эксплуатацию должна производитьсяпо завершении приемки в промышленную эксплуатацию всех задач,предусмотренных для вводимой очереди. 1.8.9. При организации эксплуатации АСУ обязанностиструктурных подразделений по обслуживанию комплекса техническихсредств, программному обеспечению должны быть определены приказамируководителей энергообъектов, энергосистем или других органов

управления энергопроизводством. Перечень обслуживаемого каждым подразделением оборудования суказанием границ обслуживания должен быть утвержден техническимруководителем соответствующего энергообъекта или организации. 1.8.10. Подразделения, обслуживающие АСУ, должны обеспечивать: надежную эксплуатацию технических средств, информационного ипрограммного обеспечения АСУ; представление согласно графику соответствующим подразделенияминформации, обработанной в ЭВМ; эффективное использование вычислительной техники всоответствии с действующими нормативами; совершенствование и развитие системы управления, включаявнедрение новых задач, модернизацию программ, находящихся вэксплуатации, освоение передовой технологии сбора и подготовкиисходной информации; ведение классификаторов нормативно-справочной информации; организацию информационного взаимодействия со смежнымииерархическими уровнями АСУ; разработку нормативных документов, необходимых дляфункционирования АСУ; анализ работы АСУ, ее экономической эффективности,своевременное представление отчетности. 1.8.11. Обслуживающий персонал по каждой АСУ кроме проектной изаводской должен вести техническую и эксплуатационную документациюпо утвержденному техническим руководителем энергосистемы(энергообъекта) перечню. 1.8.12. Ремонтно-профилактические работы на техническихсредствах АСУ должны выполняться в соответствии с утвержденнымиграфиками, порядок их вывода в ремонт должен определятьсяутвержденным положением. 1.8.13. Руководство энергосистем, органов диспетчерскихуправлений энергообъектов должно проводить анализ функционированияАСУ, их эффективности, осуществлять контроль за эксплуатацией иразрабатывать мероприятия по развитию и совершенствованию АСУ и ихсвоевременному техническому перевооружению.

1.9. Обеспечение единства измерений

1.9.1. Комплекс мероприятий по обеспечению единства измерений,выполняемый каждым энергообъектом, включает в себя: своевременное представление в поверку средств измерений (СИ),подлежащих государственному контролю и надзору; организацию и проведение работ по калибровке СИ, не подлежащихповерке; использование аттестованных методик выполнения измерений(МВИ); обеспечение соответствия точностных характеристик применяемыхСИ требованиям к точности измерений технологических параметров; обслуживание, ремонт СИ, метрологический контроль и надзор; метрологическую экспертизу нормативной и проектнойдокументации. 1.9.2. Выполнение работ по обеспечению единства измерений,контроль и надзор за их выполнением осуществляют метрологическиеслужбы энергосистем, энергообъектов и организаций илиподразделения, выполняющие функции этих служб. 1.9.3. Оснащенность энергообъектов СИ производится всоответствии с проектно-нормативной документацией и техническимиусловиями на поставку, в которых обеспечивается контроль: затехническим состоянием оборудования и режимом его работы; учетаприхода и расхода ресурсов, выработанных, затраченных и отпущенныхэлектроэнергии и тепла; за соблюдением безопасных условий труда исанитарных норм; за охраной окружающей среды. 1.9.4. Персонал энергообъекта поддерживает все СИ, а также

информационно-измерительные системы, в том числе входящие в составАСУ ТП и АСДУ, а также АСКУЭ (далее - ИИС) в исправном состоянии ипостоянной готовности к выполнению измерений. 1.9.5. До ввода в промышленную эксплуатацию оборудованияэнергообъектов измерительные каналы ИИС подлежат метрологическойаттестации или (и) утверждению типа (для измерительных каналов,подлежащих государственному контролю и надзору) в соответствии сгосударственными и отраслевыми нормативными документами. 1.9.6. В процессе промышленной эксплуатации оборудованияэнергообъектов измерительные каналы ИИС подвергаются периодическойповерке и (или) калибровке в установленном порядке. 1.9.7. Использование в работе неповеренных или некалиброванныхИИС не допускается. 1.9.8. Поверке подлежат все СИ, относящиеся к сферегосударственного контроля и надзора, в том числе эталоны,используемые для поверки и калибровки СИ, рабочие СИ, относящиеся кконтролю параметров окружающей среды, обеспечению безопасноститруда, используемые при выполнении операций коммерческого учета(расчета) электрической, тепловой энергии и топлива, а также пригеодезических работах. 1.9.9. Конкретный перечень СИ, подлежащих поверке,составляется на каждом энергообъекте и направляется для сведения ворган государственной метрологической службы, на обслуживаемойтерритории которого находится энергообъект. 1.9.10. Средства измерений своевременно представляются наповерку в соответствии с графиками, составленными энергообъектом. 1.9.11. Результаты поверки СИ удостоверяются поверительнымклеймом и (или) свидетельством о поверке, форма которых и порядокнанесения устанавливаются государственными стандартами России. 1.9.12. Калибровке подлежат все СИ, используемые наэнергообъектах для контроля за надежной и экономичной работойоборудования, при проведении наладочных, ремонтных инаучно-исследовательских работ, не подлежащие поверке и невключенные в перечень СИ, применяемых для наблюдения затехнологическими параметрами, точность измерения которых ненормируется. 1.9.13. Периодичность калибровки СИ устанавливаетсяметрологической службой энергообъекта по согласованию стехнологическими подразделениями и утверждается техническимруководителем энергообъекта. 1.9.14. Результаты калибровки СИ удостоверяются отметкой впаспорте, калибровочным знаком, наносимым на СИ, или сертификатом окалибровке, а также записью в эксплуатационных документах. 1.9.15. Проектная документация в составе рабочего проекта настадии ее разработки подвергается метрологической экспертизе. 1.9.16. Техническое обслуживание и ремонт СИ осуществляютсяперсоналом подразделения, выполняющего функции метрологическойслужбы энергообъекта.

2. Территория, производственные здания и сооружения

2.1. Территория

2.1.1. Для обеспечения надлежащего эксплуатационного исанитарно-технического состояния территории, зданий и сооруженийэнергообъекта должны быть выполнены и содержаться в исправномсостоянии: системы отвода поверхностных и подземных вод со всейтерритории, от зданий и сооружений (дренажи, каптажи, канавы,водоотводящие каналы и др.); глушители шума выхлопных трубопроводов, а также другиеустройства и сооружения, предназначенные для локализации источниковшума и снижения его уровня до нормы;

сети водопровода, канализации, дренажа, теплофикации,транспортные, газообразного и жидкого топлива, гидрозолоудаления иих сооружения; источники питьевой воды, водоемы и санитарные зоны охраныисточников водоснабжения; железнодорожные пути и переезды, автомобильные дороги,пожарные проезды, подъезды к пожарным гидрантам, водоемам иградирням, мосты, пешеходные дороги, переходы и др.; противооползневые, противообвальные, берегоукрепительные,противолавинные и противоселевые сооружения; базисные и рабочие реперы и марки; контрольные скважины для наблюдения за режимом подземных вод; комплексы инженерно-технических средств охраны (ограждения,контрольно-пропускные пункты, посты, служебные помещения); системы молниезащиты и заземления. Кроме того, должно систематически проводиться озеленение иблагоустройство территории. 2.1.2. Скрытые под землей коммуникации водопровода,канализации, теплофикации, а также газопроводы, воздухопроводы икабели на закрытых территориях должны быть обозначены наповерхности земли указателями. 2.1.3. При наличии на территории энергообъекта блуждающихтоков должна быть обеспечена электрохимическая защита от коррозииподземных металлических сооружений и коммуникаций. 2.1.4. Систематически и особенно во время дождей долженвестись надзор за состоянием откосов, косогоров, выемок и принеобходимости должны приниматься меры к их укреплению. 2.1.5. Весной все водоотводящие сети и устройства должны бытьосмотрены и подготовлены к пропуску талых вод; места проходакабелей, труб, вентиляционных каналов через стены зданий должныбыть уплотнены, а откачивающие механизмы приведены в состояниеготовности к работе. 2.1.6. На электростанциях контроль за режимом подземных вод -уровнем воды в контрольных скважинах - должен проводиться: в первыйгод эксплуатации - не реже 1 раза в месяц, в последующие годы - взависимости от изменений уровня подземных вод, но не реже 1 раза вквартал. В карстовых зонах контроль за режимом подземных вод долженбыть организован по специальным программам в сроки, предусмотренныеместной инструкцией. Измерения температуры воды и отбор ее проб нахимический анализ из скважин должны производиться в соответствии сместной инструкцией. Результаты наблюдений должны заноситься вспециальный журнал. 2.1.7. На энергообъектах должен быть налажен систематическийхимико-аналитический контроль за качеством подземных вод на крупныхнакопителях отходов по скважинам наблюдательной сети спериодичностью 1 раз в полгода; данные анализов должны передаватьсятерриториальной геологической организации. 2.1.8. В случае обнаружения просадочных и оползневых явлений,пучения грунтов на территории энергообъекта должны быть принятымеры к устранению причин, вызвавших нарушение нормальных грунтовыхусловий, и ликвидации их последствий. 2.1.9. Строительство зданий и сооружений на территории зоныотчуждения должно осуществляться только при наличии проекта.Выполнение всех строительно-монтажных работ в пределах зоныотчуждения допустимо только с разрешения руководителяэнергообъекта. Строительство зданий и сооружений под газоходами, эстакадамине допускается. 2.1.10. Железнодорожные пути, мосты и сооружения на них,находящиеся в ведении электростанции, должны содержаться иремонтироваться в соответствии с действующими правилами техническойэксплуатации железных дорог. 2.1.11. Содержание и ремонт автомобильных дорог, мостов и

сооружений на них должны соответствовать положениям действующихтехнических правил ремонта и содержания автомобильных дорог. 2.1.12. В сроки, определенные местной инструкцией, и вустановленном ею объеме на мостах должны быть организованынаблюдения за следующими показателями: осадками и смещениями опор;высотным и плановым положением балок (ферм) пролетного строения;высотным положением проезжей части. Помимо этого, капитальные мосты 1 раз в 10 лет, а деревянные1 раз в 5 лет должны быть обследованы, а при необходимости -испытаны. Испытания моста без его предварительного обследования недопускаются. Цельносварные, цельноклепаные, а также усиленные сваркойстальные и сталежелезобетонные пролетные строения должныосматриваться в зимний период не реже 1 раза в месяц, а притемпературе ниже минус 20°С - ежедневно. 2.1.13. В период низких температур проезжая часть, а такжеподходы к мосту должны очищаться от снега и льда.

2.2. Производственные здания, сооружения и санитарно-технические устройства

2.2.1. На энергообъектах должно быть организованосистематическое наблюдение за зданиями и сооружениями в процессеэксплуатации в объеме, определяемом местной инструкцией. Наряду с систематическим наблюдением 2 раза в год (весной иосенью) должен проводиться осмотр зданий и сооружений для выявлениядефектов и повреждений, а после стихийных бедствий (ураганныхветров, больших ливней или снегопадов, пожаров, землетрясений силой5 баллов и выше и т. д.) или аварий - внеочередной осмотр, порезультатам которого определяется необходимость техническогообследования специализированными организациями отдельныхстроительных конструкций или всего здания (сооружения) в целом. Строительные конструкции основных производственных зданий исооружений по перечню, утвержденному руководителем энергообъекта,должны подвергаться техническому освидетельствованиюспециализированной организацией. Производственные здания и сооружения, находящиеся вэксплуатации более 25 лет, независимо от их состояния должныподвергаться комплексному обследованию с оценкой их прочности,устойчивости и эксплуатационной надежности с привлечениемспециализированных организаций, а в дальнейшем - по меренеобходимости, но не реже 1 раза в 5 лет. 2.2.2. При весеннем осмотре должны быть уточнены объемы работпо ремонту зданий, сооружений и санитарно-технических систем,предусматриваемому на летний период, и выявлены объемы работ покапитальному ремонту для включения их в план следующего года. При осеннем осмотре должна быть проверена подготовка зданий исооружений к зиме. 2.2.3. На электростанциях должны быть организованы наблюденияза осадками фундаментов зданий, сооружений и оборудования(фундаменты турбоагрегатов, котлов, питательных насосов имолотковых мельниц): в первые 2 года эксплуатации - 2 раза в год, вдальнейшем до стабилизации осадок фундаментов - 1 раз в год, послестабилизации осадок (1 мм в год и менее) - не реже 1 раза в 5 лет. 2.2.4. Наблюдения за осадками фундаментов, деформациямистроительных конструкций, обследования зданий и сооружений,возведенных на подработанных подземными горными выработкамитерриториях, грунтах, подверженных динамическому уплотнению отдействующего оборудования, просадочных грунтах, в карстовых зонах,районах многолетней мерзлоты, в районах с сейсмичностью 7 баллов ивыше, должны проводиться по специальным программам в сроки,предусмотренные местной инструкцией, но не реже 1 раза в три года.

2.2.5. Дымовые трубы и газоходы должны подвергаться наружномуосмотру 2 раза в год (весной и осенью). Наружное и внутреннееобследования дымовых труб должны производиться с привлечениемспециализированных организаций через год после ввода вэксплуатацию, а в дальнейшем - по мере необходимости, но не реже1 раза в 5 лет с обязательной экспертизой промышленной безопасностидымовых труб. Обследование состояния теплоизоляции, кирпичной имонолитной футеровки труб при невозможности отключения котлов можетбыть выполнено тепловизионным методом. 2.2.6. При наблюдениях за зданиями, сооружениями ифундаментами оборудования должно контролироваться состояниеподвижных опор, температурных швов, сварных, клепаных и болтовыхсоединений металлоконструкций, стыков и закладных деталей сборныхжелезобетонных конструкций, арматуры и бетона железобетонныхконструкций (при появлении коррозии или деформации), подкрановыхконструкций и участков, подверженных динамическим и термическимнагрузкам и воздействиям. 2.2.7. В помещениях водоподготовительных установок должныконтролироваться и поддерживаться в исправном состоянии дренажныеканалы, лотки, приямки, стенки солевых ячеек и ячеек мокрогохранения коагулянта, полы в помещениях мерников кислоты и щелочи. 2.2.8. При обнаружении в строительных конструкциях трещин,изломов и других внешних признаков повреждений за этимиконструкциями должно быть установлено наблюдение с использованиеммаяков и с помощью инструментальных измерений. Сведения обобнаруженных дефектах должны заноситься в журнал техническогосостояния зданий и сооружений с установлением сроков устранениявыявленных дефектов. 2.2.9. Пробивка отверстий, устройство проемов в несущих иограждающих конструкциях, установка, подвеска и крепление кстроительным конструкциям технологического оборудования,транспортных средств, трубопроводов и устройств для подъема грузовпри монтаже, демонтаже и ремонте оборудования, вырезка связейкаркаса без согласования с проектной организацией и лицом,отвечающим за эксплуатацию здания (сооружения), а также хранениерезервного оборудования и других изделий и материалов внеустановленных местах не допускается. Для каждого участка перекрытий на основе проектных данныхдолжны быть определены предельные нагрузки и указаны на табличках,устанавливаемых на видных местах. При изменении (снижении) несущей способности перекрытий впроцессе эксплуатации допустимые нагрузки должны корректироваться сучетом технического состояния, выявленного обследованием иповерочными расчетами. 2.2.10. Кровли зданий и сооружений должны очищаться от мусора,золовых отложений и строительных материалов, система сбросаливневых вод должна очищаться, ее работоспособность должнапроверяться. 2.2.11. Металлические конструкции зданий и сооружений должныбыть защищены от коррозии; должен быть установлен контроль заэффективностью антикоррозионной защиты. 2.2.12. Окраска помещений и оборудования энергообъектов должнаудовлетворять промышленной эстетике, санитарии, инструкции поотличительной окраске трубопроводов. Все отступления от проектных решений фасадов зданий,интерьеров основных помещений должны согласовываться с проектнойорганизацией. 2.2.13. Строительные конструкции, фундаменты зданий,сооружений и оборудования должны быть защищены от попаданияминеральных масел, кислот, щелочей, пара и воды. 2.2.14. Техническое состояние систем отопления и вентиляции ирежимы их работы должны обеспечивать нормируемые параметрывоздушной среды, надежность работы энергетического оборудования и

долговечность ограждающих конструкций. Эксплуатация систем должнаосуществляться в соответствии с местными инструкциями. 2.2.15. Площадки, конструкции и транспортные переходы зданий исооружений должны постоянно содержаться в исправном состоянии ичистоте. В помещениях и на оборудовании не должно допускатьсяскопление пыли. Гидроуборка тракта топливоподачи должна быть организована всоответствии с положениями настоящих Правил.

3. Гидротехнические сооружения и водное хозяйство электростанций, гидротурбинные установки

3.1. Гидротехнические сооружения и их механическое оборудование

Гидротехнические сооружения

3.1.1. При эксплуатации гидротехнических сооружений должныбыть обеспечены надежность и безопасность их работы, а такжебесперебойная и экономичная работа технологического оборудованияэлектростанций при соблюдении положения по охране окружающей среды.Особое внимание должно быть уделено обеспечению надежности работыпротивофильтрационных и дренажных устройств. Гидротехнические сооружения должны удовлетворять нормативнойдокументации по устойчивости, прочности, долговечности. Сооружения и конструкции, находящиеся под напором воды, атакже их основания и примыкания должны удовлетворять нормативным(проектным) показателям водонепроницаемости и фильтрационнойпрочности. Гидротехнические сооружения должны предохраняться отповреждений, вызываемых неблагоприятными физическими, химическими ибиологическими процессами, воздействием нагрузок и воды.Повреждения должны быть своевременно устранены. Все напорные гидротехнические сооружения, находящиеся вэксплуатации более 25 лет, независимо от их состояния должныпериодически подвергаться многофакторному исследованию с оценкой ихпрочности, устойчивости и эксплуатационной надежности спривлечением специализированных организаций. По результатамисследований должны быть приняты меры к обеспечению техническиисправного состояния гидротехнических сооружений и их безопасности. 3.1.2. В бетонных гидротехнических сооружениях должнапроизводиться проверка прочности бетона на участках, подверженныхвоздействию динамических нагрузок, фильтрующейся воды, минеральныхмасел, регулярному промораживанию и расположенных в зонахпеременного уровня. При снижении прочности конструкций сооружений по сравнению сустановленной проектом они должны быть усилены. 3.1.3. Грунтовые плотины и дамбы должны быть предохранены отразмывов и переливов воды через гребень. Крепления откосов,дренажная и ливнеотводящая сети должны поддерживаться в исправномсостоянии. Грунтовые сооружения, особенно каналы в насыпях иводопроницаемых грунтах, плотины и дамбы должны предохраняться отповреждений животными. Бермы и кюветы каналов должны регулярно очищаться от грунтаосыпей и выносов, не должно допускаться зарастание откосов и гребнягрунтовых сооружений деревьями и кустарниками, если оно непредусмотрено проектом. На подводящих и отводящих каналах внеобходимых местах должны быть сооружены лестницы, мостики иограждения. 3.1.4. Должна быть обеспечена надежная работа уплотненийдеформационных швов. 3.1.5. Размещение грузов и устройство каких-либо сооружений, втом числе причалов, автомобильных и железных дорог, на бермах иоткосах каналов, плотин, дамб и у подпорных стенок в пределах

расчетной призмы обрушения не допускается. 3.1.6. На участках откосов грунтовых плотин и дамб при высокомуровне фильтрационных вод в низовом клине во избежание промерзанияи разрушения должен быть устроен дренаж или утепление. 3.1.7. Дренажные системы для отвода профильтровавшейся водыдолжны быть в исправном состоянии; они должны быть снабженыводомерными устройствами. Вода из дренажных систем должна отводиться от сооруженийнепрерывно. При обнаружении выноса грунта фильтрующейся водойдолжны быть приняты меры к его прекращению. 3.1.8. Грунтовые плотины мерзлого типа, их основания исопряжения с берегами и встроенными в плотину сооружениями(водосбросы, туннельные водоводы, водоприемники и др.) должныпостоянно поддерживаться в мерзлом состоянии. При наличииспециальных установок режимы их работы определяются местнойинструкцией. 3.1.9. Суглинистые ядра и экраны грунтовых плотин должныпредохраняться от морозного пучения и промерзания, а дренажныеустройства и переходные фильтры - от промерзания. Крупнообломочный материал упорных призм, подвергающийсясезонному замораживанию и оттаиванию, должен отвечать нормативным(проектным) показателям по морозостойкости и через каждые 10-15 летэксплуатации должен испытываться на механическую и сдвиговуюпрочность. 3.1.10. При эксплуатации грунтовых плотин на многолетнемерзлыхльдинистых основаниях должны быть организованы наблюдения затемпературным режимом, а также за деформациями, связанными спереходом грунтов в талое состояние. На каменнонабросных плотинах Северной климатической зоныдолжен осуществляться контроль за льдообразованием в пустотахкаменной наброски низовой призмы. Через каждые 10-15 лет должныпроводиться испытания наброски на сдвиговую прочность с учетомстепени заполнения ее пустот льдом. 3.1.11. При эксплуатации подземных зданий гидроэлектростанцийнеобходимо обеспечивать: постоянную рабочую готовность насосов откачки воды,поступающей в результате фильтрации или из-за непредвиденныхпрорывов из водопроводящих трактов; исправность вентиляционных установок, аварийного освещения,запасных выходов. 3.1.12. Скорость воды в каналах должна поддерживаться впределах, не допускающих размыва откосов и дна канала, а такжеотложения наносов; при наличии ледовых образований должна бытьобеспечена бесперебойная подача воды. Максимальные и минимальныескорости воды должны быть установлены с учетом местных условий иуказаны в местной инструкции. 3.1.13. Наполнение и опорожнение водохранилищ, бассейнов,каналов и напорных водоводов, а также изменение уровней воды должныпроизводиться постепенно, со скоростями, исключающими появлениенедопустимо больших давлений за облицовкой сооружения, оползаниеоткосов, возникновение вакуума и ударных явлений в водоводах.Допустимые скорости опорожнения и наполнения должны быть указаны вместной инструкции. При пропуске высоких половодий (паводков) превышениенормального подпорного уровня (НПУ) верхних бьефов гидроузловдопускается только при полностью открытых затворах всехводосбросных и водопропускных отверстий и при обязательномиспользовании всех гидротурбин. При уменьшении притока воды отметкауровня водохранилища должна снижаться до НПУ в кратчайшиетехнически возможные сроки. 3.1.14. При эксплуатации напорных водоводов должна быть: обеспечена нормальная работа опор, уплотнений деформационныхшвов и компенсационных устройств;

исключена повышенная вибрация оболочки; обеспечена защита от коррозии и абразивного износа; исключена возможность раскрытия поверхностных трещин в бетонесталебетонных и сталежелезобетонных водоводов более 0,3 мм; обеспечена постоянная готовность к действию автоматическихзащитных устройств, предусмотренных на случай разрыва водовода; обеспечена динамическая устойчивость при всех эксплуатационныхрежимах работы; обеспечена защита здания ГЭС от затопления в случаеповреждения (разрыва) водовода. 3.1.15. При останове гидроагрегатов в морозный период должныбыть приняты меры к предотвращению опасного для эксплуатацииобразования льда на внутренних стенках водоводов. 3.1.16. Аэрационные устройства напорных водоводов должны бытьнадежно утеплены и при необходимости - оборудованы системойобогрева. Систематически в сроки, указанные местной инструкцией,должна производиться проверка состояния аэрационных устройств. 3.1.17. Производство взрывных работ в районе сооруженийэлектростанций допускается при условии обеспечения безопасностисооружений и оборудования. 3.1.18. Эксплуатирующая организация должна письменно ставить визвестность региональные органы надзора за безопасностьюгидротехнических сооружений, другие заинтересованныегосударственные органы и органы местного самоуправления о границахтерритории, затапливаемой при пропуске через сооружения гидроузловрасчетных расходов воды, а также зон затопления водохранилищмноголетнего регулирования. В местную инструкцию по эксплуатации гидроузла должны бытьвнесены положения по надзору за территорией и состоянием сооруженийв определенных проектом охранных зонах гидроузла в верхнем и нижнембьефах. 3.1.19. На каждой электростанции в местной инструкции долженбыть изложен план мероприятий при возникновении на гидротехническихсооружениях аварийных и чрезвычайных ситуаций. В этом плане должныбыть определены: обязанности персонала, способы устраненияаварийных и чрезвычайных ситуаций, запасы материалов, средствасвязи и оповещения, транспортные средства, пути передвиженияи т. п. На случаи отказов или аварий гидротехнических сооруженийдолжны быть заранее разработаны: необходимая проектная документацияпо их раннему предотвращению (с учетом расчетных материалов повоздействию волн прорыва из водохранилищ) и соответствующиеинструкции по их ликвидации. 3.1.20. Повреждения гидротехнических сооружений, создающиеопасность для людей, оборудования и других сооружений, должныустраняться немедленно. 3.1.21. Противоаварийные устройства, водоотливные испасательные средства должны быть исправными и постоянно находитьсяв состоянии готовности к действию. 3.1.22. Для предотвращения аварийных ситуаций от селевыхвыносов на притоках рек и в оврагах при необходимости должныпроизводиться горномелиоративные работы. Подходные участки кселепроводам, пересекающим каналы, и сами селепроводы должны помере необходимости очищаться. 3.1.23. Участки скальных откосов и бортов каньонов, на которыхвозможны камнепады, опасные для обслуживающего персонала,сооружений и оборудования электростанций, должны регулярнообследоваться и очищаться от камней. Камнезащитные сооружения (камнезадерживающие сетки,камнеловки) должны содержаться в исправном состоянии и своевременноразгружаться от накопившихся камней. 3.1.24. Капитальный ремонт гидротехнических сооружений долженпроводиться в зависимости от их состояния без создания по

возможности помех в работе электростанции.

Надзор за состоянием гидротехнических сооружений

3.1.25. Надзор за безопасностью гидротехнических сооруженийдолжен осуществляться в соответствии с действующимзаконодательством и нормативной документацией. 3.1.26. При сдаче гидротехнических сооружений в эксплуатациюпередаются следующие документы: контрольно-измерительная аппаратура (КИА) и все данныенаблюдений по ней в строительный период - строительнойорганизацией; данные анализа результатов натурных наблюдений, инструкции поорганизации наблюдений, методы обработки и анализа натурных данныхс указанием предельно допустимых по условиям устойчивости ипрочности сооружений показаний КИА - проектной организацией. 3.1.27. Контроль за показателями состояния гидротехническихсооружений, природными и техногенными воздействиями долженосуществляться постоянно. Данные натурных наблюдений должнырегулярно не реже 1 раза в 5 лет анализироваться, и по результатамдолжна производиться оценка безопасности гидротехническогосооружения и гидроузла в целом. Для сооружений, авария на которыхможет привести к чрезвычайной ситуации, работы должны выполняться спривлечением специализированных организаций. 3.1.28. Объем наблюдений и состав КИА, устанавливаемой нагидротехнических сооружениях, должны определяться проектом. В период эксплуатации состав КИА и объем наблюдений могут бытьизменены в зависимости от состояния гидросооружений и изменениятехнических требований к контролю (например, изменения класса,уточнения сейсмичности и т. п.). Эти изменения должнысогласовываться с проектными или специализированными организациями. На электростанции должны быть ведомость и схема размещениявсей КИА с указанием даты установки каждого прибора и начальныхотсчетов; состояние КИА должно проверяться в сроки, указанные вместной инструкции. Для повышения оперативности и достоверности контроляответственные напорные гидротехнические сооружения следует оснащатьавтоматизированными системами диагностического контроля (АСДК). Длятаких сооружений проекты оснащения их КИА должны быть разработаны сучетом ее использования в АСДК с привлечением специализированныхорганизаций. 3.1.29. В сроки, установленные местной инструкцией, и впредусмотренном ею объеме на всех гидротехнических сооруженияхдолжны вестись наблюдения за: осадками и смещениями сооружений и их оснований; деформациями сооружений и облицовок, трещинами в них,состоянием деформационных и строительных швов, креплений откосовгрунтовых плотин, дамб, каналов и выемок, состоянием напорныхводоводов; режимом уровней бьефов гидроузла, фильтрационным режимом восновании и теле грунтовых, бетонных сооружений и береговыхпримыканий, работой дренажных и противофильтрационных устройств,режимом грунтовых вод в зоне сооружений; воздействием потока на сооружение, в частности, за размывомводобоя и рисбермы, дна и берегов; истиранием и коррозиейоблицовок, просадками, оползневыми явлениями, заилением изарастанием каналов и бассейнов; переработкой берегов водоемов; воздействием льда на сооружения и их обледенением. При необходимости должны быть организованы наблюдения завибрацией сооружений, сейсмическими нагрузками на них, прочностью иводонепроницаемостью бетона, напряженным состоянием и температурнымрежимом конструкций, коррозией металла и бетона, состоянием сварныхшвов металлоконструкций, выделением газа на отдельных участках

гидротехнических сооружений и др. При существенных измененияхусловий эксплуатации гидротехнических сооружений должны проводитьсядополнительные наблюдения по специальным программам. В местных инструкциях для каждого напорного гидротехническогосооружения должны быть указаны критерии безопасности, с которымидолжны сравниваться результаты наблюдений по КИА. Первоначальные (проектные) критерии безопасностигидротехнических сооружений должны систематически уточняться помере накопления данных натурных наблюдений. 3.1.30. На бетонных гидротехнических сооружениях первогокласса в зависимости от их конструкции и условий эксплуатацииследует проводить специальные натурные наблюдения за: напряженным и термонапряженным состоянием плотины и ееоснования; разуплотнением скального основания в зоне контакта с подошвойплотины; напряжениями в арматуре; изменением состояния плотины при сейсмических и другихдинамических воздействиях. Для бетонных плотин, расположенных на многолетнемерзлыхгрунтах, дополнительно должны вестись натурные наблюдения за: температурой основания и береговых примыканий плотины; развитием областей промороженного бетона, особенно в зонахсопряжения бетонных и грунтовых сооружений и береговых примыканийплотины; процессом деформирования основания и береговых примыканий приоттаивании и изменением основных физико-технических свойств грунтовв результате оттаивания. 3.1.31. При эксплуатации подземных зданий электростанцийдолжен проводиться контроль за: напряженным состоянием анкерного и осводового крепленийвмещающего массива; деформациями смещения стен и свода камеры; фильтрационным и температурным режимами массива; протечками воды в помещения. 3.1.32. На гидротехнических сооружениях первого класса,расположенных в районах с сейсмичностью 7 баллов и выше, и насооружениях второго класса - в районах с сейсмичностью 8 баллов ивыше должны проводиться следующие виды специальных наблюдений ииспытаний: инженерно-сейсмометрические наблюдения за работой сооружений ибереговых примыканий (сейсмометрический мониторинг); инженерно-сейсмологические наблюдения в зоне ложаводохранилища вблизи створа сооружений и на прилегающих территориях(сейсмологический мониторинг); тестовые испытания по определению динамических характеристикэтих сооружений (динамическое тестирование) с составлениемдинамических паспортов. Для проведения инженерно-сейсмометрических наблюденийгидротехнические сооружения должны быть оборудованыавтоматизированными приборами и комплексами, позволяющимирегистрировать кинематические характеристики в ряде точексооружений и береговых примыканий во время землетрясений присильных движениях земной поверхности, а также оперативнообрабатывать полученную информацию. Для проведения инженерно-сейсмологических наблюдений вблизигидротехнических сооружений и на берегах водохранилищ по проекту,разработанному специализированной организацией, должны бытьразмещены автономные регистрирующие сейсмические станции. Комплексыинженерно-сейсмометрических и инженерно-сейсмологических наблюденийкаждого объекта должны быть связаны с единой службойсейсмологических наблюдений Российской Федерации. Монтаж, эксплуатация систем и проведение

инженерно-сейсмометрических, инженерно-сейсмологических наблюденийи динамического тестирования должны осуществляться собственникомэлектростанции (эксплуатирующей организацией) с привлечениемспециализированных организаций. После каждого сейсмического толчка интенсивностью 5 баллов ивыше должны оперативно регистрироваться показания всех видов КИА,установленных в сооружении, с осмотром сооружения и анализом егопрочности и устойчивости. 3.1.33. На головном и станционном узлах гидротехническихсооружений должны быть установлены базисные и рабочие реперы. Осиосновных гидротехнических сооружений должны быть надежно обозначенына местности знаками с надписями и связаны с базисными реперами.Анкерные опоры напорных водоводов должны иметь марки, определяющиеположение опор в плане и по высоте. Водонапорные ограждающие плотины и дамбы, каналы, туннели,дамбы золошлакоотвалов должны иметь знаки, отмечающие попикетнодлину сооружения, начало, конец и радиусы закруглений, а такжеместа расположения скрытых под землей или под водой устройств. 3.1.34. Контрольно-измерительная аппаратура должна бытьзащищена от повреждений и промерзаний и иметь четкую маркировку.Откачка воды из пьезометров без достаточного обоснования недопускается. Пульты или места измерений по КИА должны быть оборудованы сучетом техники безопасности, иметь свободные подходы, освещение, ав отдельных случаях - и телефонную внутреннюю связь. 3.1.35. Ежегодно до наступления весеннего половодья, а вотдельных случаях - также и летне-осеннего паводка наэлектростанциях должна назначаться специальная комиссия. Комиссиядолжна произвести осмотр и проверку подготовки к половодью(паводку) всех гидротехнических сооружений, их механическогооборудования, подъемных устройств, руководить пропуском половодья(паводка) и после его прохождения снова осмотреть сооружения. 3.1.36. Осмотр подводных частей сооружений и туннелей долженпроизводиться впервые после 2 лет эксплуатации, затем - через 5 лети в дальнейшем - по мере необходимости. После пропуска паводков, близких к расчетным, следуетпроизводить обследование водобоя, рисбермы и примыкающего участкарусла с использованием доступных электростанции средств.

Механическое оборудование гидротехнических сооружений

3.1.37. Механическое оборудование гидротехнических сооружений(затворы и защитные заграждения с их механизмами), средства егодистанционного или автоматического управления и сигнализации, атакже подъемные и транспортные устройства общего назначения должныбыть в исправности и находиться в состоянии готовности к работе.Непосредственно перед весенним половодьем затворы водосбросныхсооружений и их закладные части, используемые при пропускеполоводья, должны быть освобождены от наледей и ледяного припая,чтобы обеспечить возможность маневрирования ими. 3.1.38. Механическое оборудование гидротехнических сооруженийдолжно периодически осматриваться и проверяться в соответствии сутвержденным графиком. Инструментальное обследование состояния основных затворовдолжно проводиться по мере необходимости. Для затворов, находящихсяв эксплуатации 25 лет и более, периодичность обследований не должнапревышать 5 лет. 3.1.39. Основные затворы должны быть оборудованы указателямивысоты открытия. Индивидуальные подъемные механизмы и закладныечасти затворов должны иметь привязку к базисным реперам. 3.1.40. При маневрировании затворами их движение должнопроисходить беспрепятственно, без рывков и вибрации, при правильном

положении ходовых и отсутствии деформации опорных частей. Должны быть обеспечены водонепроницаемость затворов,правильная посадка их на порог и плотное прилегание к опорномуконтуру. Затворы не должны иметь перекосов и недопустимыхдеформаций при работе под напором. Длительное нахождение затворов в положениях, при которыхпоявляется повышенная вибрация затворов или конструкцийгидротехнических сооружений, не допускается. 3.1.41. Грузоподъемное оборудование, не подведомственноеорганам государственного контроля и надзора, периодически не реже1 раза в 5 лет подлежит техническому освидетельствованию. Обследование канатов, тяговых органов, изоляции проводов изаземления, состояния освещения и сигнализации грузоподъемногооборудования должно производиться не реже 1 раза в год. 3.1.42. Полное закрытие затворов, установленных на напорныхводоводах, может проводиться лишь при исправном состоянииаэрационных устройств. 3.1.43. В необходимых случаях должны быть обеспечены утеплениеили обогрев пазов, опорных устройств и пролетных строений затворов,сороудерживающих решеток, предназначенных для работы в зимнихусловиях. 3.1.44. Сороудерживающие конструкции (решетки, сетки, запани)должны регулярно очищаться от сора. Для каждой электростанции должны быть установлены предельныепо условиям прочности и экономичности значения перепада уровней насороудерживающих решетках. 3.1.45. Сороудерживающие решетки не должны испытывать вибрациюни при каких эксплуатационных режимах работы. 3.1.46. Механическое оборудование и металлические частигидротехнических сооружений должны защищаться от коррозии иобрастания дрейсеной.

3.2. Водное хозяйство электростанций, гидрологическое и метеорологическое обеспечение

Управление водным режимом

3.2.1. При эксплуатации гидроэлектростанций должно бытьобеспечено наиболее полное использование водных ресурсов иустановленной мощности гидроагрегатов при оптимальном дляэнергосистемы участии гидроэлектростанции в покрытии графиканагрузки. Для электростанций, имеющих водохранилища, регулирующие стокводы, должны быть составлены и утверждены в установленном порядкеосновные правила использования водных ресурсов водохранилища иправила эксплуатации водохранилища. Пересмотр этих правил долженпроизводиться по мере накопления эксплуатационных данных, но нереже 1 раза в 10 лет. В случае реконструкции сооружений гидроузла,оказывающей влияние на управление водным режимом, правила подлежатпересмотру. 3.2.2. Для гидроэлектростанций с водохранилищем комплексногопользования должен быть составлен годовой водохозяйственный план,устанавливающий помесячные объемы использования воды различнымиводопользователями. Водохозяйственный план должен уточняться накаждый квартал и месяц с учетом прогноза стока воды региональнымигидрометеорологическими службами. При наличии в энергосистеме нескольких гидроэлектростанций иликаскадов регулирование стока должно производиться так, чтобыполучить максимальный суммарный энергетический (топливный,мощностной) эффект с учетом удовлетворения потребностей другихводопользователей. 3.2.3. Режим сработки водохранилища перед половодьем и егопоследующего наполнения должен обеспечивать:

- наполнение водохранилища в период половодья до нормальногоподпорного уровня; отклонение от этого правила допустимо только вслучае особых требований водохозяйственного комплекса и дляводохранилищ многолетнего регулирования; - благоприятные условия для сброса через сооружения избыткаводы, пропуска наносов, а также льда, если это предусмотренопроектом; - необходимые согласованные условия для нормальногосудоходства, рыбного хозяйства, орошения и водоснабжения; - наибольший энергетический (топливный, мощностной) эффект вэнергосистеме при соблюдении ограничений, согласованных снеэнергетическими водопользователями; - регулирование сбросных расходов с учетом требованийбезопасности и надежности работы гидротехнических сооружений иборьбы с наводнениями. Взаимно согласованные условия неэнергетическихводопользователей, ограничивающие режимы сработки и наполненияводохранилища, должны быть включены в основные правилаиспользования водных ресурсов водохранилища и правила эксплуатацииводохранилища. 3.2.4. При сдаче электростанции в эксплуатацию проектнойорганизацией должны быть переданы собственнику (заказчику):согласованные с заинтересованными организациями основные правилаиспользования водных ресурсов водохранилища и правила эксплуатацииводохранилища; гидравлические характеристики каждого изводопропускных (водосбросных) сооружений. По мере накопления эксплуатационных данных эти правила ихарактеристики должны уточняться и дополняться. 3.2.5. Пропуск воды через водосбросные сооружения долженосуществляться в соответствии с местной инструкцией и не долженприводить к повреждению сооружений, а также к размыву дна за ними,который мог бы повлиять на устойчивость сооружений. 3.2.6. Изменение расхода воды через водосбросные сооружениядолжно производиться постепенно во избежание образования в бьефахбольших волн. Скорость изменения расхода воды должна определятьсяисходя из местных условий с учетом безопасности населения ихозяйства в нижнем бьефе гидроузла. Скорость изменения расхода воды через гидротурбины, какправило, не регламентируется, и предупреждение об изменении расходане дается, если иное не предусмотрено условиями эксплуатациигидроэлектростанции. 3.2.7. На гидроэлектростанциях, где для пропуска расчетныхмаксимальных расходов воды проектом предусмотрено использованиеводопропускного сооружения, принадлежащего другому ведомству(например, судоходного шлюза), должна быть составлена согласованнаяс этим ведомством инструкция, определяющая условия и порядоквключения в работу этого сооружения.

Гидросооружения в морозный период

3.2.8. До наступления минусовой температуры наружного воздухаи появления льда должны быть проверены и отремонтированы шугосбросыи шугоотстойники, очищены от сора и топляков водоприемныеустройства и водоподводящие каналы, решетки и пазы затворов, атакже подготовлены к работе устройства для обогрева решеток и пазовзатворов, проверены шугосигнализаторы и микротермометры. 3.2.9. Вдоль сооружений, не рассчитанных на давление сплошноголедяного поля, должна быть устроена полынья, поддерживаемая всвободном от льда состоянии в течение зимы, или применены другиенадежные способы для уменьшения нагрузки от льда. 3.2.10. Для борьбы с шугой в подпорных бьефах и водохранилищахна реках с устойчивым ледяным покровом должны проводитьсямероприятия, способствующие быстрому образованию льда: поддержание

постоянного уровня воды на возможно более высоких отметках ипостоянного забора воды электростанцией при возможно меньшемрасходе через гидроагрегаты и насосы. В случае необходимостидопускается полный останов гидроэлектростанции. 3.2.11. На тех реках, где не образуется ледяной покров, шугадолжна пропускаться через турбины гидроэлектростанций (заисключением ковшовых), а при невозможности этого - помимо турбин,через шугосбросы с минимальной затратой воды. Порядок сброса шугидолжен быть определен местной инструкцией. При большихводохранилищах шуга должна накапливаться в верхнем бьефе. 3.2.12. Режим работы каналов гидроэлектростанций в периодшугохода должен обеспечивать непрерывное течение воды безобразования зажоров, перекрывающих полностью живое сечение каналов. В зависимости от местных условий режим канала должен либообеспечивать транзит шуги вдоль всей трассы, либо одновременнодопускать ее частичное аккумулирование. Допускается накапливаниешуги в отстойниках (с последующим промывом) и в бассейнах суточногорегулирования. При подготовке каналов к эксплуатации в шуготранзитном режимедолжны быть удалены устройства, стесняющие течение (решетки, запании т. п.). 3.2.13. Перед ледоставом и в период ледостава должны бытьорганизованы систематические (не реже 1 раза в сутки) измерениятемпературы воды на участках водозаборов для обнаружения признаковее переохлаждения. Порядок включения системы обогрева и устройствдля очистки решеток от льда должен быть определен местнойинструкцией. 3.2.14. Если принятые меры (обогрев, очистка) не предотвращаютзабивания решеток шугой и появления опасных перепадов напора наних, должен производиться поочередный останов турбин (или насосов)для очистки решеток. Допускается пропуск шуги через гидротурбины счастичным или полным удалением решеток при техническом обоснованиив каждом случае. При этом должны быть приняты меры, обеспечивающиебесперебойную работу системы технического водоснабжения. 3.2.15. Пропуск льда через створ гидротехнических сооруженийдолжен производиться при максимальном использовании ледопропускногофронта с обеспечением достаточного слоя воды над порогомледосбросных отверстий. В период ледохода при угрозе образования заторов льда иопасных для сооружений ударов больших ледяных масс должны бытьорганизованы временные посты наблюдений и приняты меры к ликвидациизаторов и размельчению ледяных полей путем проведения взрывных иледокольных работ.

Водохранилища

3.2.16. Для интенсивно заиляемого водохранилища, бассейна иликанала должна быть составлена местная инструкция по борьбе снаносами. При необходимости к составлению инструкции должны бытьпривлечены специализированные организации. 3.2.17. На интенсивно заиляемых водохранилищах при пропускепаводков должны поддерживаться наинизшие возможные уровни впределах проектной призмы регулирования, если это не наносит ущербадругим водопотребителям. Наполнение таких водохранилищ должноосуществляться в возможно более поздний срок на спаде паводка. 3.2.18. Для уменьшения заиления водохранилищ, бьефов,бассейнов, каналов необходимо: - поддерживать такие режимы их работы, которые создаютвозможность максимального транзита поступающего твердого стока;каналы в период поступления в них воды повышенной мутности должныработать в близком к постоянному режиме с возможно большим расходомводы;

- промывать бьефы, водохранилища, пороги водоприемников,осветлять воду в отстойниках, применять берегоукрепительные инаносоудерживающие устройства или удалять наносы механическимисредствами; - ежедневно срабатывать бьефы до минимально возможной отметки(для водохранилищ суточного регулирования). 3.2.19. В периоды, когда естественный расход воды в реке неиспользуется полностью для выработки электроэнергии, избыток водыдолжен быть использован для смыва наносов в нижний бьеф плотины ипромывки порогов водоприемных устройств. 3.2.20. В случае возможности попадания в водоприемныесооружения наносов, скопившихся перед порогом водоприемника,необходимо удалить отложения наносов путем их промывки. При невозможности или неэффективности промывки удалениенаносов может быть произведено с помощью механизмов. Промывку водозаборных сооружений электростанций прибесплотинном водозаборе можно осуществлять устройством местныхстеснений потока с тем, чтобы отложения наносов размывались поддействием повышенных скоростей воды. 3.2.21. Наблюдение за состоянием интенсивно заиляемоговодохранилища и удаление наносов должны быть организованы всоответствии с действующими правилами эксплуатации заиляемыхводохранилищ малой и средней емкости и с учетом природоохранныхтребований. 3.2.22. Отстойники электростанций должны постоянноиспользоваться для осветления воды. Отключение отстойников или ихотдельных камер для ремонта допускается только в период, когда воданесет незначительное количество наносов и свободна от фракций,опасных в отношении истирания турбин и другого оборудования. 3.2.23. На каждой электростанции, в водохранилище которойимеются залежи торфа, должен быть организован перехват всплывающихмасс торфа выше створа водозаборных и водосбросных сооруженийпреимущественно в местах всплывания. Перехваченный торф должен бытьотбуксирован в бухты и на отмели и надежно закреплен. 3.2.24. Водохранилища обособленного пользования, находящиесяна балансе электростанций, должны поддерживаться в надлежащемтехническом и санитарном состоянии силами эксплуатационногоперсонала электростанций. Санитарное и техническое состояние водохранилищ обеспечиваетсясозданием водоохранных зон и прибрежных защитных полос, в пределахкоторых вводятся дополнительные ограничения природопользования. Границы водоохранных зон и прибрежных защитных полосуточняются в проектах водоохранных зон в соответствии снормативными документами. На этих водохранилищах должны проводиться наблюдения за: - заилением и зарастанием; - переработкой берегов; - качеством воды; - температурным и ледовым режимами; - всплыванием торфа; - соблюдением природоохранных требований в пределахводоохранных зон этих водохранилищ. При необходимости для организации и проведения наблюдений,анализа результатов и разработки природоохранных мероприятийследует привлекать специализированные организации. Организацию водоохранных зон и прибрежных защитных полосводохранилищ комплексного пользования осуществляют местныеприродоохранные органы. 3.2.25. На водохранилищах, расположенных в криолитозонах,должны проводиться наблюдения за криогенными процессами идеформациями в ложе водохранилища, зоне сработки, береговой иприбрежных зонах, а также за изменением вместимости водохранилища.Для определения состава, объема и периодичности наблюдения следует

привлекать специализированную организацию. Через 5 лет после начала наполнения водохранилища и затемчерез каждые последующие 10 лет его эксплуатации с привлечениемспециализированной организации по результатам наблюдений долженпроводиться анализ состояния водохранилища и при необходимости -разрабатываться мероприятия, обеспечивающие надежность ибезопасность эксплуатации гидроузла.

3.3. Гидротурбинные установки

3.3.1. При эксплуатации гидротурбинных установок должна бытьобеспечена их бесперебойная работа с максимально возможным длязаданной нагрузки и действующего напора коэффициентом полезногодействия (КПД). Оборудование гидроэлектростанции должно быть впостоянной готовности к максимальной располагаемой нагрузке иработе в насосном режиме для оборудования гидроаккумулирующихстанций. 3.3.2. Находящиеся в эксплуатации гидроагрегаты ивспомогательное оборудование должны быть полностьюавтоматизированы. Пуск гидроагрегата в генераторный режим и режимсинхронного компенсатора, останов из генераторного режима и режимасинхронного компенсатора, перевод из генераторного режима в режимсинхронного компенсатора и обратно должны осуществляться от одногокомандного импульса, а для обратимого гидроагрегата этот принципдолжен осуществляться также для насосных режимов и для перевода изнасосного в генераторный режим. 3.3.3. Гидроагрегаты должны работать при полностью открытыхзатворах, установленных на турбинных водоводах; максимальноеоткрытие направляющего аппарата гидротурбины должно быть ограниченозначением, соответствующим максимально допустимой нагрузкегидроагрегата (генератора-двигателя) при данном напоре и высотеотсасывания. Предельное открытие направляющего аппарата насос-турбины,работающей в насосном режиме при минимальном напоре и допустимойвысоте отсасывания, должно быть не выше значения, соответствующегомаксимальной мощности генератора-двигателя в двигательном режиме. Комбинаторная связь поворотно-лопастных гидротурбин должнабыть настроена в соответствии с оптимальной комбинаторнойзависимостью, обеспечивающей получение наивысшего значения КПД вовсем диапазоне изменения нагрузок и напоров, и определяться наосновании результатов натурных испытаний. Перепад на сороудерживающих решетках не должен превышатьпредельного значения, указанного в местной инструкции поэксплуатации. 3.3.4. Гидроагрегаты, находящиеся в резерве, должны быть всостоянии готовности к немедленному автоматическому пуску.Гидротурбины (насос-турбины) с закрытым направляющим аппаратомдолжны находиться под напором при полностью открытых затворах наводоприемнике и в отсасывающей трубе. На высоконапорныхгидроэлектростанциях с напором 300 м и более, а также с напором от200 до 300 м при числе часов использования менее 3000 предтурбинныеи встроенные кольцевые затворы на резервных гидроагрегатах должныбыть закрыты. На гидроэлектростанциях с напором ниже 200 м предтурбинныйзатвор на резервном агрегате не должен закрываться, если он невыполняет оперативные функции. 3.3.5. Гидроагрегаты, работающие в режиме синхронногокомпенсатора, должны быть готовы к немедленному автоматическомупереводу в генераторный режим. При работе гидроагрегата в режиме синхронного компенсаторарабочее колесо турбины должно быть освобождено от воды. Система охлаждения лабиринтных уплотнений радиально-осевыхрабочих колес должна обеспечивать работу без повышения их

температуры. На гидроэлектростанциях, имеющих предтурбинные затворы, припереводе гидроагрегата в режим синхронного компенсаторапредтурбинный затвор должен быть закрыт. Поддержание уровня воды под рабочим колесом, подкачка сжатоговоздуха должны производиться автоматически. 3.3.6. Гидроагрегаты должны работать в режиме автоматическогорегулирования частоты вращения с заданным статизмом. Переводрегулятора гидротурбин в режим работы на ограничителе открытия илина ручное управление допускается в исключительных случаях сразрешения технического руководителя гидроэлектростанции суведомлением диспетчера энергосистемы. 3.3.7. При эксплуатации автоматического регулированиягидроагрегата должны быть обеспечены: автоматический и ручной пуск и останов гидроагрегата; устойчивая работа гидроагрегата на всех режимах; участие в регулировании частоты в энергосистеме с уставкойстатизма в пределах 4,5-6,0% и мертвой зоны по частоте, задаваемойэнергосистемой; плавное (без толчков и гидроударов в маслопроводах)перемещение регулирующих органов при изменении мощностигидроагрегата; выполнение гарантий регулирования; автоматическое изменение ограничения максимального открытиянаправляющего аппарата по мощности при изменении напора; автоматическое и ручное изменение комбинаторной зависимости понапору (для поворотно-лопастных гидротурбин); автоматический перевод гидроагрегата в режим синхронногокомпенсатора и обратно. 3.3.8. Гидроэлектростанции мощностью свыше 30 МВт и сколичеством агрегатов более трех должны быть оснащены системамигруппового регулирования активной мощности (ГРАМ) с возможностьюиспользования их для вторичного автоматического регулированиярежима энергосистем по частоте и перетокам мощности (АРЧМ).Отключение системы ГРАМ допускается с разрешения диспетчерскихслужб соответствующих энергосистем в тех случаях, когда групповоерегулирование агрегатов невозможно по техническому состоянию илирежимным условиям работы оборудования гидроэлектростанции. 3.3.9. Условия, разрешающие пуск агрегата, его нормальный иаварийный останов и внеплановое изменение нагрузки, должны бытьизложены в местных инструкциях, утвержденных техническимруководителем гидроэлектростанции и находящихся на рабочих местахоперативного персонала. Значения всех параметров, определяющих условия пускагидроагрегата и режим его работы, должны быть установлены наосновании данных заводов-изготовителей и специальных натурныхиспытаний. 3.3.10. Для каждого гидроагрегата должно быть определено ипериодически в установленные местными инструкциями срокипроконтролировано минимальное время следующих процессов: закрытия направляющего аппарата гидротурбины до зоныдемпфирования при сбросе нагрузки; открытия направляющего аппарата гидротурбины при наборенагрузки с максимальной скоростью; разворота и свертывания лопастей рабочего колесаповоротно-лопастных и диагональных гидротурбин; закрытия и открытия регулирующей иглы и отклонителей струиковшовой гидротурбины; закрытия направляющего аппарата при срабатывании золотникааварийного закрытия; закрытия и открытия предтурбинных затворов, а такжеаварийно-ремонтных затворов на водоприемнике; закрытия холостого выпуска гидротурбины.

Кроме того, периодически в соответствии с местной инструкциейдолжны проверяться гарантии регулирования. 3.3.11. Во время эксплуатации гидроагрегата путем осмотра исистематических измерений с помощью стационарных и переносныхприборов должен быть организован контроль за работой оборудования вобъеме и с периодичностью, указанными в местных инструкциях. 3.3.12. Не допускается длительная работа гидроагрегата приповышенных уровнях вибрации: размах горизонтальной вибрации (двойная амплитуда) корпусатурбинного подшипника, а также размах горизонтальной вибрацииверхней и нижней крестовин генератора, если на них расположенынаправляющие подшипники, в зависимости от частоты вращения роторагидроагрегата не должен превышать следующих значений:

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

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

размах вертикальной вибрации крышки турбины, опорного конусаили грузонесущей крестовины генератора в зависимости от частотывибрации не должен превышать следующих значений (в зависимости отчастоты вибрации):

Частота вибрации, Гц 1 3 6 10 16 30 и менее и болееДопустимый размахвибрации, мм 0,18 0,15 0,12 0,08 0,06 0,04

Биение вала гидроагрегата не должно превышать значений,записанных в местной инструкции и установленных заводами -изготовителями гидротурбины и гидрогенератора. Периодичность и объем проверки вибрационного состояниягидроагрегата устанавливаются в соответствии с действующиминормативными документами. 3.3.13. Для каждого гидроагрегата в местной инструкции должныбыть указаны номинальные и максимально допустимые температурысегментов подпятника, подшипников и масла в маслованнах.Предупредительная сигнализация должна включаться при повышениитемпературы сегмента и масла в маслованне на 5°С выше номинальнойдля данного времени года. Значения уставок температур для каждого сегмента и для маслаопределяются эксплуатационным персоналом на основе опытаэксплуатации или испытаний и вносятся в местную инструкцию. 3.3.14. Эксплуатация подпятников и направляющих подшипниковвертикальных гидроагрегатов должна осуществляться в соответствии сместной инструкцией, составленной с учетом действующей нормативнойдокументации и документации заводов-изготовителей. 3.3.15. Система технического водоснабжения гидроагрегатадолжна обеспечить охлаждение опорных узлов, статора и роторагенератора, смазку обрезиненного турбинного подшипника и другихпотребителей при всех режимах работы гидроагрегата. 3.3.16. Капитальный ремонт гидротурбин должен производиться1 раз в 5-7 лет. В отдельных случаях с разрешения энергосистемыдопускается отклонение от установленных сроков. 3.3.17. При выполнении на ГЭС АСУ ТП должны выполнятьсяположения раздела 4.7 настоящих Правил.

3.4. Техническое водоснабжение

3.4.1. При эксплуатации систем технического водоснабжениядолжны быть обеспечены:

бесперебойная подача охлаждающей воды нормативной температурыв необходимом количестве и требуемого качества; предотвращение загрязнений конденсаторов турбин и системтехнического водоснабжения; выполнение требований охраны окружающей среды. 3.4.2. Для предотвращения образования отложений в трубкахконденсаторов турбин и других теплообменных аппаратов, коррозии,обрастания систем технического водоснабжения, "цветения" воды илизарастания водохранилищ-охладителей высшей водной растительностьюдолжны проводиться профилактические мероприятия. Выбор мероприятий должен определяться местными условиями, атакже их эффективностью, допустимостью по условиям охраныокружающей среды и экономическими соображениями. Периодическая очистка трубок конденсаторов, циркуляционныхводоводов и каналов может применяться как временная мера. Уничтожение высшей водной растительности и борьба с"цветением" воды в водохранилищах-охладителях химическим способомдопускается только с разрешения органов Госсанинспекции иМинрыбхоза России. 3.4.3. В случае накипеобразующей способности охлаждающей водыэксплуатационный персонал энергообъекта должен: а) в системе оборотного водоснабжения с градирнями ибрызгальными устройствами: производить продувку, подкисление либо фосфатирование воды илиприменять комбинированные методы ее обработки - подкисление ифосфатирование; подкисление, фосфатирование и известкование и др.; при подкислении добавочной воды серной или соляной кислотой 3щелочной буфер в ней поддерживать не менее 1,0-0,5 мг-экв/дм ; привводе кислоты непосредственно в циркуляционную воду щелочность ее 3поддерживать не ниже 2,0-2,5 мг-экв/дм ; при применении сернойкислоты следить, чтобы содержание сульфатов в циркуляционной водене достигало уровня, вызывающего повреждение бетонных конструкцийили осаждение сульфата кальция; при фосфатировании циркуляционной воды содержание в ней -3фосфатов в пересчете на РС поддерживать в пределах 3 42,0-2,7 мг/дм ; при применении оксилидендифосфоновой кислоты содержание ее вциркуляционной воде в зависимости от химического состава 3поддерживать в пределах 0,25-4,0 мг/дм ; в продувочной воде 3содержание этой кислоты ограничивать по ПДК до 0,9 мг/дм ; б) в системе оборотного водоснабжения сводохранилищами-охладителями: осуществлять водообмен в период лучшего качества воды висточнике подпитки; при невозможности понижения карбонатной жесткости охлаждающейводы до требуемого значения путем водообмена (а также в системепрямоточного водоснабжения) с вводом первого энергоблокапредусматривать установки по кислотным промывкам конденсаторовтурбин и по очистке промывочных растворов. 3.4.4. При хлорировании охлаждающей воды для предотвращениязагрязнения теплообменников органическими отложениями содержаниеактивного хлора в воде на выходе из конденсатора должно быть в 3пределах 0,4-0,5 мг/дм . В прямоточной системе технического водоснабжения и в оборотнойс водохранилищами-охладителями для предотвращения присутствияактивного хлора в воде отводящих каналов хлорирование должно быть

выполнено с подачей хлорного раствора в охлаждающую воду,поступающую в один-два конденсатора. 3.4.5. При обработке воды медным купоросом для уничтоженияводорослей в оборотной системе с градирнями и брызгальнымиустройствами его содержание в охлаждающей воде должно быть в 3пределах 3-6 мг/дм . Сброс продувочной воды из системы оборотноговодоснабжения в водные объекты при обработке медным купоросомдолжен осуществляться в соответствии с установленным порядком. При обработке воды в водохранилищах-охладителях для борьбы с"цветением" содержание медного купороса должно поддерживаться впределах 0,3-0,6, а при профилактической обработке - 30,2-0,3 мг/дм . 3.4.6. При обрастании систем технического водоснабжения(поверхностей грубых решеток, конструктивных элементов водоочистныхсеток, водоприемных и всасывающих камер и напорных водоводов)моллюском, дрейсеной или другими биоорганизмами должны применятьсянеобрастающие покрытия, производиться промывки трактов горячейводой, хлорирование охлаждающей воды, поступающей навспомогательное оборудование, с поддержанием дозы активного хлора 31,5-2,5 мг/дм в течение 4-5 сут. 1 раз в мес. 3.4.7. Эксплуатация гидротехнических сооружений системытехнического водоснабжения, а также контроль за их состояниемдолжны осуществляться в соответствии с положениями раздела 3.1настоящих Правил. 3.4.8. Работа оборудования и гидроохладителей системытехнического водоснабжения должна обеспечивать выполнение положенийп. 3.4.1 настоящих Правил по эксплуатации конденсационнойустановки. Одновременно должны быть учтены потребность неэнергетическихотраслей народного хозяйства (водного транспорта, орошения, рыбногохозяйства, водоснабжения) и условия охраны природы. 3.4.9. При прямоточном, комбинированном и оборотномводоснабжении с водохранилищами-охладителями должна осуществлятьсярециркуляция теплой воды для борьбы с шугой и обогрева решетокводоприемника. Рециркуляция должна предотвращать появление шуги наводозаборе; момент ее включения должен определяться местнойинструкцией. 3.4.10. Периодичность удаления воздуха из циркуляционныхтрактов должна быть такой, чтобы высота сифона в них не уменьшаласьболее чем на 0,3 м по сравнению с проектным значением. 3.4.11. Отклонение напора циркуляционного насоса из-зазагрязнения систем не должно превышать 1,5 м по сравнению спроектным значением, ухудшение КПД насосов из-за увеличения зазоровмежду лопастями рабочего колеса и корпусом насоса и неидентичностиположения лопастей рабочего колеса должно быть не более 3%. 3.4.12. При эксплуатации охладителей циркуляционной водыдолжны быть обеспечены: оптимальный режим работы из условий достижения наивыгоднейшего(экономического) вакуума паротурбинных установок; охлаждающая эффективность согласно нормативнымхарактеристикам. 3.4.13. Оптимальные режимы работы гидроохладителей,водозаборных и сбросных сооружений должны быть выбраны всоответствии с режимными картами, разработанными для конкретныхметеорологических условий и конденсационных нагрузокэлектростанций. При повышении среднесуточной температуры охлаждающей водыпосле охладителя более чем на 1°С по сравнению с требуемой понормативной характеристике должны быть приняты меры к выяснению иустранению причин недоохлаждения.

3.4.14. При появлении высшей водной растительности в зонетранзитного потока и в водоворотных зонах водохранилищ-охладителейона должна быть уничтожена биологическим либо механическим методом. 3.4.15. Осмотр основных конструкций градирен (элементов башни,противообледенительного тамбура, водоуловителя, оросителя,водораспределительного устройства и вентиляционного оборудования) ибрызгальных устройств должен производиться ежегодно в весенний иосенний периоды. Обнаруженные дефекты (проемы в обшивке башни,оросителе, неудовлетворительное состояние фиксаторов положенияповоротных щитов тамбура, разбрызгивающих устройствводораспределения) должны быть устранены. Поворотные щиты тамбурапри положительных значениях температуры воздуха должны бытьустановлены и зафиксированы в горизонтальном положении. Антикоррозионное покрытие металлических конструкций, а такжеразрушенный защитный слой железобетонных элементов должнывосстанавливаться по мере необходимости. Водосборные бассейны, атакже асбестоцементные листы обшивок башен градирен должны иметьнадежную гидроизоляцию. 3.4.16. Водораспределительные системы градирен и брызгальныхбассейнов должны промываться не реже 2 раз в год - весной и осенью.Засорившиеся сопла должны быть своевременно очищены, а вышедшие изстроя - заменены. Водосборные бассейны градирен должны не реже1 раза в 2 года очищаться от ила и мусора. 3.4.17. Применяемые при ремонте деревянные конструкцииградирен должны быть антисептированы, а крепежные детали -оцинкованы. 3.4.18. Конструкции оросителей градирен должны очищаться отминеральных и органических отложений. 3.4.19. Решетки и сетки градирен и брызгальных устройствдолжны осматриваться 1 раз в смену и при необходимости очищаться,чтобы не допускать перепада воды на них более 0,1 м. 3.4.20. В случае увлажнения и обледенения прилегающейтерритории и зданий при эксплуатации градирен в зимний периодградирни должны быть оборудованы водоулавливающими устройствами. 3.4.21. При наличии в системе технического водоснабжениянескольких параллельно работающих градирен и уменьшения зимойобщего расхода охлаждающей воды часть градирен должна бытьзаконсервирована с выполнением противопожарных и других необходимыхмероприятий. Во избежание обледенения оросителя плотность орошения 3 3в работающих градирнях должна быть не менее 6 м /ч на 1 м площадиорошения, а температура воды на выходе из градирни - не ниже 10°С. 3.4.22. Во избежание обледенения расположенного вблизиоборудования, конструктивных элементов и территории зимойбрызгальные устройства должны работать с пониженным напором. Приуменьшении расхода воды должны быть заглушены периферийные сопла иотключены крайние распределительные трубопроводы. Понижение напора у разбрызгивающих сопл должно быть обеспеченопутем уменьшения общего расхода охлаждаемой воды на максимальноеколичество работающих секций, а также отвода части нагретой водыбез ее охлаждения через холостые сбросы непосредственно вводосборный бассейн. Температура воды на выходе из брызгальногоустройства должна быть не ниже 10°С. 3.4.23. При кратковременном отключении градирни илибрызгального устройства в зимний период должна быть обеспеченациркуляция теплой воды в бассейне для предотвращения образования внем льда. 3.4.24. В случае временного вывода из эксплуатации градирен сэлементами конструкций из дерева, полиэтилена и других горючихматериалов окна для прохода воздуха в них должны быть закрыты, а заградирнями установлен противопожарный надзор. 3.4.25. Детальное обследование металлических каркасов вытяжныхбашен обшивных градирен должно проводиться не реже 1 раза в 10 лет,

железобетонных оболочек - не реже 1 раза в 5 лет. 3.4.26. Не реже 1 раза в 5 лет должны выполняться обследованияи испытания систем технического водоснабжения. Испытания необходимо проводить также в случае любых изменений,внесенных в процессе эксплуатации в конструктивное исполнениеоборудования системы технического водоснабжения.

4. Тепломеханическое оборудование электростанций и тепловых сетей

4.1. Топливно-транспортное хозяйство

4.1.1. При эксплуатации топливно-транспортного хозяйствадолжны быть обеспечены: бесперебойная работа железнодорожного транспорта энергообъектаи механизированная разгрузка железнодорожных вагонов, цистерн,судов и других транспортных средств в установленные сроки; приемка топлива от поставщиков и контроль его количества икачества; механизированное складирование и хранение установленногозапаса топлива при минимальных потерях; своевременная и бесперебойная подготовка и подача топлива вкотельную или центральное пылеприготовительное отделение; предотвращение загрязнения окружающей территории пылью(угольной, сланцевой, торфяной) и брызгами нефтепродуктов. 4.1.2. Качество поставляемого на электростанции топлива должносоответствовать государственным стандартам и техническим условиям. 4.1.3. Должен быть организован строгий учет всего топлива припоступлении на энергообъект, расходовании на технологические нужды,а также хранении на складах в соответствии с положениямидействующих правил. При учете поступающего топлива должны быть обеспечены: взвешивание всего твердого топлива, поставляемого по железнойдороге, автомобильным или конвейерным транспортом, или определениеего количества по осадке судов либо обмер при поступлении воднымтранспортом; взвешивание всего поставляемого жидкого топлива или обмер; определение количества всего сжигаемого газообразного топливапо приборам; инвентаризация твердого и жидкого топлива; периодический, а при наличии приборов - постоянный контролькачества топлива. 4.1.4. Средства измерений, используемые для учета топлива(весы, лабораторные приборы и другие измерительные устройства),подлежащие государственному контролю и надзору, должны поверяться всроки, установленные действующими государственными стандартами. Средства измерений, используемые для учета топлива и неподлежащие поверке, подлежат калибровке в соответствии с графиком,утверждаемым техническим руководителем энергообъекта. 4.1.5. Аппаратура контроля, автоматического и дистанционногоуправления, технологических защит, блокировки и сигнализации,пожаротушения, разгрузочных и размораживающих устройств, агрегатови систем топливоподачи, хозяйств жидкого и газообразного топлива, атакже средства диспетчерского и технологического управления должныбыть в исправности и периодически по графику проверяться.

Твердое топливо

4.1.6. Эксплуатация хозяйств твердого топлива должна бытьорганизована в соответствии с положениями действующих правил иинструкций. 4.1.7. Для облегчения выгрузки топлива, особенно смерзшегося,и очистки железнодорожных вагонов энергопредприятия должны иметь

специальные размораживающие устройства, механические рыхлители,вагонные вибраторы и т. п. Процессы дробления крупных кусков исмерзшихся глыб топлива, а также закрытия люков полувагонов должныбыть механизированы с использованием дробильно-фрезерных машин,дискозубчатых дробилок, люкоподъемников и других механизмов. 4.1.8. При эксплуатации вагоноопрокидывателей, размораживающихустройств, рыхлительных установок и других устройств должна бытьобеспечена их надежная работа с соблюдением указаний организацийжелезнодорожного транспорта о сохранности железнодорожных вагонов. Размораживающие устройства должны эксплуатироваться всоответствии с режимной картой. 4.1.9. Хранение топлива на складе должно быть организовано всоответствии с положениями действующей инструкции по хранениюуглей, горючих сланцев и фрезерного торфа на открытых складахэлектростанций. 4.1.10. Механизмы и оборудование топливных складов должны бытьв рабочем состоянии, обеспечивающем их техническуюпроизводительность. 4.1.11. Работа грузоподъемных кранов, мостовых перегружателейпри наличии трещин в металлоконструкциях, неисправных тормозах,противоугонных устройствах, концевых выключателях и ограничителяхперекосов не допускается. 4.1.12. Резервные механизмы и оборудование(вагоноопрокидыватели, нитки системы конвейеров, дробилки и др.)должны работать поочередно в соответствии с графиком, утвержденнымтехническим руководителем. При переводе электростанции на сезонное сжигание газообразногоили жидкого топлива одна нитка топливоподачи должна быть впостоянной готовности к работе. 4.1.13. Устройства для подготовки и транспортирования твердоготоплива должны обеспечивать подачу в котельную дробленого иочищенного от посторонних предметов топлива. Рабочая нитка системы топливоподачи должна эксплуатироватьсяпри проектной производительности, рассчитанной на минимальное времязагрузки бункеров котельной. 4.1.14. Механизмы топливоподачи должны управлятьсяавтоматически либо дистанционно с центрального щита управлениясистемы топливоподачи. При эксплуатации должна быть обеспечена надежная работаблокировок, устройств защиты, сигнализации и аварийного остановадля бесперебойной, надежной и безопасной работы системытопливоподачи (останов конвейеров при пробуксовке лент,переполнении течек, неправильном выборе схемы, останове одногомеханизма и др.). 4.1.15. Работа оборудования и устройств топливоподачи приотсутствии или неисправном состоянии предупредительнойсигнализации, необходимых ограждающих и тормозных устройств недопускается. 4.1.16. В галереях и эстакадах ленточных конвейеров, узлахпересыпки основного тракта и тракта подачи топлива со склада и вподземной части разгрузочных устройств температура воздуха вхолодное время года должна поддерживаться не ниже 10°С, а впомещении дробильных устройств - не ниже 15°С. Температура воздуха в надземных частях разгрузочных устройств(за исключением здания вагоноопрокидывателя и других устройств снепрерывным движением вагонов) должна поддерживаться не ниже 5°С. На конвейерах подачи топлива на склад, где отсутствуютотопительные устройства, должна применяться морозостойкая лента. 4.1.17. Все виды угля и сланца должны подвергаться дроблениюна куски размером до 25 мм. При этом остаток на сите 25 мм недолжен превышать 5%. Проектом могут быть предусмотрены другие показатели крупностидробления.

Для обеспечения требуемого качества дробления зазоры междувалками валковых дробилок, между молотками и отбойной плитой,колосниками и брусом молотковых дробилок должны периодически всоответствии с местной инструкцией контролироваться ирегулироваться. 4.1.18. Перед подачей топлива в дробилки и мельницы должнобыть осуществлено механизированное удаление из него металла, щепы икорней. На работающем конвейере металлоуловители и щепоуловителидолжны быть постоянно включены и сблокированы с ним. Эксплуатация тракта топливоподачи при неработающей системеметаллоулавливания на энергообъектах, имеющих системыпылеприготовления с мелющими вентиляторами, среднеходными имолотковыми мельницами, запрещается. Система механизированного удаления уловленных постороннихпредметов должна быть в постоянной эксплуатации. 4.1.19. При эксплуатации должен быть обеспечен равномерный поширине поток топлива, поступающего на конвейеры, грохоты, дробилки,щепо- и корнеуловители. Должны приниматься меры, исключающиезамазывание влажным топливом грохотов, дробилок (обогрев,вибрирование, отсев мелочи). 4.1.20. Устройства, устраняющие зависание топлива в бункерах итечках (устройства обогрева стенок, пневмо- и парообрушители,вибраторы и др.), должны быть в действии или в состоянии готовностик действию. 4.1.21. Уплотнения узлов пересыпки, дробилок и другихмеханизмов тракта топливоподачи, устройства для очистки лент ибарабанов конвейеров, рабочие элементы плужковых сбрасывателей, атакже аспирационные устройства и средства пылеподавления (пневмо-,гидро- и пенообеспыливания) должны быть в исправном состоянии ипериодически, не реже 1 раза в неделю, проверяться. Принеобходимости должна быть произведена регулировка или заменауплотнений, форсунок устройств пневмо-, гидро- и пенообеспыливания. 4.1.22. Отбор и обработка проб топлива, поступающего вкотельную, должны осуществляться с применением автоматическихпробоотборников и проборазделочных машин. Испытания установок по отбору и обработке проб топлива должныпроводиться в каждом случае при внесении принципиальных изменений вконструкцию оборудования. Кроме того, не реже 1 раза в год должнапроверяться масса высекаемых порций угля. 4.1.23. На конструкциях здания внутри помещения и наоборудовании системы топливоподачи не должно допускаться скоплениепыли. Механизмы топливоподачи должны быть тщательно уплотнены иоборудованы устройствами, обеспечивающими чистоту воздуха впомещении в соответствии с санитарными нормами. Запыленность и внеобходимых случаях загазованность воздуха (содержание СО) впомещениях системы топливоподачи должны контролироваться пографику, утвержденному техническим руководителем. При работе аспирационных устройств должна быть обеспечена всоответствии с нормами очистка удаляемого воздуха от пыли. Уборка помещений и оборудования производится по утвержденномуграфику и должна быть механизированной (смывом водой илипылесосом). Производить гидроуборку при температуре в помещениях ниже 5°С,а также при нарушенной герметической заделке облицовки и швоввнутренних помещений не допускается. 4.1.24. При соединении и ремонте конвейерных лент применениеметаллических деталей не допускается.

Жидкое топливо

4.1.25. Эксплуатация хозяйства жидкого топлива должна бытьорганизована в соответствии с действующими нормативнымидокументами.

При эксплуатации хозяйства жидкого топлива должнаобеспечиваться бесперебойная подача подогретого и профильтрованноготоплива в количестве, соответствующем нагрузке котлов и ГТУ, сдавлением и вязкостью, необходимыми для нормальной работы форсунок. 4.1.26. На трубопроводы жидкого топлива и их паровые спутникидолжны быть составлены паспорта установленной формы. 4.1.27. Мазут из сливных лотков после окончания слива цистерндолжен быть спущен полностью, и лотки в местах, где отсутствуютперекрытия, закрыты крышками (решетками). Лотки, гидрозатворы,шандоры и фильтры, установленные перед приемными емкостями, должныочищаться по мере необходимости. 4.1.28. На мазутном хозяйстве должны быть следующие параметры 2пара: давление 8-13 кгс/см (0,8-1,3 МПа), температура 200-250°С. 4.1.29. При сливе мазута "открытым паром" общий расход пара из 3разогревающих устройств на цистерну вместимостью 50-60 м долженбыть не более 900 кг/ч. 4.1.30. На мазутосливе (в цистернах, лотках и приемныхемкостях) мазут должен подогреваться до температуры, обеспечивающейнормальную работу перекачивающих насосов. Температура мазута в приемных емкостях и резервуарах не должнабыть выше 90°С. 4.1.31. Тепловая изоляция оборудования (резервуаров,трубопроводов и др.) должна быть в исправности. 4.1.32. Железобетонные и металлические резервуары должныподвергаться наружному и внутреннему обследованию для выявлениякоррозионного износа и нарушения герметичности резервуаров не реже1 раза в 5 лет. При необходимости они должны очищаться от донныхотложений. 4.1.33. На все приемные емкости и резервуары для храненияжидкого топлива должны быть составлены градуировочные таблицы,которые утверждаются техническим руководителем энергообъекта. 4.1.34. По утвержденному графику должны проводиться: наружныйосмотр мазутопроводов и арматуры - не реже 1 раза в год, а впределах котельного отделения - 1 раз в квартал и выборочнаяревизия арматуры - не реже 1 раза в 4 года. 4.1.35. Вязкость мазута, подаваемого в котельную, не должнапревышать: для механических и паромеханических форсунок 2-2,5°ВУ (16 мм /с), для паровых и ротационных форсунок 2-6°ВУ (44 мм /с). 4.1.36. Фильтры топлива должны очищаться (паровой продувкой,вручную или химическим способом) при повышении их сопротивления на50% по сравнению с начальным (в чистом состоянии) при расчетнойнагрузке. Обжиг фильтрующей сетки при очистке не допускается. Мазутоподогреватели должны очищаться при снижении их тепловоймощности на 30% номинальной. 4.1.37. Резервные насосы, подогреватели и фильтры должны бытьисправными и в постоянной готовности к пуску. Проверка включения и плановый переход с работающего насоса нарезервный должны производиться по графику, но не реже 1 раза вмесяц. Проверка срабатывания устройств АВР должна производиться нереже 1 раза в квартал по программе и графику, утвержденнымтехническим руководителем. 4.1.38. При выводе в ремонт топливопроводов или оборудованияони должны быть надежно отключены от работающего оборудования,сдренированы и при необходимости производства внутренних работпропарены. На отключенных участках топливопроводов паровые или другиеспутники должны быть отключены.

4.1.39. Перед включением резервуара с мазутом в работу последлительного хранения в нем топлива из придонного слоя (до 0,5 м)должна быть отобрана проба мазута для анализа на влажность иприняты меры, предотвращающие попадание отстоявшейся воды и мазутабольшой обводненности в котельную. 4.1.40. По утвержденному графику, но не реже 1 раза в неделю,должны проверяться действие сигнализации предельного повышения ипонижения температуры и понижения давления топлива, подаваемого вкотельную на сжигание, правильность показаний выведенных на щитуправления дистанционных уровнемеров и приборов для измерениятемпературы топлива в резервуарах и приемных емкостях. 4.1.41. Прием, хранение и подготовка к сжиганию других видовжидкого топлива должны осуществляться в установленном порядке.

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

4.1.42. При сливе, хранении и подаче на сжигание жидкоготоплива не должно быть допущено его обводнения. При необходимостипропарки цистерн после слива обводненные продукты пропарки должныбыть поданы в специальные емкости мазутосклада. 4.1.43. Слив топлива должен быть организован закрытымспособом. Сливные устройства, их антикоррозионные покрытия, паровыеспутники, арматура и т. д. должны быть в исправном состоянии, чтобыне допускать загрязнения топлива и его застывания. Минимальная и максимальная температура жидкого топлива врезервуарах должна быть указана в местных инструкциях. 4.1.44. Топливо из резервуаров для подачи в ГТУ должноотбираться плавающим заборным устройством с верхних слоев. 4.1.45. Пробы топлива из придонных слоев резервуаров должныотбираться при инвентаризации и перед включением резервуара вработу. При обнаружении обводненности в придонном слое более 0,5%должны быть приняты меры к предотвращению попадания обводненноготоплива на сжигание. При высоте обводненного слоя выше уровня"мертвого" остатка увлажненный слой должен быть сдренирован вспециальные емкости мазутосклада. 4.1.46. Внутренний осмотр резервуаров с циркуляционнымспособом разогрева должен производиться не реже 1 раза в 5 лет,резервуаров с паровым обогревом - ежегодно с обязательнымигидравлическими испытаниями плотности внутрирезервуарныхподогревателей и устранением повреждений антикоррозионногопокрытия. Резервуары по мере необходимости должны очищаться отдонных отложений. 4.1.47. После монтажа или ремонта трубопроводы жидкого топливадолжны продуваться паром или сжатым воздухом и подвергатьсяхимической промывке и пассивации с последующей промывкойгазотурбинным топливом в количестве, соответствующем трехкратнойвместимости системы. 4.1.48. Вязкость подаваемого на ГТУ топлива должна быть не 2более: при применении механических форсунок -2°ВУ (12 мм /с), при 2использовании воздушных (паровых) форсунок -3°ВУ (20 мм /с). 4.1.49. Жидкое топливо должно быть очищено от механическихпримесей в соответствии с требованиями заводов - изготовителей ГТУ. В местных инструкциях должно быть указано допустимое значениеперепада давления на входе в фильтры и выходе из них, при которомони должны выводиться на очистку. 4.1.50. Периодичность контроля качества топлива и присадки прихранении и подаче топлива на сжигание, места отбора проб иопределяемые показатели качества должны быть установлены местнойинструкцией. 4.1.51. При сжигании в ГТУ жидких топлив, содержащих

коррозионно-агрессивные элементы (ванадий, щелочные металлы и др.)в количестве большем, чем допускается действующими государственнымистандартами и техническими условиями, топливо должно бытьобработано на электростанции в соответствии с местными инструкциями(промывка от солей натрия и калия или добавление антикоррозионнойприсадки).

Газообразное топливо

4.1.52. При эксплуатации газового хозяйства должны бытьобеспечены: бесперебойная подача к топочным горелкам газа требуемогодавления, очищенного от посторонних примесей и конденсата, вколичестве, соответствующем нагрузке котлов; контроль количества и качества поступающего газа; безопасная работа оборудования, а также безопасное проведениеего технического обслуживания и ремонта; своевременное и качественное техническое обслуживание и ремонтоборудования; надзор за техническим состоянием оборудования и его безопаснойэксплуатацией. 4.1.53. Эксплуатация газового хозяйства энергообъектов должнабыть организована в соответствии с положениями действующих правил. 4.1.54. На каждый газопровод и оборудование ГРП должны бытьсоставлены паспорта, содержащие основные данные, характеризующиегазопровод, помещение ГРП, оборудование и КИП, а также сведения овыполняемом ремонте. 4.1.55. На энергообъекте должны быть составлены и утвержденытехническим руководителем перечень газоопасных работ и инструкция,определяющая порядок подготовки и безопасность их проведенияприменительно к конкретным производственным условиям. Газоопасныеработы должны выполняться по наряду. Лица, имеющие право выдачинарядов на газоопасные работы, должны быть назначены приказом поэнергообъекту. Перечень газоопасных работ должен не реже 1 раза вгод пересматриваться и переутверждаться. Особо опасные работы (ввод в эксплуатацию, пуск газа,присоединение газопроводов, ремонт газопроводов и оборудования "подгазом", работы в ГРП с применением сварки и газовой резки) должныпроизводиться по наряду и специальному плану, утвержденномутехническим руководителем энергообъекта. В плане работ должны быть указаны строгая последовательностьпроведения работ, расстановка людей, потребность в механизмах иприспособлениях; мероприятия, обеспечивающие максимальнуюбезопасность данных работ. 4.1.56. Не допускаются колебания давления газа на выходе изГРП, превышающие 10% рабочего. Неисправности регуляторов,вызывающие повышение или понижение рабочего давления, неполадки вработе предохранительных клапанов, а также утечки газа должныустраняться в аварийном порядке. 4.1.57. Подача газа в котельную по обводному газопроводу(байпасу), не имеющему автоматического регулирующего клапана, недопускается. 4.1.58. Проверка срабатывания устройств защиты, блокировок исигнализации должна производиться в сроки, предусмотренныедействующими нормативными документами, но не реже 1 раза в 6месяцев. 4.1.59. Газопроводы при заполнении газом должны быть продутыдо вытеснения всего воздуха. Окончание продувки должно определятьсяанализом отбираемых проб, при этом содержание кислорода в газе недолжно превышать 1%, или сгоранием газа, которое должно происходитьспокойно, без хлопков. Выпуск газовоздушной смеси при продувках газопроводов долженосуществляться в места, где исключена возможность попадания ее в

здания, а также воспламенения от какого-либо источника огня. Газопроводы при освобождении от газа должны продуватьсявоздухом или инертным газом до полного вытеснения газа. Окончаниепродувки определяется анализом. Остаточная объемная доля газа впродувочном воздухе не должна превышать 20% нижнего пределавоспламенения газа. 4.1.60. По утвержденному графику должен проводиться обходтрассы подземных газопроводов, находящихся на территорииэлектростанции. При этом должны проверяться на загазованностьколодцы газопровода, а также расположенные на расстоянии 15 м в обестороны от газопровода другие колодцы (телефонные, водопроводные,теплофикационные, канализационные), коллекторы, подвалы зданий идругие помещения, в которых возможно скопление газа. Для обслуживания подземных газопроводов должны быть составленыи выданы на руки обходчикам маршрутные карты с присвоенными имномерами. В каждой из них должны быть указаны схема трассыгазопроводов и ее длина, а также колодцы подземных коммуникаций иподвалы зданий, расположенные на расстоянии до 15 м в обе стороныот газопроводов. 4.1.61. Наличие газа в подвалах, коллекторах, шахтах, колодцахи других подземных сооружениях должно проверяться газоанализаторомво взрывозащищенном исполнении. Анализ проб воздуха в подвалах зданий может производитьсянепосредственно в подвале газоанализаторами взрывозащищенногоисполнения, а при отсутствии их - путем отбора пробы воздуха изподвала и анализа ее вне здания. При отборе проб воздуха из коллекторов, шахт, колодцев идругих подземных сооружений спускаться в них не допускается. При нахождении в подвале, а также у колодцев, шахт,коллекторов и других подземных сооружений курить и пользоватьсяоткрытым огнем не допускается. 4.1.62. При обнаружении загазованности на трассе должны бытьприняты меры к дополнительной проверке газоанализатором ипроветриванию загазованных подвалов, первых этажей зданий, колодцевкамер, находящихся в радиусе 50 м от обнаруженного места утечки.При обнаружении загазованности подвалов дополнительно должны бытьпредупреждены люди, находящиеся в здании, о недопустимости курения,пользования открытым огнем и электроприборами. Одновременно должны быть приняты неотложные меры к выявлению иустранению утечек газа. 4.1.63. Проверка плотности соединений газопроводов, отысканиемест утечек газа на газопроводах, в колодцах и помещениях должнывыполняться с использованием мыльной эмульсии. Применение огня для обнаружения утечек газа не допускается. Все обнаруженные на действующих газопроводах неплотности инеисправности должны немедленно устраняться. 4.1.64. Сброс удаленной из газопровода жидкости в канализациюне допускается. 4.1.65. Подача и сжигание на энергообъектах доменного икоксового газов должны быть организованы в соответствии сположениями действующих правил. 4.1.66. Особенности эксплуатации при подаче и сжиганиигазогенераторного и сбросно-технологического влажного и сернистого(содержащего меркаптаны или сероводород) природного газа должныопределяться проектом и местной инструкцией.

4.2. Пылеприготовление

4.2.1. При эксплуатации пылеприготовительных установок должнабыть обеспечена бесперебойная подача к горелкам котла угольной пылитребуемой тонкости и влажности в количестве, соответствующемнагрузке котла. Все исправные системы пылеприготовления с прямым вдуванием при

нагрузке котла 100-60% номинальной, как правило, должны быть вработе. Режим работы систем пылеприготовления должен бытьорганизован в соответствии с режимной картой, разработанной наоснове заводских характеристик и испытаний пылеприготовительного итопочного оборудования. 4.2.2. Тепловая изоляция трубопроводов и оборудования должнаподдерживаться в исправном состоянии. 4.2.3. Перед пуском вновь смонтированной илиреконструированной пылеприготовительной установки, а также послеремонта или длительного нахождения в резерве (более 3 сут.) все ееоборудование должно быть осмотрено, проверена исправность КИП,устройств дистанционного управления, защиты, сигнализации,блокировок и автоматики. Пуск и эксплуатация установок с неисправными системамисигнализации, защит и блокировок не допускаются. 4.2.4. Перед пуском вновь смонтированной илиреконструированной установки независимо от вида размалываемоготоплива в целях выявления возможных мест отложений пыли и ихустранения должен быть проведен внутренний осмотр установки совскрытием всех люков и лазов. Открытие люков и лазов, а также внутренний осмотр установкидолжны выполняться с соблюдением всех мер безопасности,предусматриваемых местной инструкцией. Контрольный внутренний осмотр установки с составлением актадолжен быть проведен не позднее чем через 200 ч работы системыпылеприготовления специальной комиссией, назначаемой руководителемэнергообъекта. 4.2.5. Для предупреждения конденсации влаги и налипания пылина элементах оборудования перед пуском должен быть обеспеченпрогрев систем пылеприготовления, режим которого должен бытьустановлен местной инструкцией. 4.2.6. На пылеприготовительных установках должны быть включеныи находиться в исправном состоянии измерительные приборы,регуляторы, устройства сигнализации, защиты и блокировок. Приборы,используемые при измерении температуры в системах контроля,автоматики, защиты, сигнализации, должны быть малоинерционными илисредней инерционности со временем запаздывания не более 20 с. 4.2.7. При эксплуатации пылеприготовительных установок долженбыть организован контроль за следующими процессами, показателями иоборудованием: бесперебойным поступлением топлива в мельницы; уровнями в бункерах сырого угля и пыли для предотвращенияснижения или увеличения уровня по сравнению с предельнымизначениями, указанными в местной инструкции; температурой сушильного агента и пылегазовоздушной смеси навыходе из подсушивающих и размольных установок для предотвращенияее повышения сверх значений, указанных в таблице 4.1.

Таблица 4.1

Температура пылегазовоздушной смеси, °С

+----------------------------------------------------------------------------+| Топливо | Установка с прямым вдуванием, за |Установка с пылевым|| | сепаратором при сушке |бункером при сушке || +------------------------------------| || | воздухом | дымовыми газами | || +-----------------+------------------+-------------------|| | системы|системы | системы| системы |воздухом*|дымовыми || |с молот-|со сред-|с молот-|с мельни-| |газами** || | ковыми |нехолод-| ковыми | цами- | | || |мельни- | ными | мельни-|вентиля- | | || | цами |мельни- | цами | торами | | |

| | | цами | | | | |+-------------------+--------+--------+--------+---------+---------+---------||Экибастузский уголь|210 |150 |- |- |130 |150 |+-------------------+--------+--------+--------+---------+---------+---------||Тощий уголь |180 |150 |- |- |130 |150 |+-------------------+--------+--------+--------+---------+---------+---------||Кузнецкие каменные |130 |130 |180 |- |80 |130 ||угли марок ОС и СС | | | | | | |+-------------------+--------+--------+--------+---------+---------+---------||Другие каменные |130 |130 |180 |- |70 |130 ||угли | | | | | | |+-------------------+--------+--------+--------+---------+---------+---------||Фрезерный торф |80 |- |150 |150 |- |- |+-------------------+--------+--------+--------+---------+---------+---------||Канско-ачинские, |80 |- |180 |220 |70 |120 ||азейские, | | | | | | ||райчихинские, | | | | | | ||башкирский бурые | | | | | | ||угли | | | | | | |+-------------------+--------+--------+--------+---------+---------+---------||Другие бурые угли |100 |- |180 |220 |70 |120 |+-------------------+--------+--------+--------+---------+---------+---------||Сланцы |100 |- |180 |- |- |- |+-------------------+--------+--------+--------+---------+---------+---------||Лигниты |- |- |- |220 |- |- |+-------------------+--------------------------------------------------------||Антрацитовый штыб | не нормируется |+----------------------------------------------------------------------------+

* При сушке воздухом - температура смеси за мельницей. ** При сушке дымовыми газами при работе мельниц ШБМ - температура смесиза мельницей, при других типах мельниц - за сепаратором.

протоком масла через подшипники с жидкой принудительнойсмазкой мельниц и их электродвигателей; уровнем вибрации блоков подшипников; температурой масла в блоке подшипников; температурой пыли в бункере для предотвращения во всех режимахработы установки повышения ее сверх значений, указанных втаблице 4.1; исправностью предохранительных клапанов; состоянием изоляции и плотностью всех элементов установки(выбивание пыли должно быть немедленно устранено); током электродвигателей оборудования пылеприготовительнойустановки; давлением сушильного агента перед подсушивающим устройствомили мельницей, перед и за мельничным вентилятором имельницей-вентилятором; сопротивлением шаровых барабанных и среднеходных мельниц; содержанием кислорода в сушильном агенте в конце установки присушке дымовыми газами (в местах, предусмотренных положениямидействующих правил); расходом сушильного агента на системах пылеприготовления спрямым вдуванием с молотковыми и среднеходными мельницами; тонкостью пыли, кроме установок с прямым вдуванием. 4.2.8. После пуска новых пылеприготовительных установок или ихреконструкции, а также после капитального ремонта должныпроизводиться отбор проб пыли и другие измерения для составленияновой или корректировки действующей режимной карты. 4.2.9. Контроль за тонкостью пыли при эксплуатациипылеприготовительных установок с пылевым бункером долженосуществляться по пробам пыли из-под циклона с частотой отбора,устанавливаемой местной инструкцией.

В установках с прямым вдуванием тонкость пыли должнаконтролироваться косвенным путем по количеству сушильного агента,поступающего на мельницу, и по положению регулирующих органовсепаратора. 4.2.10. Контроль и устранение присосов воздуха впылеприготовительных установках должны быть организованы пографику, утвержденному техническим руководителем энергообъекта, ноне реже 1 раза в месяц, а также после капитального или среднегоремонта. Присосы воздуха в пылеприготовительной установке должны бытьне выше значений, приведенных в таблице 4.2 и выраженных впроцентах от расхода сухого сушильного агента на входе в установкубез учета испаренной влаги топлива.

Таблица 4.2

Присосы воздуха в системы пылеприготовления, %

+-----------------------------------------------------------------------------+| Расход |Системы пылеприготовления с бункером пыли при сушке | Системы ||сушильного+----------------------------------------------------| пылеприго- || агента, |воздушной и газовоздушной| газовоздушной с забором | товления || 3 | в случае установки перед|газов из газоходов за счет| прямого ||тыс. м /ч | мельницами дымососов | разрежения, создаваемого | вдувания с || | рециркуляции | мельничным вентилятором | мельницами- || +-------------------------+--------------------------|вентиляторами|| | с ШБМ |с мельницами| с ШБМ | с мельницами | при газо- || | |других типов| | других типов | воздушной || | | | | | сушке |+----------+------------+------------+-----------+--------------+-------------||До 50 |30 |25 |40 |35 |40 |+----------+------------+------------+-----------+--------------+-------------||51-100 |25 |20 |35 |30 |35 |+----------+------------+------------+-----------+--------------+-------------||101-150 |22 |17 |32 |27 |30 |+----------+------------+------------+-----------+--------------+-------------||Свыше 150 |20 |15 |30 |25 |25 |+-----------------------------------------------------------------------------+

В системах с прямым вдуванием пыли при воздушной сушкезначения присосов не определяются, а плотность установки должнапроверяться путем ее опрессовки. 4.2.11. В разомкнутых пылеприготовительных (сушильных)установках по графику, утвержденному техническим руководителемэнергообъекта, должно контролироваться состояние устройств дляочистки отработавшего сушильного вентилирующего агента,аэродинамические сопротивления циклонов, фильтров, скрубберов. Не реже 2 раз в год, а также после капитального ремонта илиреконструкции должна проверяться эффективность очистки от пылиотработавшего сушильного агента. 4.2.12. Для предупреждения слеживания пыли в бункерах онадолжна периодически срабатываться до минимального уровня.Периодичность срабатывания должна быть установлена местнойинструкцией. В зависимости от способности пыли к слеживанию исамовозгоранию должен быть установлен предельный срок ее хранения вбункерах. При каждом останове систем пылеприготовления на срок,превышающий предельный срок хранения пыли в бункерах, при переходеэлектростанции на длительное сжигание газа или мазута, а такжеперед капитальным ремонтом котла пыль должна быть полностьюсработана в топку работающего котла, бункера осмотрены и очищены. Подавать пыль в топку неработающего котла не допускается. Шнеки и другие устройства для транспортирования пыли перед

остановом должны быть освобождены от находящейся в них пыли путемспуска ее в бункера. 4.2.13. Бункера сырого топлива, склонного к зависанию исамовозгоранию, должны периодически, но не реже 1 раза в 10 сут.,срабатываться до минимально допустимого уровня. При переходе на длительное сжигание газа и мазута бункеракотла должны быть полностью опорожнены. 4.2.14. Для поддержания установленной шаровой загрузкибарабанных мельниц в них должна быть организована регулярнаядобавка шаров диаметром 40 мм, прошедших термическую обработку, ствердостью не ниже 400 НВ. Периодичность добавки шаров должна быть такой, чтобыфактическая шаровая загрузка снижалась не более чем на 5%оптимальной. Во время ремонта при сортировке шары диаметром менее 15 ммдолжны быть удалены. 4.2.15. Систематически по графику должны осматриватьсяизнашивающиеся элементы пылеприготовительных установок (била,билодержатели, броня, рабочие колеса, валки, уплотнения и т. п.) ипри необходимости заменяться или ремонтироваться. Должны такжеподдерживаться в исправности защитные устройства, устанавливаемыена быстроизнашивающихся участках (коленах пылепроводов, течкахсепараторов и др.). 4.2.16. Сварочные работы в помещениях пылеприготовительныхустановок допускаются только на тяжелых и громоздких деталяхнеработающих установок после освобождения их от пыли при соблюдениимер, предусмотренных положениями действующих нормативныхдокументов. 4.2.17. В помещениях пылеприготовительных установок должнасоблюдаться чистота, регулярно производиться тщательная уборка,удаление пыли со стен, подоконников, перекрытий, лестниц,поверхностей оборудования и с других мест отложения пыли. Приобнаружении пылений необходимо принимать меры к их немедленномуустранению. Особое внимание должно обращаться на предотвращениенакапливания пыли на горячих поверхностях оборудования. Уборкапомещений должна быть механизированной, без взвихривания пыли. Принеобходимости ручной уборки пыли ее разрешается выполнять лишьпосле предварительного увлажнения пыли водой путем разбрызгивания. Сметать или тушить тлеющий очаг в помещении или внутриоборудования струей воды, огнетушителем либо другим способом,могущим вызвать взвихривание пыли, не допускается.

4.3. Паровые и водогрейные котельные установки

4.3.1. При эксплуатации котлов должны быть обеспечены: надежность и безопасность работы всего основного ивспомогательного оборудования; возможность достижения номинальной паропроизводительностикотлов, параметров и качества пара и воды; экономичный режим работы, установленный на основе испытаний изаводских инструкций; регулировочный диапазон нагрузок, определенный для каждоготипа котла и вида сжигаемого топлива; изменение паропроизводительности котлов в пределахрегулировочного диапазона под воздействием устройств автоматики; минимально допустимые нагрузки; допустимые выбросы вредных веществ в атмосферу. 4.3.2. Вновь вводимые в эксплуатацию котлы давлением 2100 кгс/см (9,8 МПа)<1> и выше должны после монтажа подвергатьсяхимической очистке совместно с основными трубопроводами и другимиэлементами водопарового тракта. Котлы давлением ниже 2

100 кгс/см (9,8 МПа) и водогрейные котлы перед вводом вэксплуатацию должны подвергаться щелочению. Непосредственно после химической очистки и щелочения должныбыть приняты меры к защите очищенных поверхностей от стояночнойкоррозии. 4.3.3. Перед пуском котла после среднего или капитальногоремонта должны быть проверены исправность и готовность к включениюосновного и вспомогательного оборудования, КИП, средствдистанционного и автоматического управления, устройствтехнологической защиты, блокировок, средств информации иоперативной связи. Выявленные при этом неисправности должны бытьустранены до пуска. Перед пуском котла после нахождения его в резерве более 3 сут.должны быть проверены: работоспособность оборудования, КИП, средствдистанционного и автоматического управления, устройствтехнологической защиты, блокировок, средств информации и связи;прохождение команд технологических защит на все исполнительныеустройства; исправность и готовность к включению тех устройств иоборудования, на которых за время простоя производились ремонтныеработы. Выявленные при этом неисправности должны быть устранены допуска. При неисправности защитных блокировок и устройств защиты,действующих на останов котла, пуск его не допускается. 4.3.4. Пуск котла должен быть организован под руководствомначальника смены или старшего машиниста, а после капитального илисреднего ремонта - под руководством начальника цеха или егозаместителя. 4.3.5. Перед растопкой барабанный котел должен быть заполнендеаэрированной питательной водой. Прямоточный котел должен быть заполнен питательной водой,качество которой должно соответствовать инструкции по эксплуатациив зависимости от схемы обработки питательной воды. 4.3.6. Заполнение неостывшего барабанного котла разрешаетсяпри температуре металла верха опорожненного барабана не выше 160°С. Если температура металла верха барабана превышает 140°С,заполнение его водой для гидроопрессовки не допускается. 4.3.7. Заполнение водой прямоточного котла, удаление из неговоздуха, а также операции при промывке от загрязнений должныпроизводиться на участке до встроенных в тракт котла задвижек присепараторном режиме растопки или по всему тракту при прямоточномрежиме растопки. Растопочный расход воды должен быть равен 30% номинального.Другое значение растопочного расхода может быть определено лишьинструкцией завода-изготовителя или инструкцией по эксплуатации,скорректированной на основе результатов испытаний. 4.3.8. Расход сетевой воды перед растопкой водогрейного котладолжен быть установлен и поддерживаться в дальнейшей работе не нижеминимально допустимого, определяемого заводом-изготовителем длякаждого типа котла. 4.3.9. При растопке прямоточных котлов блочных установокдавление перед встроенными в тракт котла задвижками должно 2поддерживаться на уровне 120-130 кгс/см (12-13 МПа) для котлов с 2рабочим давлением 140 кгс/см (13,8 МПа) и 2240-250 кгс/см (24-25 МПа) для котлов на сверхкритическоедавление. Изменение этих значений или растопка на скользящем давлениидопускается по согласованию с заводом-изготовителем на основеспециальных испытаний. 4.3.10. Перед растопкой и после останова котла топка игазоходы, включая рециркуляционные, должны быть провентилированы

дымососами, дутьевыми вентиляторами и дымососами рециркуляции приоткрытых шиберах газовоздушного тракта не менее 10 мин. с расходомвоздуха не менее 25% номинального. Вентиляция котлов, работающих под наддувом, водогрейных котловпри отсутствии дымососов должна осуществляться дутьевымивентиляторами и дымососами рециркуляции. Перед растопкой котлов из неостывшего состояния присохранившемся избыточном давлении в пароводяном тракте вентиляциядолжна начинаться не ранее чем за 15 мин. до розжига горелок. 4.3.11. Перед растопкой котла на газе должна быть произведенаконтрольная опрессовка газопроводов котла воздухом и проверенагерметичность закрытия запорной арматуры перед горелками газом всоответствии с действующими инструкциями. 4.3.12. При растопке котлов должны быть включены дымосос идутьевой вентилятор, а котлов, работа которых рассчитана бездымососов, - дутьевой вентилятор. 4.3.13. С момента начала растопки котла должен бытьорганизован контроль за уровнем воды в барабане. Продувка верхних водоуказательных приборов должна выполняться: 2 для котлов давлением 40 кгс/см (3,9 МПа) и ниже - при 2избыточном давлении в котле около 1 кгс/см (0,1 МПа) и передвключением в главный паропровод; 2 для котлов давлением более 40 кгс/см (3,9 МПа) - при 2избыточном давлении в котле 3 кгс/см (0,3 МПа) и при давлении 215-30 кгс/см (1,5-3 МПа). Сниженные указатели уровня воды должны быть сверены сводоуказательными приборами в процессе растопки (с учетомпоправок). 4.3.14. Растопка котла из различных тепловых состояний должнавыполняться в соответствии с графиками пуска, составленными наоснове инструкции завода-изготовителя и результатов испытанийпусковых режимов. 4.3.15. В процессе растопки котла из холодного состояния послекапитального и среднего ремонта, но не реже 1 раза в год, должнопроверяться по реперам тепловое перемещение экранов, барабанов иколлекторов. 4.3.16. Если до пуска котла на нем производились работы,связанные с разборкой фланцевых соединений и лючков, то при 2избыточном давлении 3-5 кгс/см (0,3-0,5 МПа) должны быть подтянутыболтовые соединения. Подтяжка болтовых соединений при большем давлении недопускается. 4.3.17. При растопках и остановах котлов давлением выше 2100 кгс/см (9,8 МПа) должен быть организован контроль затемпературным режимом барабана. Скорость прогрева и охлаждениянижней образующей барабана и перепад температур между верхней инижней образующими барабана не должны превышать допустимыхзначений:Скорость прогрева при растопке котла, °С/10 мин. 30Скорость охлаждения при останове котла, °С/10 мин. 20Перепад температур при растопке котла, °С 60Перепад температур при останове котла, °С 80

4.3.18. Включение котла в общий паропровод должнопроизводиться после дренирования и прогрева соединительногопаропровода. Давление пара за котлом при включении должно быть

равно давлению в общем паропроводе. 4.3.19. Переход на сжигание твердого топлива (начало подачи втопку пыли) на котлах, работающих на топливах с выходом летучихменее 15%, разрешается при тепловой нагрузке топки на растопочномтопливе не ниже 30% номинальной. При работе на топливах с выходомлетучих более 15% разрешается подача пыли при меньшей тепловойнагрузке, которая должна быть установлена местной инструкциейисходя из обеспечения устойчивого воспламенения пыли. При пуске котла после кратковременного простоя (до 30 мин.)разрешается переход на сжигание твердого топлива с выходом летучихменее 15% при тепловой нагрузке топки не ниже 15% номинальной. 4.3.20. Режим работы котла должен строго соответствоватьрежимной карте, составленной на основе испытания оборудования иинструкции по эксплуатации. В случае реконструкции котла иизменения марки и качества топлива режимная карта должна бытьскорректирована. 4.3.21. При работе котла должны соблюдаться тепловые режимы,обеспечивающие поддержание допустимых температур пара в каждойступени и каждом потоке первичного и промежуточногопароперегревателей. 4.3.22. При работе котла верхний предельный уровень воды вбарабане должен быть не выше, а нижний предельный уровень не нижеуровней, устанавливаемых на основе данных завода-изготовителя ииспытаний оборудования. 4.3.23. Поверхности нагрева котельных установок с газовойстороны должны содержаться в эксплуатационно чистом состоянии путемподдержания оптимальных режимов и применения механизированныхсистем комплексной очистки (паровые, воздушные или водяныеаппараты, устройства импульсной очистки, виброочистки, дробеочисткии др.). Предназначенные для этого устройства, а также средствадистанционного и автоматического управления ими должны быть впостоянной готовности к действию. Периодичность очистки поверхностей нагрева должна бытьрегламентирована графиком или местной инструкцией. 4.3.24. При эксплуатации котлов, как правило, должны бытьвключены все работающие тягодутьевые машины. Длительная работа приотключении части тягодутьевых машин допускается при условииобеспечения равномерного газовоздушного и теплового режима посторонам котла. При этом должна быть обеспечена равномерностьраспределения воздуха между горелками и исключен переток воздуха(газа) через остановленный вентилятор (дымосос). 4.3.25. На паровых котлах, сжигающих в качестве основноготоплива мазут с содержанием серы более 0,5%, в регулировочномдиапазоне нагрузок его сжигание должно осуществляться, как правило,при коэффициентах избытка воздуха на выходе из топки менее 1,03.При этом обязательно выполнение установленного комплексамероприятий по переводу котлов на этот режим (подготовка топлива,применение соответствующих конструкций горелочных устройств ифорсунок, уплотнение топки, оснащение котла дополнительнымиприборами контроля и средствами автоматизации процесса горения). 4.3.26. Мазутные форсунки перед установкой на место должныбыть испытаны на водяном стенде в целях проверки ихпроизводительности, качества распыливания и угла раскрытия факела.Разница в номинальной производительности отдельных форсунок вкомплекте, устанавливаемом на мазутный котел, должна быть не более1,5%. Каждый котел должен быть обеспечен запасным комплектомфорсунок. Применение нетарированных форсунок не допускается. 4.3.27. Работа мазутных форсунок, в том числе растопочных, безорганизованного подвода к ним воздуха не допускается. При эксплуатации форсунок и паромазутопроводов котельнойдолжны быть выполнены условия, исключающие попадание мазута впаропровод.

4.3.28. При эксплуатации котлов температура воздуха, °С,поступающего в воздухоподогреватель, должна быть не ниже следующихзначений:

+-----------------------------------------------------------------+| Вид топлива | Воздухоподогреватель || +------------------------|| |трубчатый|регенеративный|+----------------------------------------+---------+--------------||Бурые угли (S <= 0,4%), торф, сланцы |50 |30 || пр | | |+----------------------------------------+---------+--------------||Канско-ачинские бурые угли |65 |- |+----------------------------------------+---------+--------------||Каменный уголь (S <= 0,4%), антрациты |30 |30 || пр | | |+----------------------------------------+---------+--------------||Экибастузский уголь (S <= 0,4%) |75 |55 || пр | | |+----------------------------------------+---------+--------------||Бурый уголь (S > 0,4%) |80 |60 || пр | | |+----------------------------------------+---------+--------------||Подмосковный бурый уголь (S > 0,4%) |140 |- || пр | | |+----------------------------------------+---------+--------------||Каменный уголь (S > 0,4%) |60 |50 || пр | | |+----------------------------------------+---------+--------------||Мазут с содержанием серы более 0,5% |110 |70 |+----------------------------------------+---------+--------------||Мазут с содержанием серы 0,5% и менее |90 |50 |+-----------------------------------------------------------------+

Температура предварительного подогрева воздуха при сжиганиисернистого мазута должна быть выбрана такой, чтобы температурауходящих газов в регулировочном диапазоне нагрузок котла была нениже 150°С. В случае сжигания мазута с предельно малыми коэффициентамиизбытка воздуха на выходе из топки (менее 1,03) или примененияэффективных антикоррозионных средств (присадок, материалов,покрытий) температура воздуха перед воздухоподогревателями можетбыть снижена по сравнению с указанными значениями и установлена наосновании опыта эксплуатации. Растопка котла на сернистом мазуте должна производиться спредварительно включенной системой подогрева воздуха (калориферы,система рециркуляции горячего воздуха). Температура воздуха передвоздухоподогревателем в начальный период растопки на мазутном котледолжна быть, как правило, не ниже 90°С. 4.3.29. Все котлы, сжигающие твердое топливо в пылевидномсостоянии с потерями тепла от механической неполноты сгорания,превышающими 0,5%, должны быть оборудованы постоянно действующимиустановками для отбора проб летучей золы в целях контроля зауказанными потерями. Периодичность отбора проб уноса должна бытьустановлена местной инструкцией, но не реже 1 раза в смену присжигании АШ и тощих углей и не реже 1 раза в сутки при другихтопливах. 4.3.30. Обмуровка котлов должна быть в исправном состоянии.При температуре окружающего воздуха 25°С температура на поверхностиобмуровки должна быть не более 45°С. 4.3.31. Топка и весь газовый тракт котлов должны бытьплотными. Присосы воздуха в топку и в газовый тракт до выхода изпароперегревателя для паровых газомазутных котлов

паропроизводительностью до 420 т/ч должны быть не более 5, длякотлов паропроизводительностью выше 420 т/ч - 3%, для пылеугольныхкотлов - соответственно 8 и 5%. Топки и газоходы с цельносварными экранами должны бытьбесприсосными. Присосы в газовый тракт на участке от входа в экономайзер (дляпылеугольных водогрейных котлов - от входа в воздухоподогреватель)до выхода из дымососа должны быть (без учета золоулавливающихустановок) при трубчатом воздухоподогревателе не более 10, прирегенеративном - не более 25%. Присосы в топку и газовый тракт водогрейных газомазутныхкотлов должны быть не более 5, пылеугольных (без учетазолоулавливающих установок) - не более 10%. Присосы воздуха в электрофильтры должны быть не более 10, взолоулавливающие установки других типов - не более 5%. Нормы присосов даны в процентах теоретически необходимогоколичества воздуха для номинальной нагрузки котлов. 4.3.32. Плотность ограждающих поверхностей котла и газоходовдолжна контролироваться путем осмотра и определения присосоввоздуха 1 раз в месяц. Присосы в топку должны определяться не реже1 раза в год, а также до и после среднего и капитального ремонта.Неплотности топки и газоходов котла должны быть устранены. 4.3.33. Эксплуатационные испытания котла для составлениярежимной карты и корректировки инструкции по эксплуатации должныпроводиться при вводе его в эксплуатацию, после внесенияконструктивных изменений, при переходе на другой вид или маркутоплива, а также для выяснения причин отклонения параметров отзаданных. Котлы должны быть оборудованы необходимыми приспособлениямидля проведения эксплуатационных испытаний. 4.3.34. При выводе котла в резерв или ремонт должны бытьприняты меры для консервации поверхностей нагрева котла икалориферов в соответствии с действующими указаниями по консервациитеплоэнергетического оборудования. 4.3.35. Внутренние отложения из поверхностей нагрева котловдолжны быть удалены при водных отмывках во время растопок иостановов или при химических очистках. Периодичность химических очисток должна быть определенаместными инструкциями по результатам количественного анализавнутренних отложений. 4.3.36. Подпитывать остановленный котел с дренированием воды вцелях ускорения охлаждения барабана не допускается. 4.3.37. Спуск воды из остановленного котла с естественнойциркуляцией разрешается после понижения давления в нем до 210 кгс/см (1 МПа), а при наличии вальцовочных соединений - притемпературе воды не выше 80°С. Из остановленного прямоточного котларазрешается спускать воду при давлении выше атмосферного, верхнийпредел этого давления должен быть установлен местной инструкцией взависимости от системы дренажей и расширителей. При останове котлов блочных электростанций должнопроизводиться обеспаривание промежуточного пароперегревателя вконденсатор турбины. 4.3.38. При останове котла в резерв после вентиляции топки игазоходов не более 15 мин. тягодутьевые машины должны бытьостановлены; все отключающие шиберы на газовоздуховодах, лазы илючки, а также направляющие аппараты тягодутьевых машин должны бытьплотно закрыты. 4.3.39. В зимний период на котле, находящемся в резерве илиремонте, должно быть установлено наблюдение за температуройвоздуха. При температуре воздуха в котельной или наружной при открытойкомпоновке ниже 0°С должны быть приняты меры к поддержанию

положительных температур воздуха в топке и газоходах, в укрытиях убарабана, в районах продувочных и дренажных устройств, калориферов,импульсных линий и датчиков КИП, также должен быть организованподогрев воды в котлах или циркуляция ее через экранную систему. 4.3.40. Режим расхолаживания котлов после останова при выводеих в ремонт должен быть определен инструкциями по эксплуатации.Расхолаживание котлов с естественной циркуляцией тягодутьевымимашинами разрешается при обеспечении допустимой разности температурметалла между верхней и нижней образующими барабана. Допускаютсярежимы с поддержанием и без поддержания уровня-воды в барабане. Расхолаживание прямоточных котлов можно осуществлятьнепосредственно после останова. 4.3.41. Надзор дежурного персонала за остановленным котломдолжен быть организован до полного понижения в нем давления иснятия напряжения с электродвигателей; контроль за температуройгаза и воздуха в районе воздухоподогревателя и уходящих газов можетбыть прекращен не ранее чем через 24 ч после останова. 4.3.42. При работе котлов на твердом или газообразном топливе,когда мазут является резервным или растопочным топливом, схемымазутохозяйства и мазутопроводов должны быть в состоянии,обеспечивающем немедленную подачу мазута к котлам. 4.3.43. При разрыве мазутопровода или газопровода в пределахкотельной или сильных утечках мазута (газа) должны быть приняты всемеры к прекращению истечения топлива через поврежденные участкивплоть до отключения мазутонасосной и закрытия запорной арматуры наГРП, а также предупреждению пожара или взрыва. 4.3.44. Котел должен быть немедленно<2> остановлен (отключен)персоналом при отказе в работе защит или при их отсутствии вслучаях: а) недопустимого<3> повышения или понижения уровня воды вбарабане или выхода из строя всех приборов контроля уровня воды вбарабане; б) быстрого понижения уровня воды в барабане, несмотря наусиленное питание котла; в) выхода из строя всех расходомеров питательной водыпрямоточного парового и водогрейного котлов (если при этомвозникают нарушения режима, требующие подрегулировки питания) илипрекращения питания любого из потоков прямоточного котла более чемна 30 с; г) прекращения действия всех питательных устройств (насосов); д) недопустимого повышения давления в пароводяном тракте; е) прекращения действия более 50% предохранительных клапановили других заменяющих их предохранительных устройств; ж) недопустимого повышения или понижения давления в трактепрямоточного котла до встроенных задвижек; недопустимого понижениядавления в тракте водогрейного котла более чем на 10 с; з) разрыва труб пароводяного тракта или обнаружения трещин,вспучин в основных элементах котла (барабане, коллекторах, выносныхциклонах, паро- и водоперепускных, а также водоопускных трубах), впаропроводах, питательных трубопроводах и пароводяной арматуре; и) погасания факела в топке; к) недопустимого понижения давления газа или мазута зарегулирующим клапаном (при работе котла на одном из этих видовтоплива); л) одновременного понижения давления газа и мазута (присовместном их сжигании) за регулирующими клапанами ниже пределов,установленных местной инструкцией; м) отключения всех дымососов (для котлов с уравновешеннойтягой) или дутьевых вентиляторов либо всех регенеративныхвоздухоподогревателей; н) взрыва в топке, взрыва или загорания горючих отложений вгазоходах и золоулавливающей установке, разогрева докрасна несущихбалок каркаса или колонн котла, при обвале обмуровки, а также

других повреждениях, угрожающих персоналу или оборудованию; о) прекращения расхода пара через промежуточныйпароперегреватель; п) снижения расхода воды через водогрейный котел нижеминимально допустимого более чем на 10 с; р) повышения температуры воды на выходе из водогрейного котлавыше допустимой; с) пожара, угрожающего персоналу, оборудованию или цепямдистанционного управления отключающей арматуры, входящей в схемузащиты котла; т) исчезновения напряжения на устройствах дистанционного иавтоматического управления или на всех КИП; у) разрыва мазутопровода или газопровода в пределах котла. 4.3.45. Котел должен быть остановлен по распоряжениютехнического руководителя электростанции с уведомлением диспетчераэнергосистемы в случаях: а) обнаружения свищей в трубах поверхностей нагрева, паро- иводоперепускных, а также водоопускных трубах котлов, паропроводах,коллекторах, в питательных трубопроводах, а также течей и парений варматуре, фланцевых и вальцовочных соединениях; б) недопустимого превышения температуры металла поверхностейнагрева, если понизить температуру изменением режима работы котлане удается; в) выхода из строя всех дистанционных указателей уровня воды вбарабане котла; г) резкого ухудшения качества питательной воды по сравнению сустановленными нормами; д) прекращения работы золоулавливающих установок напылеугольном котле; е) неисправности отдельных защит или устройств дистанционногои автоматического управления и контрольно-измерительных приборов. ________________ <1> Здесь и ниже приведено номинальное значение давления парана выходе из котла в соответствии с действующими государственнымистандартами. <2> Указание о немедленном останове здесь и далее следуетпонимать буквально, т. е. в таких ситуациях оперативный персоналдолжен действовать самостоятельно, без согласования своих действийс руководством цеха. <3> Под недопустимым повышением или понижением параметровздесь и далее понимаются указанные в местных инструкциях предельныезначения, соответствующие уставкам защиты.

4.4. Паротурбинные установки

4.4.1. При эксплуатации паротурбинных установок должны бытьобеспечены: надежность работы основного и вспомогательного оборудования; готовность принятия номинальных электрической и тепловойнагрузок и их изменения до технического минимума; нормативные показатели экономичности основного ивспомогательного оборудования. 4.4.2. Система автоматического регулирования турбины должна: устойчиво выдерживать заданные электрическую и тепловуюнагрузки и обеспечивать возможность их плавного изменения; устойчиво поддерживать частоту вращения ротора турбины нахолостом ходу и плавно ее изменять (в пределах рабочего диапазонамеханизма управления турбиной) при номинальных и пусковыхпараметрах пара; удерживать частоту вращения ротора турбины ниже уровнянастройки срабатывания автомата безопасности при мгновенном сброседо нуля электрической нагрузки (в том числе при отключениигенератора от сети), соответствующей максимальному расходу пара при

номинальных его параметрах и максимальных пропусках пара в частьнизкого давления турбины. 4.4.3. Параметры работы системы регулирования паровых турбиндолжны удовлетворять государственным стандартам России итехническим условиям на поставку турбин. Для всего парка эксплуатируемых турбин, выпущенных ранее01.01.1991, а также турбин иностранных фирм значения этихпараметров должны соответствовать значениям, указанным ниже:

Степень неравномерности регулирования частоты вращения(при номинальных параметрах пара)<1>, % 4-5Местная степень неравномерности по частоте вращения, %:минимальная в любом диапазоне нагрузок, не ниже 2,5максимальная:в диапазоне нагрузок до 15% N , не более 10 номв диапазоне нагрузок от 15% N до максимальной, не более 6 номСтепень нечувствительности<2> по частоте вращения, %, не более 0,3Степень нечувствительности регулирования давления пара вотборах и противодавления: \ 2при давлении в отборе (противодавлении) менее 2,5 кгс/см(0,25 МПа), кПа, не более 5 2при давлении в отборе (противодавлении) 2,5 кгс/см (0,25 МПа)и выше, %, не более 2 ________________ <1> Для турбин типа Р степень неравномерности допускается4,5-6,5%. <2> Для турбин выпуска до 1950 г. степень нечувствительностидопускается до 0,5%.

Степень неравномерности регулирования давления пара врегулируемых отборах и противодавления должна удовлетворятьтребованиям потребителя, согласованным с заводом - изготовителемтурбин, и не допускать срабатывания предохранительных клапанов(устройств). 4.4.4. Все проверки и испытания системы регулирования и защитытурбины от повышения частоты вращения должны выполняться всоответствии с инструкциями заводов - изготовителей турбин идействующими руководящими документами. 4.4.5. Автомат безопасности должен срабатывать при повышениичастоты вращения ротора турбины на 10-12% сверх номинальной или дозначения, указанного заводом-изготовителем. Настройку автомата безопасности рекомендуется производить наспециальном разгонном стенде. При срабатывании автомата безопасности должны закрываться: стопорные, регулирующие (стопорно-регулирующие) клапанысвежего пара и пара промперегрева; стопорные (отсечные), регулирующие и обратные клапаны, а такжерегулирующие диафрагмы и заслонки отборов пара; отсечные клапаны на паропроводах связи со стороннимиисточниками пара. 4.4.6. Система защиты турбины от повышения частоты вращенияротора (включая все ее элементы) должна быть испытана увеличениемчастоты вращения выше номинальной в следующих случаях (если нетспециальных указаний завода-изготовителя): а) после монтажа турбины; б) после капитального ремонта; в) перед испытанием системы регулирования сбросом нагрузки сотключением генератора от сети; г) при пуске после разборки автомата безопасности;

д) при пуске после длительного (более 3 мес.) простоя турбиныв случае отсутствия возможности проверки срабатывания бойковавтомата безопасности и всех цепей защиты (с воздействием наисполнительные органы) без увеличения частоты вращения вышеноминальной; е) при пуске после простоя турбины в резерве более 1 мес. вслучае отсутствия возможности проверки срабатывания бойков автоматабезопасности и всех цепей защиты (с воздействием на исполнительныеорганы) без увеличения частоты вращения выше номинальной; ж) при пуске после разборки системы регулирования или ееотдельных узлов; з) при проведении плановых испытаний (не реже 1 раза в 4 мес). В случаях "ж" и "з" допускается испытание защиты безувеличения частоты вращения выше номинальной (в диапазоне,указанном заводом - изготовителем турбины), но с обязательнойпроверкой действия всех цепей защиты. Испытания защиты турбины увеличением частоты вращения должныпроводиться под руководством начальника цеха или его заместителя. 4.4.7. Стопорные и регулирующие клапаны свежего пара и парапосле промперегрева должны быть плотными. Плотность стопорных и регулирующих клапанов свежего пара, атакже пара промперегрева должна проверяться раздельным испытаниемкаждой группы. Критерием плотности служит частота вращения ротора турбины,которая устанавливается после полного закрытия проверяемых клапановпри полном (номинальном) или частичном давлении пара перед этимиклапанами. Допустимое значение частоты вращения определяетсяинструкцией завода-изготовителя или действующими руководящимидокументами, а для турбин, критерии проверки которых не оговорены винструкциях завода-изготовителя или действующих руководящихдокументах, не должно быть выше 50% номинальной при номинальныхпараметрах перед проверяемыми клапанами и номинальном давленииотработавшего пара. При одновременном закрытии всех стопорных и регулирующихклапанов и номинальных параметрах свежего пара и противодавления(вакуума) пропуск пара через них не должен вызывать вращения роторатурбины. Проверка плотности клапанов должна производиться после монтажатурбины, перед испытанием автомата безопасности повышением частотывращения, перед остановом турбины в капитальный ремонт, при пускепосле него, но не реже 1 раза в год. При выявлении в процессеэксплуатации турбины признаков снижения плотности клапанов (припуске или останове турбины) должна быть проведена внеочереднаяпроверка их плотности. 4.4.8. Стопорные и регулирующие клапаны свежего пара и парапромперегрева, стопорные (отсечные) и регулирующие клапаны(диафрагмы) отборов пара, отсечные клапаны на паропроводах связи состоронними источниками пара должны расхаживаться: на полный ход -перед пуском турбины и в случаях, предусмотренных местнойинструкцией или инструкцией завода-изготовителя; на часть хода -ежесуточно во время работы турбины. При расхаживании клапанов на полный ход должны бытьпроконтролированы плавность их хода и посадка. 4.4.9. Плотность обратных клапанов регулируемых отборов исрабатывание предохранительных клапанов этих отборов должныпроверяться не реже 1 раза в год и перед испытанием турбины насброс нагрузки. Обратные клапаны регулируемых отопительных отборов пара, неимеющих связи с отборами других турбин, РОУ и другими источникамипара, проверке на плотность можно не подвергать, если нетспециальных указаний завода-изготовителя. Посадка обратных клапанов всех отборов должна быть проверенаперед каждым пуском и при останове турбины, а при нормальной

работе - периодически по графику, определяемому техническимруководителем электростанции, но не реже 1 раза в 4 мес. При неисправности обратного клапана работа турбины ссоответствующим отбором пара не допускается. 4.4.10. Проверка времени закрытия стопорных (защитных,отсечных) клапанов, а также снятие характеристик системырегулирования на остановленной турбине и при ее работе на холостомходу для проверки их соответствия положениям п. 4.4.3 настоящихПравил и данным завода-изготовителя должны выполняться: после монтажа турбины; непосредственно до и после капитального ремонта турбины илиремонта основных узлов системы регулирования или парораспределения. Снятие характеристик системы регулирования при работе турбиныпод нагрузкой, необходимых для построения статическойхарактеристики, должно выполняться: после монтажа турбины; после капитального ремонта турбины или ремонта основных узловсистемы регулирования или парораспределения. 4.4.11. Испытания системы регулирования турбины мгновеннымсбросом нагрузки, соответствующей максимальному расходу пара,должны выполняться: при приемке турбин в эксплуатацию после монтажа; после реконструкции, изменяющей динамическую характеристикутурбоагрегата или статическую и динамическую характеристики системырегулирования. Испытания системы регулирования серийных турбин, оснащенныхэлектрогидравлическими преобразователями (ЭГП), могут бытьпроизведены путем парового сброса нагрузки (мгновенным закрытиемтолько регулирующих клапанов) без отключения генератора от сети. На головных образцах турбин и на первых образцах турбин,подвергшихся реконструкции (с изменением динамическойхарактеристики агрегата или характеристик регулирования), и на всехтурбинах, не оснащенных ЭГП, испытания должны проводиться сосбросом электрической нагрузки путем отключения генератора от сети. 4.4.12. При выявлении отклонений фактических характеристикрегулирования и защиты от нормативных значений, увеличения временизакрытия клапанов сверх указанного заводом-изготовителем или вместной инструкции или ухудшения их плотности должны бытьопределены и устранены причины этих отклонений. 4.4.13. Эксплуатация турбин с введенным в работу ограничителеммощности допускается как временное мероприятие только по условияммеханического состояния турбоустановки с разрешения техническогоруководителя электростанции. При этом нагрузка турбины должна бытьниже уставки ограничителя не менее чем на 5%. 4.4.14. При эксплуатации систем маслоснабжения турбоустановкидолжны быть обеспечены: надежность работы агрегатов на всех режимах; пожаробезопасность; поддержание нормальных качества масла и температурного режима; предотвращение протечек масла и попадания его в охлаждающуюсистему и окружающую среду. 4.4.15. Резервные и аварийные масляные насосы и устройства ихавтоматического включения должны проверяться в работе 2 раза вмесяц при работе турбоагрегата, а также перед каждым его пуском иостановом. Для турбин, у которых рабочий масляный насос системы смазкиимеет индивидуальный электропривод, проверка автоматическоговключения резерва (АВР) перед остановом не производится. 4.4.16. У турбин, оснащенных системами предотвращения развитиягорения масла на турбоагрегате, электрическая схема системы должнапроверяться перед пуском турбины из холодного состояния. 4.4.17. Запорная арматура, устанавливаемая на линиях системысмазки, регулирования и уплотнений генератора, ошибочное

переключение которой может привести к останову или повреждениюоборудования, должна быть опломбирована в рабочем положении. 4.4.18. При эксплуатации конденсационной установки должна бытьобеспечена экономичная и надежная работа турбины во всех режимахэксплуатации с соблюдением нормативных температурных напоров вконденсаторе и норм качества конденсата. 4.4.19. При эксплуатации конденсационной установки должныпроизводиться: профилактические мероприятия по предотвращению загрязненийконденсатора (обработка охлаждающей воды химическими и физическимиметодами, применение шарикоочистных установок и т. п.); периодические чистки конденсаторов при повышении давленияотработавшего пара по сравнению с нормативными значениями на 20,005 кгс/см (0,5 кПа) из-за загрязнений поверхностей охлаждения; контроль за чистотой поверхности охлаждения и трубных досокконденсатора; контроль за расходом охлаждающей воды (непосредственнымизмерением расхода или по тепловому балансу конденсаторов),оптимизация расхода охлаждающей воды в соответствии с еетемпературой и паровой нагрузкой конденсатора; проверка плотности вакуумной системы и ее уплотнение; присосывоздуха (кг/ч) в диапазоне изменения паровой нагрузки конденсатора40-100% должны быть не выше значений, определяемых по формуле:

G = 8 + 0,065N, в

где N - номинальная электрическая мощность турбоустановки наконденсационном режиме, МВт; проверка водяной плотности конденсатора путем систематическогоконтроля солесодержания конденсата; проверка содержания кислорода в конденсате после конденсатныхнасосов. Методы контроля за работой конденсационной установки, егопериодичность определяются местной инструкцией в зависимости отконкретных условий эксплуатации. 4.4.20. При эксплуатации оборудования системы регенерациидолжны быть обеспечены: нормативные значения температуры питательной воды (конденсата)за каждым подогревателем и конечный ее подогрев; надежность теплообменных аппаратов. Нагрев питательной воды (конденсата), температурные напоры,переохлаждение конденсата греющего пара в подогревателях системырегенерации должны проверяться до и после капитального ремонтатурбоустановки, после ремонта подогревателей и периодически пографику (не реже 1 раза в месяц). 4.4.21. Эксплуатация подогревателя высокого давления (ПВД) недопускается при: отсутствии или неисправности элементов его защиты; неисправности клапана регулятора уровня. Эксплуатация группы ПВД, объединенных аварийным обводом, недопускается при: отсутствии или неисправности элементов защиты хотя бы на одномПВД; неисправности клапана регулятора уровня любого ПВД; отключении по пару любого ПВД. Подогреватель высокого давления или группа ПВД должны бытьнемедленно отключены при неисправности защиты или клапанарегулятора уровня (КРУ). При неисправном состоянии каких-либодругих, кроме КРУ, элементов системы автоматического регулированияуровня и невозможности быстрого устранения дефекта на работающемоборудовании подогреватель (или группа ПВД) должен быть выведен из

работы в срок, определяемый техническим руководителемэнергообъекта. 4.4.22. Резервные питательные насосы, а также другие насосныеагрегаты, находящиеся в автоматическом резерве, должны бытьисправными и в постоянной готовности к пуску - с открытымизадвижками на входном и выходном трубопроводах. Проверка их включения и плановый переход с работающего насосана резервный должны производиться по графику, но не реже 1 раза вмесяц. 4.4.23. Перед пуском турбины после среднего или капитальногоремонта должна быть проверена исправность и готовность к включениюосновного и вспомогательного оборудования, КИП, средствдистанционного и автоматического управления, устройствтехнологической защиты, блокировок, средств информации иоперативной связи. Выявленные при этом неисправности должны бытьустранены. Перед пуском турбины из холодного состояния (после нахожденияее в резерве более 3 сут.) должны быть проверены: исправность иготовность к включению оборудования и КИП, а такжеработоспособность средств дистанционного и автоматическогоуправления, устройств технологической защиты, блокировок, средствинформации и оперативной связи; прохождение команд технологическихзащит на все исполнительные устройства; исправность и готовность квключению тех средств и оборудования, на которых за время простояпроизводились ремонтные работы. Выявленные при этом неисправностидолжны быть устранены до пуска. При пусках агрегата из других тепловых состояний средствазащиты и блокировки должны проверяться в соответствии с местнымиинструкциями. Руководить пуском турбины должен начальник смены цеха илистарший машинист, а после капитального или среднего ремонта -начальник цеха или его заместитель. 4.4.24. Пуск турбины не допускается в случаях: отклонения показателей теплового и механического состоянийтурбины от допустимых значений, регламентированных заводом -изготовителем турбины; неисправности хотя бы одной из защит, действующих на остановтурбины; наличия дефектов системы регулирования и парораспределения,которые могут привести к разгону турбины; неисправности одного из масляных насосов смазки,регулирования, уплотнений генератора или устройств ихавтоматического включения (АВР); отклонения качества масла от норм на эксплуатационные маслаили понижения температуры масла ниже установленногозаводом-изготовителем предела; отклонения качества свежего пара по химическому составу отнорм. 4.4.25. Без включения валоповоротного устройства подача парана уплотнения турбины, сброс горячей воды и пара в конденсатор,подача пара для прогрева турбины не допускаются. Условия подачипара в турбину, не имеющую валоповоротного устройства, определяютсяместной инструкцией. Сброс в конденсатор рабочей среды из котла или паропроводов иподача пара в турбину для ее пуска должны осуществляться придавлениях пара в конденсаторе, указанных в инструкциях или другихдокументах заводов - изготовителей турбин, но не выше 20,6 кгс/см (60 кПа). 4.4.26. При эксплуатации турбоагрегатов средние квадратическиезначения виброскорости подшипниковых опор должны быть не выше -14,5 мм х с .

При превышении нормативного значения вибрации должны бытьприняты меры к ее снижению в срок не более 30 сут. -1 При вибрации свыше 7,1 мм х с не допускается эксплуатировать -1турбоагрегаты более 7 сут., а при вибрации 11,2 мм х с турбинадолжна быть отключена действием защиты или вручную. Турбина должна быть немедленно остановлена, если приустановившемся режиме происходит одновременное внезапное изменениевибрации оборотной частоты двух опор одного ротора, или смежных -1опор, или двух компонентов вибрации одной опоры на 1 мм х с иболее от любого начального уровня. Турбина должна быть разгружена и остановлена, если в течение1-3 сут. произойдет плавное возрастание любого компонента вибрации -1одной из опор подшипников на 2 мм х с . Эксплуатация турбоагрегата при низкочастотной вибрациинедопустима. При появлении низкочастотной вибрации, превышающей -11 мм х с , должны быть приняты меры к ее устранению. Временно, до оснащения необходимой аппаратурой, разрешаетсяконтроль вибрации по размаху виброперемещения. При этом длительнаяэксплуатация допускается при размахе колебаний до 30 мкм причастоте вращения 3000 об./мин. и до 50 мкм при частоте вращения -11500 об./мин.; изменение вибрации на 1-2 мм х с эквивалентноизменению размаха колебаний на 10-20 мкм при частоте вращения3000 об./мин. и 20-40 мкм при частоте вращения 1500 об./мин. Вибрацию турбоагрегатов мощностью 50 МВт и более следуетизмерять и регистрировать с помощью стационарной аппаратурынепрерывного контроля вибрации подшипниковых опор, соответствующейгосударственным стандартам. До установки стационарной аппаратуры непрерывного контролявибрации турбогенераторов мощностью менее 50 МВт допускаетсяиспользовать переносные приборы, метрологические характеристикикоторых удовлетворяют требованиям государственных стандартов.Периодичность контроля должна устанавливаться местной инструкцией взависимости от вибрационного состояния турбоагрегата, но не реже 1раза в месяц. 4.4.27. Для контроля за состоянием проточной части турбины изаносом ее солями не реже 1 раза в месяц должны проверятьсязначения давлений пара в контрольных ступенях турбины при близких кноминальным расходах пара через контролируемые отсеки. Повышение давления в контрольных ступенях по сравнению сноминальным при данном расходе пара должно быть не более 10%. Приэтом давление не должно превышать предельных значений,установленных заводом-изготовителем. При достижении в контрольных ступенях предельных значенийдавления из-за солевого заноса должна быть произведена промывка илиочистка проточной части турбины. Способ промывки или очистки долженбыть выбран исходя из состава и характера отложений и местныхусловий. 4.4.28. В процессе эксплуатации экономичность турбоустановкидолжна постоянно контролироваться путем систематического анализапоказателей, характеризующих работу оборудования. Для выявления причин снижения экономичности турбоустановки,оценки эффективности ремонта должны проводиться эксплуатационные(экспресс) испытания оборудования. При отклонении показателей работы турбинного оборудования отнормативных должны быть устранены дефекты оборудования и недостаткиэксплуатации. Головные образцы турбин и турбины, на которых выполнена

реконструкция или проведена модернизация, должны подвергатьсябалансовым испытаниям. 4.4.29. Турбина должна быть немедленно остановлена (отключена)персоналом при отказе в работе защит или при их отсутствии вслучаях: а) повышения частоты вращения ротора сверх уставкисрабатывания автомата безопасности; б) недопустимого осевого сдвига ротора; в) недопустимого изменения положения роторов относительноцилиндров; г) недопустимого понижения давления масла (огнестойкойжидкости) в системе смазки; д) недопустимого понижения уровня масла в масляном баке; е) недопустимого повышения температуры масла на сливе излюбого подшипника, подшипников уплотнений вала генератора, любойколодки упорного подшипника турбоагрегата; ж) воспламенения масла и водорода на турбоагрегате; з) недопустимого понижения перепада давлений "масло-водород" всистеме уплотнений вала турбогенератора; и) недопустимого понижения уровня масла в демпферном бакесистемы маслоснабжения уплотнений вала турбогенератора; к) отключения всех масляных насосов системы водородногоохлаждения турбогенератора (для безынжекторных схем маслоснабженияуплотнений); л) отключения турбогенератора из-за внутреннего повреждения; м) недопустимого повышения давления в конденсаторе; н) недопустимого перепада давлений на последней ступени утурбин с противодавлением; о) внезапного повышения вибрации турбоагрегата; п) появления металлических звуков и необычных шумов внутритурбины или турбогенератора; р) появления искр или дыма из подшипников и концевыхуплотнений турбины или турбогенератора; с) недопустимого понижения температуры свежего пара или парапосле промперегрева; т) появления гидравлических ударов в паропроводах свежегопара, промперегрева или в турбине; у) обнаружения разрыва или сквозной трещины на неотключаемыхучастках маслопроводов и трубопроводов пароводяного тракта, узлахпарораспределения; ф) прекращения протока охлаждающей воды через статортурбогенератора; х) недопустимого снижения расхода охлаждающей воды нагазоохладители; ц) исчезновения напряжения на устройствах дистанционного иавтоматического управления или на всех КИП; ч) возникновения кругового огня на контактных кольцах роторатурбогенератора, вспомогательного генератора или коллекторевозбудителя; ш) отказа программно-технического комплекса АСУ ТП,приводящего к невозможности управления всем оборудованиемтурбоуотановки или его контроля. Необходимость срыва вакуума при отключении турбины должна бытьопределена местной инструкцией в соответствии с указаниямизавода-изготовителя. В местной инструкции должны быть даны четкие указания онедопустимых отклонениях значений контролируемых величин поагрегату. 4.4.30. Турбина должна быть разгружена и остановлена в период,определяемый техническим руководителем электростанции (суведомлением диспетчера энергосистемы), в случаях: а) заедания стопорных клапанов свежего пара или пара послепромперегрева;

б) заедания регулирующих клапанов или обрыва их штоков;заедания поворотных диафрагм или обратных клапанов отборов; в) неисправностей в системе регулирования; г) нарушения нормальной работы вспомогательного оборудования,схемы и коммуникаций установки, если устранение причин нарушенияневозможно без останова турбины; -1 д) увеличения вибрации опор выше 7,1 мм х с ; е) выявления неисправности технологических защит, действующихна останов оборудования; ж) обнаружения течей масла из подшипников, трубопроводов иарматуры, создающих опасность возникновения пожара; з) обнаружения свищей на не отключаемых для ремонта участкахтрубопроводов пароводяного тракта; и) отклонения качества свежего пара по химическому составу отнорм; к) обнаружения недопустимой концентрации водорода в картерахподшипников, токопроводах, маслобаке, а также превышающей нормуутечки водорода из корпуса турбогенератора. 4.4.31. Для каждой турбины должна быть определена длительностьвыбега ротора при останове с нормальным давлением отработавшегопара и при останове со срывом вакуума. При изменении этойдлительности должны быть выявлены и устранены причины отклонения.Длительность выбега должна быть проконтролирована при всехостановах турбоагрегата. 4.4.32. При выводе турбины в резерв на срок 7 сут. и болеедолжны быть приняты меры к консервации оборудования турбоустановки. Метод консервации выбирается исходя из местных условийтехническим руководителем электростанции. 4.4.33. Эксплуатация турбин со схемами и в режимах, непредусмотренных техническими условиями на поставку, допускается сразрешения завода-изготовителя и вышестоящих организаций. 4.4.34. Проведение реконструкции и модернизации турбинногооборудования на электростанциях должно быть согласовано сзаводом-изготовителем. При проведении реконструкции и модернизации турбинногооборудования на электростанциях должны быть предусмотренымаксимальная степень автоматизации управления и высокие показателиремонтопригодности. 4.4.35. Тепловые испытания паровых турбин должны проводиться: на вновь смонтированном оборудовании для получения фактическихпоказателей и составления нормативных характеристик; периодически в процессе эксплуатации (не реже 1 раза в 3-4года) на подтверждение соответствия нормативным характеристикам.

4.5. Блочные установки тепловых электростанций

4.5.1. При эксплуатации блочных установок должны выполнятьсяположения пп. 4.3.1, 4.4.1, 5.1.1, 5.3.1, 6.3.3 и 6.3.5 настоящихПравил и обеспечиваться их участие в регулировании частоты имощности при нормальных (в соответствии с диспетчерским графиком) иаварийных режимах энергосистемы. 4.5.2. Для покрытия диспетчерского графика нагрузки должныбыть обеспечены изменения нагрузки энергоблока в регулировочномдиапазоне и при необходимости - до технического минимума остановы врезерв и режимы пуска энергоблока из различных тепловых состояний. 4.5.3. Теплофикационные энергоблоки, работающие с полнымрасходом циркуляционной воды через конденсатор, могут бытьпривлечены к покрытию диспетчерского графика электрических нагрузокс сохранением заданного количества отпускаемого тепла.Теплофикационные энергоблоки, работающие на встроенном пучкеконденсатора или с отсечкой ЦНД, как правило, не должныпривлекаться к покрытию переменной части графика электрических

нагрузок. В отдельных случаях допускается разгрузка указанныхэнергоблоков с переводом тепловой нагрузки на пиковые или резервныеисточники. Количество теплофикационных энергоблоков, непривлекаемых к покрытию переменного графика нагрузок, должно бытьопределено диспетчером энергосистемы. Наиболее экономичноеоборудование (энергоблоки СКД и особенно ПГУ) диспетчерэнергосистемы должен привлекать к покрытию переменного графиканагрузок лишь при исчерпании возможностей менее экономичногооборудования. 4.5.4. Нижний предел регулировочного диапазона энергоблокадолжен быть установлен исходя из условия сохранения неизменногосостава работающего оборудования и работы системы автоматическогорегулирования во всем диапазоне нагрузок без вмешательстваперсонала. При эксплуатации энергоблоков должна быть обеспеченавозможность их работы на техническом минимуме нагрузки, длядостижения которого допускается изменение состава работающегооборудования и отключение отдельных автоматических регуляторов. Нижний предел регулировочного диапазона и технический минимумнагрузки должны быть указаны в местной инструкции и доведены досведения диспетчерской службы. 4.5.5. При нагрузке энергоблока, соответствующей нижнемупределу регулировочного диапазона или техническому минимуму,понижение температур свежего пара и пара после промперегрева должнобыть не больше заданного заводами - изготовителями оборудования. 4.5.6. Предельная скорость изменения нагрузки энергоблока врегулировочном диапазоне должна быть установлена на основании нормпредельно допустимых скоростей изменения нагрузки при работеэнергоблоков 160-800 МВт в регулировочном диапазоне. 4.5.7. Энергоблоки, спроектированные для работы с постояннымдавлением свежего пара, допускается эксплуатировать в режимескользящего давления с полным открытием части регулирующих клапановЦВД турбины после проведения специальных испытаний и согласованиярежимов с заводами - изготовителями котлов<1>. При этом в местныеинструкции должны быть внесены соответствующие дополнения. 4.5.8. В теплофикационных энергоблоках, оснащенных блочнымиобессоливающими установками (БОУ), конденсат греющего пара сетевыхподогревателей должен направляться через БОУ только в случаяхнарушения плотности трубной системы этих подогревателей. 4.5.9. Остановы энергоблоков в резерв на ночное время должныпроизводиться без расхолаживания оборудования. На всех энергоблокахподлежит обеспариванию система промежуточного перегрева пара, а наэнергоблоках с прямоточными котлами, оснащенными встроеннойзадвижкой (ВЗ) и встроенным сепаратором, - также ипароперегревательный тракт за ВЗ. На барабанных котлах, а также напрямоточных котлах с полнопроходным сепаратором (ППС) должны бытьреализованы технологические приемы, исключающие выброс конденсатаиз пароперегревательных поверхностей нагрева в горячие паросборныеколлекторы. 4.5.10. Оборудование, пусковые и электрические схемы,арматура, тепловая изоляция, растопочное и водное хозяйствоэнергоблоков и электростанций должны быть в состоянии, позволяющемобеспечить одновременный пуск не менее двух энергоблоковэлектростанции после любой продолжительности простоя. 4.5.11. Пуск энергоблока не допускается в случаях: а) наличия условий, не допускающих пуск основного оборудованияв соответствии с настоящими Правилами; б) неисправности любой из технологических защит, действующихна останов оборудования энергоблока; в) неисправности устройств дистанционного управленияоперативными регулирующими органами, а также арматурой,используемой при ликвидации аварийных ситуаций; г) неготовности к включению блочной обессоливающей установки; д) повреждения опор и пружинных подвесок трубопроводов.

4.5.12. Теплофикационные энергоблоки, работающие с отсечкойЦНД или на встроенном пучке конденсатора, не должны привлекаться кпротивоаварийному регулированию. 4.5.13. Работа энергоблоков со включенными регуляторамидавления пара перед турбиной, воздействующими на регулирующиеклапаны турбины (регуляторами "до себя"), если они не входят всостав систем регулирования частоты и мощности в энергосистеме, недопускается. В исключительных случаях, при неисправности илинеустойчивости работы оборудования, допускается с разрешениятехнического руководителя энергосистемы с уведомлением органовдиспетчерского управления соответствующего уровня временная работас включенными регуляторами "до себя". 4.5.14. При отсутствии (отказе) системы автоматическогорегулирования частоты и мощности энергоблоков в случае наброса(сброса) нагрузки турбин из-за изменения частоты персонал долженнемедленно приступить к изменению нагрузки котлов в пределахрегулировочного диапазона в целях восстановления исходного давлениясвежего пара. Если изменения нагрузки могут привести к перегрузкамлиний электропередачи, угрожающим нарушением устойчивостиэнергосистемы, то в местных инструкциях должны быть указанысогласованные с органами диспетчерского управления соответствующегоуровня изменения частоты, при которых должны начинаться указанныедействия персонала. 4.5.15. Энергоблок должен быть немедленно остановленперсоналом при отказе в работе защит или при их отсутствии вслучаях: а) останова котла моноблока или обоих котлов дубль-блока; б) отключения турбины, связанного с ее повреждениями илиопасными нарушениями режима работы, указанными в п. 4.4.29настоящих Правил (кроме случаев недопустимого понижения температурысвежего пара или после промперегрева); в) отключения генератора или трансформатора энергоблока из-завнутреннего повреждения; г) отключения всех питательных насосов; д) образования сквозных трещин или разрыва питательноготрубопровода, паропровода, корпуса деаэратора; е) исчезновения напряжения на устройствах дистанционного иавтоматического управления или на всех измерительных приборахконтроля энергоблока; ж) пожара, угрожающего персоналу, оборудованию или цепямдистанционного управления отключающей арматуры, входящей в схемызащиты оборудования энергоблока. 4.5.16. Пуском и остановом энергоблока должен руководитьстарший машинист энергоблока или начальник смены котлотурбинногоцеха, а после капитального и среднего ремонта - начальниккотлотурбинного цеха или его заместитель. 4.5.17. Изменения проектных пусковых схем на действующихэнергоблоках допускаются: для целевых испытаний новых схемных решений и режимов пуска,согласованных с заводами - изготовителями оборудования; при модернизации пусковых схем в целях их приближения ктиповой пусковой схеме или улучшения эксплуатационных качеств. Объем и порядок модернизации и изменения пусковых схемэнергоблоков должны быть согласованы с вышестоящей организацией. ________________ <1> Данный режим не распространяется на энергоблоки, которыепо решению органов диспетчерского управления соответствующегоуровня должны эксплуатироваться на номинальном давлении.

4.6. Газотурбинные установки (автономные и работающие в составе ПГУ)

4.6.1. При эксплуатации ГТУ должны быть обеспечены:

положения действующих государственных стандартов, техническихусловий; надежность и экономичность работы основного и вспомогательногооборудования при соблюдении диспетчерского графика нагрузки; нормативные показатели экономичности основного ивспомогательного оборудования. 4.6.2. Система регулирования ГТУ должна: устойчиво поддерживать заданную электрическую нагрузку; удерживать ГТУ на холостом ходу при номинальной частотевращения ротора; обеспечивать надежную работу ГТУ на режимах пуска и останова,а также останов агрегата в аварийных ситуациях; обеспечивать при изменении нагрузки плавное изменение режимаработы ГТУ; удерживать частоту вращения ротора, не вызывающую срабатыванияавтомата безопасности, при мгновенном сбросе максимальной нагрузкидо нуля (для ГТУ со свободной силовой турбиной значение нагрузкиуказывается в технических условиях); поддерживать температуру газов перед турбиной (турбинами) натребуемом уровне, не допуская ее повышения до предельного значения,при котором срабатывает аварийная защита; иметь нечувствительность системы ограничения температуры газовне более 10°С; обеспечивать беспомпажную работу компрессоров; иметь степень статической неравномерности регулированиячастоты вращения генераторного вала в пределах 4-5% номинальной(возможное повышение степени неравномерности для улучшения условийэксплуатации ГТУ конкретных типоразмеров должно быть указано втехнических условиях; минимальная местная степень статическойнеравномерности должна быть не ниже 2%); иметь степень нечувствительности при любой нагрузке не более0,2% номинальной частоты вращения. Возможность и продолжительность работы ГТУ с отклонениями отнормальной частоты вращения должна быть регламентированатехническими условиями на ГТУ. 4.6.3. Импульс по температуре, используемый в системахрегулирования и защиты, должен быть выработан малоинерционнымидатчиками (термоэлектрическими пирометрами или другимиизмерительными устройствами с динамической коррекцией в случаенеобходимости), установленными в характерных сечениях тракта иобеспечивающими представительное определение температуры. 4.6.4. Устройства защиты от недопустимого повышениятемпературы газов после каждой ступени сгорания должны бытьнастроены на срабатывание при температуре, указанной в техническихусловиях на ГТУ. 4.6.5. Автоматы безопасности должны быть отрегулированы насрабатывание при повышении частоты вращения роторов на 10-12% вышеноминальной или до значения, указанного в технических условиях наГТУ. 4.6.6. При эксплуатации ГТУ должны быть выполнены мероприятия,обеспечивающие снижение запыленности засасываемого в компрессорвоздуха (засев свободных площадок травами, устройство газонов,асфальтирование дорог, сооружение средств полива и т. п.) иисключающие возможность попадания собственных или постороннихвыбросов в воздухозаборное устройство. 4.6.7. Система очистки воздуха должна обеспечивать компрессорГТУ воздухом при остаточной среднегодовой запыленности не более 30,3 мг/м , в этом воздухе концентрация пыли с размером частиц более 320 мкм должна быть не выше 0,03 мг/м . Допускается (в периодыповышенной запыленности) кратковременная, не более 100 ч в год, 3

концентрация пыли до 5 мг/м с частицами размером не более 30 мкм.Состояние воздушных фильтров при эксплуатации должно регулярноконтролироваться. Не допускается вынос из них масла или другихматериалов во всасывающий тракт ГТУ. Не реже 2 раз в месяцвоздушные фильтры должны быть осмотрены и очищены от пыли и шлама(если ГТУ работает в базовом режиме, то при ее ближайшем плановомостанове). 4.6.8. Система фильтрации воздуха должна быть оборудованабайпасными клапанами двустороннего действия, открывающимисяавтоматически при превышении допустимого перепада давлений нафильтрах или появлении избыточного давления в камере фильтров. 4.6.9. Обледенение воздушных фильтров и проточной частикомпрессоров не допускается. При необходимости воздухозаборныетракты ГТУ должны быть оборудованы устройствами, предотвращающимиобледенение. 4.6.10. Газовый тракт после ГТУ должен быть оборудовангазоанализаторами для измерения в выхлопных газах содержанияметана, монооксида углерода, оксидов азота, кислорода и диоксидауглерода. 4.6.11. Стопорные и регулирующие топливные клапаны ГТУ должныбыть плотными. Клапаны должны расхаживаться на полный ход передкаждым пуском, а также ежедневно на часть хода при непрерывнойработе, если это предусмотрено инструкцией. Проверка плотности топливных клапанов ГТУ должна производитьсяпосле капитального и среднего (регламентного) ремонта с визуальнымконтролем, а также перед каждым пуском ГТУ с контролем отсутствиядавления топлива перед регулирующими клапанами по манометрам. 4.6.12. Маховики задвижек и клапанов, установленных намаслопроводах до и после маслоохладителей, на линиях всасывания инапора резервных и аварийных маслонасосов и на линиях аварийногослива масла из маслобаков ГТУ, до и после выносных фильтров, всхеме уплотнений вала генератора, должны быть опломбированы врабочем положении. 4.6.13. Генераторы ГТУ при переходе в режим электродвигателядолжны быть немедленно отключены, для чего должна быть установленазащита от обратной мощности генератора. Это требование нераспространяется на ГТУ со свободными силовыми турбинами. 4.6.14. Пуск и синхронизация ГТУ из любого теплового состояниядолжны осуществляться автоматически. Частотный пуск вновьустанавливаемых одновальных ГТУ должен осуществляться тиристорнымпусковым устройством, если не требуется автономности пуска. Плановый останов ГТУ должен производиться автоматически позаданной программе. 4.6.15. Пуском ГТУ должен руководить начальник смены, а послекапитального и среднего ремонта, проведения регламентных работ -лицо, назначенное руководителем энергообъекта. 4.6.16. Перед пуском ГТУ после ремонта продолжительностьюболее 3 сут. должны быть проверены исправность и готовность квключению основного и вспомогательного оборудования, КИП, средствдистанционного и автоматического управления, устройствтехнологической защиты, блокировок, средств информации иоперативной связи. Выявленные при этом неисправности должны бытьустранены. Перед пуском ГТУ после нахождения ее в резерве более 3 сут.должны быть проверены: исправность и готовность к включениюоборудования и КИП, а также работоспособность средствдистанционного и автоматического управления, устройствтехнологической защиты, блокировок, вспомогательного оборудования,маслосистемы, резервных и аварийных масляных насосов, средствинформации и оперативной связи; прохождение команд технологическихзащит на все исполнительные устройства; исправность и готовность квключению тех средств и оборудования, на которых за время простояпроизводились ремонтные работы. Выявленные при этом неисправности

должны быть устранены до пуска. 4.6.17. Пуск ГТУ не допускается в случаях: неисправности или отключения какой-либо из защит; наличия дефектов системы регулирования, которые могут привестик превышению допустимой температуры газов или разгону турбины; неисправности одного из масляных насосов или системы ихавтоматического включения; отклонения от норм качества топлива или масла, а также притемпературе или давлении топлива (масла) ниже или вышеустановленных пределов; отклонения контрольных показателей теплового или механическогосостояния ГТУ от допустимого. Не допускается пуск ГТУ после аварийного останова или сбоя припредыдущем пуске, если причины этих отказов не устранены. 4.6.18. Перед зажиганием топлива в камерах сгорания трактыгазовых турбин (газотурбинных двигателей), не входящих в состав ГТУс отпуском тепла и ПГУ, должны быть провентилированы не менее 2мин. при работе на жидком и 5 мин. при работе на газообразномтопливе при вращении ротора пусковым устройством. После каждой неудачной попытки пуска газовой турбины зажиганиетоплива без предварительной вентиляции трактов не менее 4 мин. приработе на жидком и 10 мин. при работе на газообразном топливе недопускается. Конкретная продолжительность вентиляции в зависимостиот компоновки тракта, вида топлива и типа ГТУ должна быть указана винструкции по эксплуатации. 4.6.19. Вентиляция газовоздушного тракта ГТУ скотлом-утилизатором или теплообменниками, входящими в состав ГТУ сотпуском тепла или ПГУ, до зажигания топлива при пуске должнаобеспечиваться за счет расхода воздуха, проходящего через ГТУ привращении ее ротора пусковым устройством. 4.6.20. Для проведения вентиляции газовоздушного тракта ГТУ сотпуском тепла и ПГУ после останова газовой турбины должениспользоваться режим холодной прокрутки, осуществляемый с помощьюпускового устройства, с учетом вентиляции за счет выбега газовойтурбины при ее останове. 4.6.21. Пусковые устройства газовых турбин, входящих в составГТУ с отпуском тепла и ПГУ с котлом-утилизатором илитеплообменниками, должны обеспечивать шестикратный воздухообменвентилируемых объемов до дымовой трубы при непрерывной вентиляцииза время не более 5 мин. После каждой неудачной попытки пуска газовой турбины должнапроизводиться вентиляция газовоздушного тракта согласно п. 4.6.18настоящих Правил. Установки, на которых пусковые устройства не обеспечиваютвыполнение необходимых условий вентиляции газовоздушного тракта,должны оснащаться дутьевыми вентиляторами. Конкретная продолжительность вентиляции в зависимости откомпоновки тракта, вида топлива и типа ГТУ должна быть указана винструкции по эксплуатации. 4.6.22. Пуск должен быть немедленно прекращен действием защитили персоналом в случаях: а) нарушения установленной последовательности пусковыхопераций; б) повышения температуры газов выше допустимой по графикупуска; в) повышения нагрузки пускового устройства выше допустимой; г) не предусмотренного инструкцией снижения частоты вращенияразворачиваемого вала после отключения пускового устройства; д) помпажных явлений в компрессорах ГТУ. 4.6.23. Газотурбинная установка должна быть немедленноотключена персоналом при отказе в работе защит или при ихотсутствии в случаях: а) недопустимого повышения температуры рабочего тела в

характерных сечениях ГТУ; б) повышения частоты вращения ротора сверх допустимогопредела; в) обнаружения трещин или разрыва масло- или топливопроводоввысокого давления; г) недопустимого осевого сдвига, недопустимых относительныхперемещений роторов компрессоров и турбин; д) недопустимого понижения давления масла в системе смазки илиуровня в масляном баке, а также недопустимого повышения температурымасла на сливе из любого подшипника или температуры любой изколодок упорного подшипника; е) прослушивания металлических звуков (скрежета, стуков),необычных шумов внутри турбомашин и аппаратов ГТУ; ж) возрастания вибрации подшипниковых опор выше допустимыхзначений, указанных в п. 4.6.34 настоящих Правил; з) появления искр или дыма из подшипников или концевыхуплотнений турбомашин или генератора; и) воспламенения масла или топлива и невозможности немедленноликвидировать пожар имеющимися средствами; к) взрыва (хлопка) в камерах сгорания или газоходах; л) погасания факела в камерах сгорания, недопустимогопонижения давления жидкого или газообразного топлива; м) исчезновения напряжения на устройствах регулирования иавтоматизации или на всех КИП; н) отключения турбогенератора вследствие внутреннегоповреждения; о) возникновения помпажа компрессоров или недопустимогоприближения к границе помпажа; п) недопустимого изменения давления воздуха за компрессорами; р) возникновения кругового огня на контактных кольцахтурбогенератора; с) загазованности в любом отсеке ГТУ; т) отключения всех вентиляторов подачи воздуха под кожух ГТУ; у) отказа программно-технического комплекса АСУ ТП,приводящего к невозможности управления всем оборудованиемтурбоустановки или его контроля. Одновременно с отключением ГТУ действием защиты или персоналомдолжен быть отключен турбогенератор. 4.6.24. Газотурбинная установка должна быть разгружена иостановлена по решению технического руководителя электростанции вслучаях: а) нарушения нормального режима эксплуатации или нормальнойработы вспомогательного оборудования, при появлении сигналовпредупредительной сигнализации, если устранение причин нарушенияневозможно без останова; б) заедания стопорных, регулирующих и противопомпажныхклапанов; в) обледенения воздухозаборного устройства, если не удаетсяустранить обледенение при работе ГТУ под нагрузкой; г) недопустимого повышения температуры наружных поверхностейкорпусов турбин, камер сгорания, переходных трубопроводов, еслипонизить эту температуру изменением режима работы ГТУ не удается; д) недопустимого увеличения неравномерности измеряемыхтемператур газов; е) недопустимого повышения температуры воздуха передкомпрессорами высокого давления, а также в случаях нарушениянормального водоснабжения; ж) при неисправности отдельных защит или оперативных КИП. 4.6.25. При загорании отложений в регенераторах илиподогревателях сетевой воды, если не происходит опасного измененияпараметров ГТУ, установка должна быть оставлена в работе дляобеспечения охлаждения теплообменных поверхностей. При загорании отложений на остановленной ГТУ должны быть

включены противопожарные установки. 4.6.26. После отключения ГТУ должна быть обеспеченаэффективная вентиляция трактов и там, где это предусмотрено,произведена продувка топливных коллекторов и форсунок (горелок)воздухом или инертным газом. По окончании вентиляции должны бытьперекрыты всасывающий и (или) выхлопной тракты. Продолжительность ипериодичность вентиляции и прокруток роторов при остывании ГТУдолжны быть указаны в инструкции по эксплуатации. 4.6.27. На электростанциях должны быть установлены регламенттехнического обслуживания ГТУ, технология и периодичностьвыполнения регламентных работ. 4.6.28. Регламент технического обслуживания долженпредусматривать: визуальную диагностику проточной части без разборки турбомашини аппаратов в местах, указанных в инструкции по эксплуатации, сприменением специальных оптических или волоконно-оптическихприборов, если это предусмотрено заводской инструкцией; периодические удаления отложений из проточной части ГТУ безразборки турбомашин и аппаратов с применением растворов техническихмоющих средств и мягких абразивов; проверку работы системы защиты и автоматического управленияГТУ, включая контрольные автоматические пуски ГТУ с проверкойсоответствия основных параметров воздуха и газов, давления топливаи нагрузки пускового устройства расчетному графику пуска; осмотр и проверку герметичности, производительности топливныхфорсунок и угла распиливания топлива на выходе из них; проверку резервных и аварийных масляных насосов и устройствавтоматического включения; проверку плотности трактов, клапанов, шиберов и арматуры; осмотр и проверку топливных насосов и насосов системытехнического водоснабжения; осмотр и очистку масляных, топливных и водяных фильтров; проверку и восстановление эффективности шумоглушения внутримашзала, на территории электростанции и прилегающей к нейтерритории; проверку эффективности оборудования, ограничивающегоконцентрацию в уходящих газах загрязняющих атмосферу выбросов. 4.6.29. В процессе эксплуатации на основании наблюдений ипоказаний приборов должна проводиться параметрическая ивибрационная диагностика, включающая анализ: соответствия мощности ГТУ расчетной и нормативной; степени загрязнения и запасов устойчивости компрессоров; эффективности теплообменных аппаратов; неравномерности измеряемых температур газов на входе в турбинуили выходе из нее; давления топлива и воздуха (газов), а также давления итемпературы масла в характерных точках; вибрации турбин, компрессоров, турбогенераторов ивозбудителей; соответствия экономичности расчетной и нормативной. Предельные значения отклонений контролируемых параметров отпаспортных не должны превышать заданных заводами-изготовителями илиуказанных в технических условиях на поставку. 4.6.30. Все проверки и испытания системы регулирования изащиты ГТУ от повышения частоты вращения должны выполняться всоответствии с инструкциями заводов-изготовителей. 4.6.31. Проверка действия защит от превышения температурыгазов в турбинах должна производиться не реже 1 раза в 4 мес. 4.6.32. Проверка работы системы регулирования ГТУ мгновеннымсбросом нагрузки путем отключения турбогенератора от сети должнапроизводиться: при приемке ГТУ в эксплуатацию после монтажа; после реконструкции, изменяющей динамическую характеристику

ГТУ или статическую и динамическую характеристики системырегулирования; при выявлении существенных изменений статических идинамических характеристик регулирования в процессе эксплуатацииили при ремонте (после устранения обнаруженных недостатков). 4.6.33. Периодически работающие ГТУ должны быть в постояннойготовности к пуску. Если их включения в работу не требуется,исправность оборудования и систем таких ГТУ должна проверяться 1раз в смену, а контрольные автоматические пуски с нагружениемагрегата должны производиться не реже 1 раза в месяц. 4.6.34. При эксплуатации ГТУ средние квадратические значениявиброскорости подшипниковых опор турбин, компрессоров,турбогенератора и возбудителя с частотой вращения 3000 об./мин. -1должны быть не выше 4,5 мм х с . При превышении нормативного значения вибрации должны бытьприняты меры к ее снижению в срок не более 30 сут. -1 При вибрации свыше 7,1 мм х с не допускается эксплуатировать -1ГТУ более 7 сут., а при вибрации 11,2 мм х с турбина должна бытьотключена действием защиты или вручную. Газотурбинная установка должна быть немедленно остановлена,если при установившемся режиме происходит одновременное внезапноеизменение вибрации оборотной частоты двух опор одного ротора, илисмежных опор, или двух компонентов вибрации одной опоры на -11 мм х с и более от любого начального уровня. Газотурбинная установка должна быть разгружена и остановлена,если в течение 1-3 сут. произойдет плавное возрастание любого -1компонента вибрации одной из опор подшипников на 2 мм х с . Вибрационное состояние авиационных и судовых газотурбинныхдвигателей, работающих в составе энергетических установок, должнобыть определено по техническим условиям на поставку. Однако приэтом двигатели не должны вызывать вибрации связанного с нимиоборудования сверх указанного выше уровня. 4.6.35. Для каждого вала ГТУ должны быть установленыдлительность нормального выбега ротора и номинальное значение силыэлектрического тока электродвигателя валоповоротного устройства. Длительность выбега роторов и сила тока должны измеряться ирегистрироваться в суточной ведомости при всех остановах ГТУ. Приотклонении времени выбега или силы электрического тока отнормальных, а также при возникновении посторонних шумов должна бытьвыявлена причина отклонения и приняты меры к ее устранению. 4.6.36. При выводе ГТУ в длительный резерв должны быть принятымеры к ее консервации. Продолжительность останова, при которойтребуется консервация, перечень подлежащих консервации узлов итехнология ее проведения должны быть указаны в технических условияхна ГТУ. 4.6.37. Периодичность среднего и капитального ремонта должнабыть установлена согласно техническим условиям в зависимости отрежимов и продолжительности работы ГТУ, количества пусков ииспользуемого топлива с учетом фактического состояния оборудования. 4.6.38. Тепловые испытания ГТУ с отпуском тепла и ПГУ должныпроводиться: на вновь смонтированном оборудовании для получения фактическихпоказателей и составления нормативных характеристик; периодически в процессе эксплуатации (не реже 1 раза в 3-4года) на подтверждение соответствия нормативным характеристикам.

4.7. Системы управления технологическими процессами

4.7.1. Системы управления технологическими процессами, в томчисле и автоматизированные (АСУ ТП), во время эксплуатации должныобеспечивать: контроль за состоянием энергетического оборудования; автоматическое регулирование технологических параметров; автоматическую защиту технологического оборудования; автоматическое управление оборудованием по заданным алгоритмам(логическое управление); технологическую и аварийную сигнализацию; дистанционное управление регулирующей и запорной арматурой. Техническая реализация системы управления осуществляется как спомощью автономных технических средств (КИП, автоматическихрегуляторов, устройств комплектных технологических защит и др.),так и с помощью АСУ ТП. Средства измерений, средства и программно-техническиекомплексы контроля и представления информации, автоматическогорегулирования, технологической защиты и сигнализации, логического идистанционного управления, технической диагностики при включенномтехнологическом оборудовании должны постоянно находиться в работе впроектном объеме и обеспечивать выполнение заданных функций икачества работы. Вывод из работы устройств систем управления для проведенияремонта, испытаний и других работ должен производиться всоответствии п. 6.4.2 настоящих Правил. 4.7.2. Персонал, обслуживающий системы управления,обеспечивает поддержание их в исправном состоянии и готовность кработе путем: своевременного проведения технического обслуживания и ремонта; выполнения мероприятий по повышению надежности и эффективностииспользования; обеспечения необходимого комплекта резервных техническихсредств и расходных материалов. Персонал, обслуживающий технологическое оборудование,своевременно вводит в работу и эффективно использует системыуправления. Сохранность и чистоту внешних частей устройств системуправления соблюдает оперативный персонал цехов, районов, участковэнергообъектов, в которых установлены устройства управления. 4.7.3. Системы управления технологическими процессами должныбыть выполнены в объеме, установленном нормативными документами, сприменением технических средств, обеспечивающих минимум трудозатратна обслуживание, ремонт и наладку. Для тех энергообъектов, на которые не распространяютсядействующие нормативные документы, объем оснащения системамиуправления определяет технический руководитель энергосистемы. 4.7.4. Электропитание системы управления осуществляется погруппам потребителей: технологические защиты и их датчики,устройства дистанционного управления и блокировки, приборытехнологического контроля и их датчики, устройства аварийнойпредупредительной сигнализации, системы обнаружения и тушенияпожара, средства авторегулирования, средства вычислительной техникии их датчики. Потребители всех групп, кроме средств вычислительнойтехники, должны быть разделены на подгруппы по технологическомупринципу: для котельного и турбинного отделений. Распределение по подгруппам, группам должно осуществлятьсячерез самостоятельные аппараты защиты, обеспечивающие селективноеотключение поврежденных участков и ремонт элементов сетиэлектропитания без останова основного оборудования. Для блочных установок источниками оперативного токанапряжением 220/380 В должны быть шины распределительногоустройства собственных нужд 0,4 кВ своего или соседнегоэнергоблока, от которого не резервируются шины РУСН 0,4 кВ данногоэнергоблока, инверторы агрегатов бесперебойного питания, шины щита

постоянного тока. Действие сигнализации должно быть обеспечено при полной потерепитания как любой группы потребителей, так и одного из вводов. Исправность средств автоматического включения резервногоэлектрического питания устройств управления и исправность устройствсигнализации наличия напряжения питания должны проверяться пографику, утвержденному техническим руководителем энергообъекта. 4.7.5. Температура окружающего воздуха, влажность, вибрация,радиация, напряженность внешних электрических и магнитных полей,импульсные перенапряжения, радио- и импульсные помехи иинтенсивность электростатических разрядов, а также запыленность вместах установки технических средств системы управления (АСУ ТП) недолжны превышать значений, допускаемых государственными стандартамии техническими условиями. В местах расположения технических средств в помещенияхтехнологических цехов температура в нормальных условиях должнанаходиться в пределах от +10 до +50°С, относительная влажность неболее 90%. В аварийных режимах, характеризующихся образованиемтечей технологического оборудования, температура и относительнаявлажность допускаются, соответственно, 75°С и 100%. В помещениях щитов управления, где расположены техническиесредства системы контроля и управления (АСУ ТП), температура иотносительная влажность должны быть не выше, соответственно, 25°С и80%. В аварийных режимах, обусловленных неисправностью системкондиционирования воздуха, указанные параметры могут быть,соответственно, 35°С и 90%. Система кондиционирования воздуха должна содержаться всостоянии, обеспечивающем надежное функционирование техническихсредств, систем управления. 4.7.6. Щиты шкафного типа должны быть заземлены, тщательноуплотнены, иметь постоянное освещение, штепсельные розетки на 12 и220 В. Дверцы щитов должны запираться. Штепсельные розетки должныбыть подключены к сети освещения помещений. Телефонная связь между сборками задвижек, панелями аппаратурызащиты, местными щитами управления и блочным или групповым щитомуправления должна быть в исправном состоянии. 4.7.7. Аппаратура, установленная на панелях, пультах и поместу, первичные преобразователи, запорная арматура импульсныхлиний, а также сборки зажимов оснащаются четкими надписями,указывающими их назначение. Щиты, переходные коробки, исполнительные механизмы, все зажимыи подходящие к ним кабели, провода и жилы кабелей, а также трубныесоединительные (импульсные) линии должны иметь маркировку. 4.7.8. У заборных устройств, первичных преобразователей иисполнительных механизмов должны быть площадки для обслуживания. 4.7.9. Прокладки силовых и измерительных кабельных линий ксредствам управления должны соответствовать противопожарнымтребованиям. Объем и периодичность проверки изоляции силовых иизмерительных кабельных линий должны соответствовать действующимправилам. Совмещение в одном кабеле цепей измерения с силовыми иуправляющими цепями запрещается. 4.7.10. Уплотнения мест прохода кабелей и импульсных линийчерез стены, разделяющие помещения, и уплотнения вводов кабелей иимпульсных линий в щиты и панели должны обеспечивать плотность илигерметичность в соответствии с правилами пожарной безопасности.Проверка состояния уплотнений производится после капитальногоремонта и по мере необходимости. 4.7.11. Импульсные линии должны быть плотными. Послекапитального ремонта оборудования все импульсные линии следуетпродувать. Линии, в которые возможно попадание воздуха или шлама,кроме того, должны продуваться с периодичностью, установленной

местной инструкцией. Первичные запорные органы на отборных устройствах приэксплуатации должны обеспечивать возможность отключения импульсныхлиний при работе оборудования. Ремонт первичных запорных органов ивсе операции с ними (открытие, закрытие) осуществляет персонал,обслуживающий технологическое оборудование. 4.7.12. Регулирующие и запорные органы, используемые всистемах управления и оснащенные серводвигателем (электроприводом),должны удовлетворять техническим требованиям по плотности,расходным характеристикам и люфтам. При закрытии плотность должнаобеспечиваться воздействием системы дистанционного илиавтоматического управления без "дозакрытия" вручную. Ремонт регулирующих и запорных органов, сочленений их сисполнительными механизмами, демонтаж и ремонт электроприводов, атакже установка их на место выполняются персоналом, ремонтирующимтехнологическое оборудование, а приемка - персоналом, обслуживающимсистемы управления. 4.7.13. Техническое обслуживание, текущий и капитальный ремонтсредств управления выполняются в соответствии с графиком,утвержденным техническим руководителем энергообъекта и составленнымна основании заводских инструкций или нормативов на сроки и составтехнического обслуживания и ремонта. В случае выполнения ремонта специализированным предприятиемсдача средств в ремонт и приемка их из ремонта производятсяперсоналом цеха тепловой автоматики и измерений (АСУ ТП)энергообъекта. 4.7.14. Ввод в эксплуатацию технологических защит послемонтажа или реконструкции выполняется по разрешению техническогоруководителя энергообъекта. 4.7.15. Технологические защиты, введенные в постояннуюэксплуатацию, должны быть включены в течение всего времени работыоборудования, на котором они установлены. Вывод из работы исправных технологических защит недопускается. Защиты должны быть выведены из работы в следующих случаях: при работе оборудования в переходных режимах, когданеобходимость отключения защиты определена инструкцией поэксплуатации основного оборудования; при очевидной неисправности защиты. Отключение производится пораспоряжению начальника смены электростанции с обязательнымуведомлением технического руководителя и оформляется записью воперативной документации; для периодического опробования, если оно производится надействующем оборудовании. Не производятся ремонтные и наладочные работы в цепяхвключенных защит. 4.7.16. Периодическое опробование технологических защит должнопроизводиться согласно графику, утвержденному техническимруководителем энергообъекта. При недопустимости проверкиисполнительных операций защит в связи с тепловым состояниемзащищаемого оборудования опробование защиты производится безвоздействия на исполнительные устройства. Перед пуском защищаемого оборудования после его капитального исреднего ремонта, а также после проведения ремонта в цепяхтехнологических защит проверяется исправность и готовность защит квключению путем опробования на сигнал каждой защиты и действиязащит на все исполнительные устройства. Перед пуском защищаемого оборудования после его простоя более3 сут. проверяется действие защит на все исполнительные устройства,а также операции включения резерва технологического оборудования. Опробование должно производиться персоналом соответствующеготехнологического цеха и персоналом, обслуживающим техническиесредства.

Опробование защит с воздействием на оборудование производитсяпосле окончания всех работ на оборудовании, участвующем в работезащит. 4.7.17. Средства технологических защит (первичныеизмерительные преобразователи, измерительные приборы, ряды зажимов,ключи и переключатели, запорная арматура импульсных линий и др.)должны иметь внешние отличительные признаки (красный цвет и др.). Панели защит с обеих сторон и установленная на них аппаратураоснащаются надписями, указывающими их назначение. На шкалах приборов отмечаются значения уставок срабатываниязащит. 4.7.18. Алгоритмы работы защит определяются заводом -изготовителем защищаемого оборудования и действующими нормативнымидокументами. Значения уставок и выдержек времени срабатывания защитопределяются заводом - изготовителем защищаемого оборудования илиналадочной организацией. В случае реконструкции оборудования или отсутствия данныхзаводов-изготовителей уставки и выдержки времени устанавливаются наосновании результатов испытаний. Устройства для изменения уставок должны быть опломбированы(кроме регистрирующих приборов). Снятие пломб производится толькоперсоналом, обслуживающим средства защиты, с записью об этом воперативном журнале. Пломбы снимаются только при отключенныхсредствах защиты. 4.7.19. При останове оборудования вследствие действиятехнологических защит должна быть возможность определения защиты,сработавшей первой. Специальные средства фиксации защиты, сработавшей первой,включая регистраторы событий, находятся во включенном состоянии втечение всего времени работы защищаемого оборудования. Все случаи срабатывания защит, а также их отказов учитываются,а причины и виды неисправностей анализируются. 4.7.20. Регуляторы, введенные в эксплуатацию, поддерживаются всостоянии, обеспечивающем поддержание технологических параметров,регламентированных нормативными документами. Отключение исправных автоматических регуляторов допускаетсятолько в случаях, указанных в инструкциях по эксплуатации. 4.7.21. Технологическое оборудование должно соответствоватьтребованиям настоящих Правил и техническим условиям заводов -изготовителей автоматизированного оборудования. 4.7.22. По каждому контуру регулирования, введенному вэксплуатацию, на электростанции должны быть данные, необходимые длявосстановления его настройки после ремонта или замены вышедшей изстроя аппаратуры. 4.7.23. Ввод в эксплуатацию средств программного (логического)управления после наладки или корректировки технологическихалгоритмов управления производится по распоряжению техническогоруководителя энергообъекта. 4.7.24. Средства логического управления, введенные вэксплуатацию, должны быть в состоянии, обеспечивающем выполнениесоответствующих технологических алгоритмов (программ). Проверкаработоспособности средств логического управления производится послепроведения ремонтных работ во внешних цепях или в шкафах. Онавыполняется персоналом технологического цеха и цеха, обслуживающегосистему управления. Проверка должна быть проведена с воздействиемна исполнительные органы, если этому не препятствует тепловоесостояние оборудования. В противном случае она должнаосуществляться без воздействия на исполнительные органы. Объем и порядок проведения проверок работоспособностирегламентируются инструкцией, утвержденной техническимруководителем энергообъекта. 4.7.25. На работающем оборудовании производство ремонтных иналадочных работ в исполнительных (внешних) цепях средств

логического управления не допускается. Проведение наладочных работ в шкафах средств логическогоуправления разрешается при условии отключения от них исполнительныхцепей. Подсоединение исполнительных цепей к средствам логическогоуправления разрешается только на остановленном оборудовании. 4.7.26. Все изменения технологических алгоритмов средствлогического управления, введенных в эксплуатацию, должны бытьутверждены техническим руководителем энергообъекта. 4.7.27. В случае, если предусмотренные проектом регуляторы,средства логического управления, функции АСУ ТП не введены вэксплуатацию за срок, установленный для освоения технологическогооборудования, должны быть оформлены обоснованные техническиерешения с указанием причин отказа от внедрения и задание проектнойорганизации на доработку проекта. Технические решения должны бытьсогласованы с проектной организацией и утверждены руководствомэнергосистемы.

4.8. Водоподготовка и водно-химический режим тепловых электростанций и тепловых сетей

4.8.1. Режим эксплуатации водоподготовительных установок иводно-химический режим должны обеспечить работу электростанций итепловых сетей без повреждений и снижения экономичности, вызванныхкоррозией внутренних поверхностей водоподготовительного,теплоэнергетического и сетевого оборудования, а также образованиемнакипи и отложений на теплопередающих поверхностях, отложений впроточной части турбин, шлама в оборудовании и трубопроводахэлектростанций и тепловых сетей. 4.8.2. Организацию и контроль за водно-химическим режимомработы оборудования электростанций и организаций, эксплуатирующихтепловые сети, должен осуществлять персонал химического цеха(лаборатории или соответствующего подразделения). Включение в работу и отключение любого оборудования, могущиевызывать ухудшение качества воды и пара, должны быть согласованы схимическим цехом (лабораторией или соответствующим подразделением). Внутренние осмотры оборудования, отбор проб отложений, вырезкуобразцов труб, составление актов осмотра, а также расследованиеаварий и неполадок, связанных с водно-химическим режимом, долженвыполнить персонал соответствующего технологического цеха сучастием персонала химического цеха (лаборатории илисоответствующего подразделения). Любые изменения проектных схем и конструкций оборудования,которые могут влиять на работу водоподготовительных установок иустановок для очистки конденсатов, а также на водно-химическийрежим электростанции (тепловых сетей), должны быть согласованы схимической службой энергосистемы. 4.8.3. Применение новых методов водоподготовки иводно-химических режимов должно быть согласовано с вышестоящейорганизацией.

Водоподготовка и коррекционная обработка воды

4.8.4. Водоподготовительные установки со всем вспомогательнымоборудованием, включая склады реагентов, должны быть смонтированы исданы для пусковой наладки за 2 мес. до начала предпусковой очисткитеплоэнергетического оборудования. Установки для очистки конденсата турбин и загрязненныхконденсатов, а также установки коррекционной обработки воды должныбыть смонтированы и сданы для пусковой наладки за 2 мес. до пускаэнергоблока (котла) и включены в работу при его пуске. Общестанционные баки запаса обессоленной воды и конденсатадолжны быть смонтированы с нанесением на них антикоррозионныхпокрытий к началу предпусковой очистки оборудования первого

энергоблока (котла) электростанции. 4.8.5. Устройства механизации и автоматизации технологическихпроцессов водоподготовки, очистки конденсата, а также коррекционнойобработки воды и приборы автоматического химического контролядолжны быть включены в работу при пуске соответствующих установок иагрегатов. 4.8.6. Эксплуатация оборудования, трубопроводов и арматурыводоподготовительных установок и установок очистки конденсата, атакже строительных конструкций, поверхности которых соприкасаются скоррозионно-активной средой, допускается при условии выполнения наэтих поверхностях антикоррозионного покрытия или изготовления их изкоррозионно-стойких материалов. 4.8.7. Капитальный ремонт оборудования водоподготовительныхустановок, установок для очистки конденсатов и коррекционнойобработки воды должен производиться 1 раз в 3 года, текущийремонт - по мере необходимости, измерение уровней фильтрующихматериалов - 2 раза в год. 4.8.8. На энергоблоках сверхкритического давления разрешаетсяприменение гидразинно-аммиачного, нейтрально-кислородного,кислородно-аммиачного, гидразинного водно-химических режимов присоблюдении условий, предусмотренных нормативными документами. 4.8.9. На котлах с естественной циркуляцией должно бытьорганизовано фосфатирование котловой воды с подачей фосфатногораствора в барабан котла. При необходимости должно корректироватьсязначение рН котловой воды раствором едкого натра. На котлах 2давлением 40-100 кгс/см (3,9-9,8 МПа) разрешается применениетрилонной обработки котловой воды взамен фосфатирования. 2 4.8.10. На котлах давлением до 70 кгс/см (7 МПа) принеобходимости более глубокого удаления кислорода из питательнойводы в дополнение к термической деаэрации можно проводить обработкупитательной воды сульфитом натрия или гидразином. 2 На котлах давлением 70 кгс/см (7 МПа) и выше принеобходимости более глубокого удаления кислорода обработкаконденсата или питательной воды производится только гидразином,кроме котлов с кислородными водно-химическими режимами и котлов сотпуском пара на предприятия пищевой, микробиологической,фармацевтической и другой промышленности в случае запретасанитарных органов на наличие гидразина в паре. Поддержание необходимых значений рН питательной воды должноосуществляться вводом аммиака.

Химический контроль

4.8.11. Химический контроль на электростанции долженобеспечивать: своевременное выявление нарушений режимов работыводоподготовительного, теплоэнергетического и теплосетевогооборудования, приводящих к коррозии, накипеобразованию иотложениям; определение качества воды, пара, конденсата, отложений,реагентов, консервирующих и промывочных растворов, топлива, шлака,золы, газов, масел и сточных вод; проверку загазованности производственных помещений, баков,колодцев, каналов и других объектов; определение количества вредных выбросов электростанции вокружающую среду. 4.8.12. Эксплуатация энергообъекта может быть разрешена толькопосле оснащения его подразделений, выполняющих количественныйхимический анализ, необходимым оборудованием, прошедшим отраслевуюэкспертизу, комплектом требуемых нормативных документов.

Подразделения, выполняющие количественный химический анализ, должныбыть полностью укомплектованы квалифицированным персоналом,прошедшим соответствующее обучение и инструктаж, иметь действующеесвидетельство об аттестации. 4.8.13. На всех контролируемых участках пароводяного трактадолжны быть установлены отборники проб воды и пара с холодильникамидля охлаждения проб до 20-40°С. Пробоотборные линии и поверхности охлаждения холодильниковдолжны быть выполнены из нержавеющей стали. На тепловых электростанциях с энергоблоками мощностью 200 МВти более и на ТЭЦ с агрегатами мощностью 50 МВт и более линии отборапроб должны быть выведены в специальное, имеющее вентиляциюпомещение, примыкающее к экспресс-лаборатории. 4.8.14. В дополнение к внутреннему осмотру оборудования должныбыть организованы вырезки образцов труб, а также отбор отложений изпротоечной части турбин, подогревателей и др. Места и периодичность вырезки образцов труб должныопределяться в соответствии с действующими нормативнымидокументами. На основании внутреннего осмотра оборудования и оценкиколичества и химического состава отложений должен быть составленакт о состоянии внутренней поверхности оборудования, онеобходимости проведения эксплуатационной химической очистки ипринятия других мер, препятствующих коррозии и образованиюотложений.

Нормы качества пара и воды

4.8.15. Качество пара прямоточных котлов должно удовлетворятьследующим нормам<1>: 3Соединения натрия, мкг/дм , не более 5 3Кремниевая кислота, мкг/дм , не более 15Удельная электрическая проводимость, мкСм/см, не более 0,3рН, не менее 7,5При нейтрально-кислородном водно-химическом режиме допускаетсязначение рН не менее 6,5. 4.8.16. Качество питательной воды прямоточных котлов должноудовлетворять следующим нормам: 3Общая жесткость, мкг-экв/дм , не более 0,2 3Соединения натрия, мкг/дм не более 5 3Кремниевая кислота, мкг/дм , не более 15 3Соединения железа, мкг/дм , не более 10Растворенный кислород при 3кислородных режимах, мкг/дм 100-400Удельная электрическая проводимость,мкСм/см, не более 0,3Соединения меди в воде перед деаэратором, 3мкг/дм , не более 5<2>Растворенный кислород в воде 3после деаэратора, мкг/дм , не более 10Значение рН при режиме:гидразинно-аммиачном 9,1+-0,1гидразинном 7,7+-0,2кислородно-аммиачном 8,0+-0,5

нейтрально-кислородном 7,0+-0,5 3Гидразин, мкг/дм , при режиме:гидразинно-аммиачном 20-60гидразинном 80-100пуска и останова до 3000Содержание нефтепродуктов 3(до конденсатоочистки), мг/дм , не более 0,1 ________________ <1> Нормы качества пара и воды здесь и ниже по содержаниюсоединений натрия, железа и меди даны в пересчете, соответственно,на Na, Fe, Си, аммиака и его соединений - в пересчете на NH , 3кремниевой кислоты - в пересчете на SiO , фосфатов - в пересчете на 13 2РО ; удельная электрическая проводимость приведена для 4Н-катионированной или дегазированной пробы в пересчете на 25°С,значение рН - также в пересчете на 25°С. <2> При установке в конденсатно-питательном тракте всехтеплообменников с трубками из нержавеющей стали или других 3коррозионно-стойких материалов - не более 2 мкг/дм .

4.8.17. На тех электростанциях с прямоточными котлами на 2давление пара 140 кгс/см (13,8 МПа), где проектом не былапредусмотрена очистка всего конденсата, выходящего изконденсатосборника турбины, допускается содержание соединенийнатрия в питательной воде и паре при работе котлов не более 310 мкг/дм , общая жесткость питательной воды должна быть не более 30,5 мкг-экв/дм , а содержание в ней соединений железа - не более 320 мкг/дм . 2 Для прямоточных котлов давлением 100 кгс/см (9,8 МПа) и менеенормы качества питательной воды, пара и конденсата турбин приработе котлов должны быть установлены энергосистемами на основеимеющегося опыта эксплуатации. 4.8.18. При пуске энергоблока с прямоточным котлом технологиявывода загрязнений из пароводяного тракта должна быть принята всоответствии с действующими нормативными документами в зависимостиот продолжительности предшествующего простоя энергоблока, а также сучетом длительности предыдущей кампании и объема ремонтных работ наповерхностях нагрева котла. Технология вывода загрязнений из пароводяного тракта при пуске 2прямоточных котлов давлением 100 кгс/см (9,8 МПа) и менее должнабыть установлена энергосистемой на основе имеющегося опытаэксплуатации. 4.8.19. При пуске энергоблока с прямоточным котлом последоведения нагрузки до заданной диспетчерским графиком или приподключении второго котла дубль-блока в течение первых 2 сут.допускается превышение не более чем на 50% удельной электрическойпроводимости пара, а также содержания в нем соединений натрия икремниевой кислоты, а в питательной воде - удельной электрическойпроводимости, общей жесткости, содержания соединений натрия,кремниевой кислоты, железа и меди. При этом в первые суткисодержание соединений железа и кремниевой кислоты допускается до 3

50 мкг/дм по каждому из этих составляющих. При пуске энергоблока с прямоточным котлом после капитальногои среднего ремонта превышение норм не более чем на 50% допускаетсяв течение 4 сут. При этом в первые сутки содержание соединений 3железа и кремниевой кислоты допускается до 100 мкг/дм по каждомуиз этих составляющих. 4.8.20. Среднее по всем точкам отбора качество насыщенногопара котлов с естественной циркуляцией, а также качествоперегретого пара после всех устройств для регулирования еготемпературы должно удовлетворять следующим нормам:

Номинальное давление за котлом, 2кгс/см (МПа) 40 (3,9) 100 (9,8) 140 (13,8) 3Содержание соединений натрия, мкг/дм , не более:для ГРЭС 60 15 5для ТЭЦ 100 25 5

Содержание кремниевой кислоты для котлов давлением 270 кгс/см (7 МПа) и выше на ГРЭС должно быть не более 15, на ТЭЦ - 3не более 25 мкг/дм . Значение рН для котлов всех давлений должно быть не менее 7,5.Для котлов, подпитывающихся химически очищенной водой, значение рНпара может быть скорректировано энергосистемой на основе имеющегосяопыта эксплуатации. Удельная электрическая проводимость должна быть: 2 для котлов давлением 100 кгс/см (9,8 МПа) - не более0,5 мкСм/см для дегазированной пробы<1> или 1,5 мкСм/см - дляН-катионированной пробы; 2 для котлов давлением 140 кгс/см (13,8 МПа) - не более0,3 мкСм/см для дегазированной пробы или 1 мкСм/см дляН-катионированной пробы. ________________ <1> Удельная электрическая проводимость дегазированной пробыпара указана для тех электростанций, где установлены кондуктометрыс дегазацией пробы, в том числе солемеры ЦКТИ с малогабаритнымсолеконцентратором, снабженным соответствующей иглой.

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

Номинальное давление 2за котлом, кгс/см (МПа) 40 (3,9) 100 (9,8) 140 (13,8) 3Общая жесткость, мкг-экв/дм , не более, для котлов:на жидком топливе 5 1 1на других видах топлива 10 3 1 3Содержание соединений железа, мкг/дм , не более, для котлов:на жидком топливе 50 20 20на других видах топлива 100 30 20 3Содержание соединений меди в воде перед деаэратором, мкг/дм ,не более, для котлов:на жидком топливе 10 5 5на других видах топлива Не нормируется 5 5

Содержание растворен-ного кислорода в водепосле деаэратора, 3мкг/дм , не более 20 10 10Содержание нефте- 3продуктов, мг/дм ,не более 0,5 0,3 0,3Значение рН<1> 8,5-9,5 9,1+-0,1 9,1+-0,1Номинальное давление 2за котлом, кгс/см (МПа) 70-100 (7,0-9,8) 140 (13,8) 3Содержание кремниевой кислоты, мкг/дм , не более:для ГРЭС и отопительных ТЭЦ 80 30для ТЭЦ с производственнымотбором параУстанавливается теплохими-ческими испытаниями 60 ________________ <1> При восполнении потерь пара и конденсата химическиочищенной водой допускается повышение значения рН до 10,5.

2 Содержание соединений натрия для котлов 140 кгс/см (13,8 МПа) 3должно быть не более 50 мкг/дм . Допускается с разрешенияэнергосистемы корректировка норм содержания натрия в питательнойводе на ТЭЦ с производственным отбором пара в случае, если на нейне установлены газоплотные или другие котлы с повышеннымилокальными тепловыми нагрузками экранов и регулирование перегревапара осуществляется впрыском собственного конденсата. Удельная электрическая проводимость Н-катионированной пробы 2для котлов давлением 140 кгс/см (13,8 МПа) должна быть не более1,5 мкСм/см. Допускается с разрешения энергосистемы соответствующаякорректировка нормы удельной электрической проводимости в случаяхкорректировки нормы содержания натрия в питательной воде. Содержание гидразина (при обработке воды гидразином) должно 3составлять от 20 до 60 мкг/дм ; в период пуска и останова котла 3допускается содержание гидразина до 3000 мкг/дм (со сбросом пара ватмосферу). Содержание аммиака и его соединений должно быть не более 31000 мкг/дм ; в отдельных случаях с разрешения энергосистемыдопускается увеличение содержания аммиака до значений,обеспечивающих поддержание необходимого значения рН пара, но неприводящих к превышению норм содержания в питательной водесоединений меди. Содержание свободного сульфита (при сульфитировании) должно 3быть не более 2 мг/дм . Суммарное содержание нитритов и нитратов для котлов давлением 2 3140 кгс/см (13,8 МПа) должно быть не более 20 мкг/дм ; для котлов 2давлением 100 кгс/см (9,8 МПа) и менее допустимое содержаниенитритов и нитратов должно быть установлено энергосистемой наоснове имеющегося опыта эксплуатации, исходя из условий обеспечениябезаварийной и экономичной работы оборудования, при этом для котлов

2давлением 70 кгс/см (7,0 МПа) и менее содержание нитратов ненормируется. 4.8.22. Качество питательной воды и пара котлов с естественной 2циркуляцией давлением менее 40 кгс/см (3,9 МПа) должносоответствовать действующим нормативным документам. Дляэлектростанций, на которых установлены котлы с давлением пара,отличающимся от стандартизированных значений, нормы качества пара ипитательной воды должны быть скорректированы энергосистемой. 4.8.23. Нормы качества котловой воды, режимы непрерывной ипериодической продувок должны быть установлены на основе инструкцийзавода - изготовителя котла, типовых инструкций по ведениюводно-химического режима или результатов теплохимических испытаний,проводимых электростанцией, службами энергосистемы илиспециализированными организациями. Необходимость проведениятеплохимических испытаний котла определяется энергосистемой. 4.8.24. Избыток фосфатов в котловой воде должен составлять: 2 для котлов давлением 140 кгс/см (13,8 МПа) по чистому 3 3отсеку - 0,5-2 мг/дм , по солевому отсеку - не более 12 мг/дм ; 2 для котлов давлением 100 кгс/см (9,8 МПа) и ниже по чистому 3 3отсеку 2-6 мг/дм , по солевому отсеку - не более 30 мг/дм . Для котлов без ступенчатого испарения избыток фосфатов должен(как и остальные показатели) соответствовать норме для чистогоотсека в зависимости от давления в котле. 4.8.25. Значение рН котловой воды чистого отсека должносоставлять: 2 для котлов давлением 140 кгс/см (13,8 МПа) - 9,0-9,5; 2 для котлов давлением 100 кгс/см (9,8 МПа) и ниже - неменее 9,3. Значение рН котловой воды солевого отсека должно составлять: 2 для котлов давлением 140 кгс/см (13,8 МПа) - не более 10,5; 2 для котлов давлением 100 кгс/см (9,8 МПа) - не более 11,2; 2 для котлов давлением 40 кгс/см (3,9 МПа) - не более 11,8. 2 Для котлов давлением 100 кгс/см (9,8 МПа), питаемых химическиочищенной водой, с разрешения энергосистемы допускается значение рНпродувочной воды не более 11,5. 2 Для котлов давлением 140 кгс/см (13,8 МПа) в котловой водедолжно соблюдаться соотношение Щ = (от 0,2 до 0,5) Щ в чистом фф общотсеке и Щ = (от 0,5 до 0,7) Щ в солевом отсеке. фф общ 2 Для котлов давлением 100 кгс/см (9,8 МПа) и ниже в котловойводе солевого и чистого отсеков должно выполняться условие -

Щ >= 0,5 Щ . фф общ В случае несоблюдения требуемых значений рН и соотношенийщелочностей в котловую воду должен вводиться едкий натр, в томчисле и в пусковых режимах. 4.8.26. Для котлов с барабанами, имеющими заклепочные

соединения, относительная щелочность котловой воды не должнапревышать 20%; со сварными барабанами и креплением труб вальцовкойили вальцовкой с уплотнительной подваркой - 50%. Для котлов, имеющих сварные барабаны и приваренные к нимтрубы, относительная щелочность воды не нормируется. 4.8.27. Расход воды при непрерывной продувке котла долженизмеряться расходомером и поддерживаться в следующих пределах: для установившегося режима при восполнении потерь обессоленнойводой или дистиллятом испарителей - не более 1 и не менее 0,5%производительности котла, а при восполнении потерь химическиочищенной водой - не более 3 и не менее 0,5%; при пуске котла измонтажа, ремонта или резерва допускается увеличение непрерывнойпродувки до 2-5%; длительность работы котла с увеличенной продувкойдолжна быть установлена химическим цехом (лабораторией илисоответствующим подразделением); при высокой минерализации исходной воды, большом невозвратеконденсата от потребителей и в других подобных случаях допускаетсяувеличение размера продувки до 5%. Периодические продувки котлов из нижних точек должныосуществляться при каждом пуске и останове котла, а также во времяработы котлов по графику, разработанному электростанцией илислужбами энергосистемы с учетом местных условий. 4.8.28. Качество воды, применяемой для впрыскивания прирегулировании температуры перегретого пара, должно быть таким,чтобы качество перегретого пара соответствовало нормам. 4.8.29. В случае ухудшения качества пара при работе 2прямоточных котлов давлением 255 кгс/см (25 МПа): при увеличении удельной электрической проводимости до 30,5 мкСм/см, содержания соединений натрия до 10 мкг/дм причинанарушения должна быть устранена не позже чем за 72 ч; при увеличении удельной электрической проводимости от 0,5 до 31,0 мкСм/см, содержания соединений натрия от 10 до 15 мкг/дмпричина ухудшения должна быть устранена не более чем за 24 ч; при неустранении указанных выше нарушений в течениесоответственно 72 и 24 ч, а также при увеличении удельнойэлектрической проводимости более 1 мкСм/см, содержании соединений 3натрия более 15 мкг/дм или снижении рН ниже 5,5 турбина должнабыть остановлена в течение не более 24 ч по решению техническогоруководителя электростанции с уведомлением диспетчераэнергосистемы. В случае ухудшения качества пара котлов с естественнойциркуляцией: при превышении норм содержания соединений натрия, кремниевойкислоты, удельной электрической проводимости не более чем в 2 разапричина ухудшения должна быть устранена в течение 72 ч; при превышении норм содержания соединений натрия, кремниевойкислоты, удельной электрической проводимости от 2 до 4 раз причинаухудшения должна быть устранена в течение 24 ч; при неустранении указанных выше нарушений в течениесоответственно 72 и 24 ч, а также при превышении норм содержаниясоединений натрия, кремниевой кислоты, удельной электрическойпроводимости более чем в 4 раза или снижении рН ниже 5,5 турбина наблочных электростанциях или котел на электростанциях с поперечнымисвязями должны быть остановлены не позднее чем через 24 ч порешению технического руководителя электростанции с уведомлениемдиспетчера энергосистемы. 4.8.30. В случае ухудшения качества питательной воды котлов сестественной циркуляцией: при превышении норм содержания общей жесткости, соединений

кремниевой кислоты [(и (или) натрия для котлов давлением 2140 кгс/см (13,8 МПа)] не более чем в 2 раза причина ухудшениядолжна быть устранена в течение 72 ч; при превышении норм содержания общей жесткости от 2 до 5 раз,содержания соединений кремниевой кислоты [и (или) натрия для котлов 2давлением 140 кгс/см (13,8 МПа)] более чем в 2 раза причинаухудшения должна быть устранена в течение 24 ч; при неустранении указанных выше нарушений в течениесоответственно 72 и 24 ч или при увеличении содержания общейжесткости более чем в 5 раз котел должен быть остановлен не позднеечем через 4 ч по решению технического руководителя электростанции суведомлением диспетчера энергосистемы. До устранения причин нарушения качества питательной водыувеличиваются непрерывная и периодическая продувки при более частомконтроле за качеством пара, а при превышении норм по содержаниюобщей жесткости проводится и усиленное фосфатирование котловой 2воды. При этом для котлов 140 кгс/см (13,8 МПа) допускается 3увеличение избытка фосфатов до 12 мг/дм . В случае снижения в котловой воде значения рН ниже 7,5 иневозможности повышения его путем дозирования едкого натра или засчет устранения причин нарушения котел должен быть остановленнемедленно. 4.8.31. Качество конденсата турбин после конденсатных насосовпервой ступени электростанций с прямоточными котлами давлением 2140-255 кгс/см (13,8-25 МПа) должно отвечать следующим нормам, неболее: 3 общая жесткость -0,5 мкг-экв/дм ; при очистке 100% конденсата,выходящего из конденсатосборника турбины, допускается временноеповышение указанной нормы на срок не более 4 сут. при условиисоблюдения норм качества питательной воды; удельная электрическая проводимость - 0,5 мкСм/см; содержание растворенного кислорода после конденсатных 3насосов - 20 мкг/дм . 4.8.32. Качество конденсата турбин электростанций с котлами сестественной циркуляцией должно отвечать следующим нормам, неболее:

Номинальное давление 2за котлом, кгс/см (МПа) 40 (3,9) 100 (9,8) 140 (13,8) 3Общая жесткость, мкг-экв/дм , не более, для котлов:на жидком топливе 5 1 1на других видах топлива 10 3 1

Содержание растворенного кислорода после конденсатных насосов 3должно быть не более 20 мкг/дм . Для турбин, работающих в режимеухудшенного вакуума с подогревом сетевой воды в конденсаторе,допускается корректировка этой нормы с разрешения энергосистемы. 4.8.33. Качество обессоленной воды для подпитки прямоточныхкотлов должно удовлетворять следующим нормам, не более: 3Общая жесткость, мкг-экв/дм 0,2 3Содержание кремниевой кислоты, мкг/дм 20

3Содержание соединений натрия, мкг/дм 15

Удельная электрическая проводимость, мкСм/см 0,5

Качество обессоленной воды для подпитки котлов с естественной 2циркуляцией давлением 140 кгс/см (13,8 МПа) должно удовлетворятьследующим нормам, не более: 3Общая жесткость, мкг-экв/дм 1 3Содержание кремниевой кислоты, мкг/дм 100 3Содержание соединений натрия, мкг/дм 80

Удельная электрическая проводимость, мкСм/см 2,0

В отдельных случаях нормы качества обессоленной воды могутбыть скорректированы энергосистемой в зависимости от местныхусловий (качества исходной воды, схемы водоподготовительнойустановки, типа используемых ионитов, доли обессоленной воды вбалансе питательной) при условии соблюдения норм качествапитательной воды. Качество добавочной воды для подпитки барабанных котлов 2давлением 100 кгс/см (9,8 МПа) и ниже, а также качествовнутристанционных составляющих питательной воды прямоточных ибарабанных котлов (конденсаты регенеративных, сетевых и другихподогревателей, вод дренажных баков, баков нижних точек, баковзапаса конденсата и других потоков) должно быть таким, чтобыобеспечивалось соблюдение норм качества питательной воды. Призагрязненности внутристанционных составляющих питательной воды,вызывающей нарушение норм, они до возвращения в цикл должны бытьподвергнуты очистке или сброшены. 4.8.34. При снижении щелочности исходной водыH-Na-катионированием или добавлением кислоты остаточная общаящелочность химически очищенной воды должна быть в пределах 30,2-0,8 мг-экв/дм . 4.8.35. При появлении в исходной воде или в трактеводоподготовительной установки бактерий, вызывающих образованиенитритов, должна проводиться периодическая обработка трубопроводовисходной воды и фильтрующих материалов осветлительных фильтровраствором хлорной извести. 4.8.36. Качество дистиллята испарителей, предназначенных длявосполнения потерь пара и конденсата, должно удовлетворятьследующим нормам: содержание соединений натрия - не более 3 3100 мкг/дм , свободной угольной кислоты - не более 2 мг/дм . Дистиллят испарителей, применяемый для питания прямоточныхкотлов, должен быть дополнительно очищен до приведенных выше нормкачества обессоленной воды для подпитки котлов. 4.8.37. Качество питательной воды испарителей, предназначенныхдля восполнения потерь пара и конденсата, должно удовлетворятьследующим нормам: 3Общая жесткость, мкг-экв/дм , не более 30Общая жесткость при солесодержании исходной воды 3 3более 2000 мг/дм , мкг-экв/дм не более 75 3Содержание кислорода, мкг/дм , не более 30

Содержание свободной угольной кислоты 0

В отдельных случаях на основе опыта эксплуатации по разрешениюэнергосистемы нормы качества питательной воды могут бытьскорректированы. При питании испарителей водой с общим солесодержанием более 32000 мг/дм допускается фосфатирование. Нормы качества концентрата испарителей и режим продувок должныбыть установлены на основе инструкций завода - изготовителяиспарителя, типовых инструкций по ведению водно-химического режимаили результатов теплохимических испытаний, проводимыхэлектростанцией, службами энергосистемы или специализированнымиорганизациями. 4.8.38. Качество конденсата, возвращаемого с производства,должно удовлетворять следующим нормам, не более: 3Общая жесткость, мкг-экв/дм 50 3Содержание соединений железа, мкг/дм 100 3Содержание соединений меди, мкг/дм 20 3Содержание кремниевой кислоты, мкг/дм 120рН 8,5-9,5 3Перманганатная окисляемость, мг О /дм 5 2 3Содержание нефтепродуктов, мг/дм 0,5

Возвращаемый конденсат не должен содержать потенциально кислыхили щелочных соединений, вызывающих отклонение значения рН котловойводы от установленных норм более чем на 0,5 единицы при неизменномрежиме коррекционной обработки фосфатами или фосфатами и едкимнатром<1>. Если качество возвращаемого на электростанцию конденсата необеспечивает норм качества питательной воды, должна бытьпредусмотрена очистка его до достижения этих норм. 4.8.39. Карбонатный индекс И <2> сетевой воды при нагреве ее в ксетевых подогревателях должен быть не выше значений, приведенных втаблице 4.3.

Таблица 4.3

Нормативные значения И при нагреве сетевой воды к в сетевых подогревателях в зависимости от рН воды

+-----------------------------------------------------------------+| Температура нагрева | 3 2 || сетевой воды, °С | И (мг-экв/дм ) при значениях рН || | к || +--------------------------------------|| |не выше 8,5|8,51-8,8|8,81-9,2|выше 9,2|+--------------------------+-----------+--------+--------+--------||70-100 |4,0 |2,6 |2,0 |1,6 |+--------------------------+-----------+--------+--------+--------||101-120 |3,0 |2,1 |1,6 |1,4 |+--------------------------+-----------+--------+--------+--------||121-140 |2,5 |1,9 |1,4 |1,2 |+--------------------------+-----------+--------+--------+--------|

|141-150 |2,0 |1,5 |1,2 |0,9 |+--------------------------+-----------+--------+--------+--------||151-200 |1,0 |0,8 |0,6 |0,4 |+-----------------------------------------------------------------+

Карбонатный индекс И сетевой воды при нагреве ее в кводогрейных котлах должен быть не выше значений, приведенных втаблице 4.4.

Таблица 4.4

Нормативные значения И при нагреве сетевой воды к в водогрейных котлах в зависимости от рН воды

+-----------------------------------------------------------------+| Температура нагрева | 3 2 || сетевой воды, °С | И (мг-экв/дм ) при значениях рН || | к || +--------------------------------------|| |не выше 8,5|8,51-8,8|8,81-9,2|выше 9,2|+--------------------------+-----------+--------+--------+--------||70-100 |3,2 |2,3 |1,8 |1,5 |+--------------------------+-----------+--------+--------+--------||101-120 |2,0 |1,5 |1,2 |1,0 |+--------------------------+-----------+--------+--------+--------||121-140 |1,5 |1,2 |1,0 |0,7 |+--------------------------+-----------+--------+--------+--------||141-150 |1,2 |1,0 |0,8 |0,5 |+--------------------------+-----------+--------+--------+--------||151-200 |0,8 |0,7 |0,5 |0,3 |+-----------------------------------------------------------------+ _______________ <1> При наличии в возвращаемом конденсате потенциально кислыхили щелочных соединений он не должен приниматься электростанцией. <2> Карбонатный индекс И - предельное значение произведения к 3 2общей щелочности и кальциевой жесткости воды (мг-экв/дм ) , вышекоторого протекает карбонатное накипеобразование с интенсивностью 2более 0,1 г/(м х ч).

Значения И подпиточной воды открытых систем теплоснабжения кдолжны быть такими же, как нормативные для сетевой воды. Качество подпиточной воды для закрытых систем теплоснабжениядолжно быть таким, чтобы обеспечить нормативное значение И сетевой кводы. С учетом присосов водопроводной воды значение И подпиточной кводы закрытых систем теплоснабжения может быть рассчитано поформуле: И кс И = -------, кп а 1 + --- 100

где И - нормативное значение карбонатного индекса кп

подпиточной воды закрытых систем теплоснабжения; И - нормативное значение карбонатного индекса сетевой воды кспо таблицам 4.3 или 4.4 в зависимости от типа водогрейногооборудования; а - доля реальных присосов водопроводной воды (%),определяемая как

(Ж - Ж ) с п а = --------- х 100% (Ж - Ж ) в с

(здесь Ж , Ж , Ж - общая жесткость, соответственно, сетевой, с п в 3подпиточной и водопроводной воды, мг-экв/дм ). При отсутствии эксплуатационных данных по значению присосовводопроводной воды долю присосов принимать равной 105. Качество воды для подпитки закрытых тепловых сетей должноудовлетворять следующим нормам:

Содержание свободной угольной кислоты 0Значение рН для систем теплоснабжения:открытых 8,3-9,0*закрытых 8,3-9,5* 3Содержание растворенного кислорода, мкг/дм , не более 50 3Количество взвешенных веществ, мг/дм , не более 5 3Содержание нефтепродуктов, мг/дм , не более 1

Качество подпиточной воды открытых систем теплоснабжения(с непосредственным водоразбором) должно удовлетворять такжедействующим нормам для питьевой воды. Подпиточная вода для открытыхсистем теплоснабжения должна быть подвергнута коагулированию дляудаления из нее органических примесей, если цветность пробы водыпри ее кипячении в течение 20 мин. увеличивается сверх нормы,указанной в действующих нормативных документах для питьевой воды. При силикатной обработке воды для подпитки тепловых сетей снепосредственным разбором горячей воды содержание силиката в 3подпиточной воде должно быть не более 50 мг/дм в пересчете наSiО . 2 При силикатной обработке подпиточной воды предельнаяконцентрация кальция должна определяться с учетом суммарнойконцентрации не только сульфатов (для предотвращения выпаденияCaSO ), но и кремниевой кислоты (для предотвращения выпадения 4СаSiO ) для заданной температуры нагрева сетевой воды с учетом ее 3превышения в пристенном слое труб котла на 40°С. Непосредственная присадка гидразина и других токсичных веществв подпиточную воду тепловых сетей и сетевую воду не допускается. 4.8.40. Качество сетевой воды должно удовлетворять следующимнормам:

Содержание свободной угольной кислоты 0Значение рН для систем теплоснабжения:открытых 8,3-9,0*

закрытых 8,3-9,5* 3Содержание соединений железа, мг/дм , не более, для системтеплоснабжения:открытых 0,3**закрытых 0,5 3Содержание растворенного кислорода, мкг/дм , не более 20 3Количество взвешенных веществ, мг/дм , не более 5 3Содержание нефтепродуктов, мг/дм , не более, для системтеплоснабжения:открытых 0,1закрытых 1

В начале отопительного сезона и в послеремонтный периоддопускается превышение норм в течение 4 недель для закрытых системтеплоснабжения и 2 недель для открытых систем по содержанию 3соединений железа - до 1,0 мг/дм , растворенного кислорода - до 30 3и взвешенных веществ - до 15 мг/дм . При открытых системах теплоснабжения по согласованию сорганами санитарно-эпидемиологической службы допускаетсяотступление от действующих норм для питьевой воды по показателям 3цветности до 70° и содержанию железа до 1,2 мг/дм на срок до14 дн. в период сезонных включений эксплуатируемых системтеплоснабжения, присоединения новых, а также после их ремонта. По окончании отопительного сезона или при останове водогрейныекотлы и тепловые сети должны быть законсервированы. 4.8.41. На электростанциях, работающих на органическомтопливе, непроизводительные внутристанционные потери воды, пара иконденсата, обусловленные отклонениями от технологических режимов,утечками, парением, неплотностями оборудования и арматуры, приноминальной производительности работающих котлов должны быть неболее % общего расхода питательной воды:

На конденсационных электростанциях 1,0На ТЭЦ с чисто отопительной нагрузкой 1,2На ТЭЦ с производственной или производственной и отопительнойнагрузками 1,6

При фактическом расходе питательной воды, меньшемноминального, нормы внутристанционных потерь соответственноувеличиваются, но не более чем в 1,5 раза. Нормы технологических потерь воды, пара и конденсата (потерьна собственные нужды) при работе форсунок, продувках и обдувкахкотлов, водных отмывках, обслуживании установок для очисткиконденсата, деаэрации добавочной воды тепловой сети, разгрузкемазута, отборе проб теплоносителя для химических анализов и другихтехнологических операций должны разрабатываться электростанцией длякаждой операции с учетом возможного повторного использования воды вцикле ТЭС. Общая суммарная норма внутристанционных непроизводительных итехнологических потерь воды, пара и конденсата для каждойэлектростанции должна ежегодно утверждаться энергосистемой. ________________ *Верхний предел значения рН допускается только при глубокомумягчении воды, нижний - с разрешения энергосистемы можеткорректироваться в зависимости от интенсивности коррозионныхявлений в оборудовании и трубопроводах систем теплоснабжения. Для

закрытых систем теплоснабжения с разрешения энергосистемы верхнийпредел значения рН допускается не более 10,5 при одновременном 3 2уменьшении значения карбонатного индекса до 0,1 (мг-экв/дм ) ,нижний предел может корректироваться в зависимости от коррозионныхявлений в оборудовании и трубопроводах систем теплоснабжения. **По согласованию с санитарными органами допускается 30,5 мг/дм .

4.9. Трубопроводы и арматура

4.9.1. Администрация энергообъекта специальным распоряжениемназначает из числа инженерно-технических работников лиц,обеспечивающих контроль за исправным состоянием и безопаснойэксплуатацией трубопроводов. 4.9.2. На каждый трубопровод должен быть заведен паспорт поформе, установленной нормативным документом. 4.9.3. После капитального и среднего ремонта, а также ремонта,связанного с вырезкой и переваркой участков трубопровода, заменойарматуры, наладкой опор и заменой тепловой изоляции, передвключением оборудования в работу должны быть проверены: отсутствие временных монтажных и ремонтных стяжек, конструкцийи приспособлений, лесов; исправность неподвижных и скользящих опор и пружинныхкреплений, лестниц и площадок обслуживания трубопроводов иарматуры; размер затяжки пружин подвесок и опор в холодном состоянии; исправность индикаторов тепловых перемещений; возможность свободного перемещения трубопроводов при ихпрогреве и других эксплуатационных режимах; состояние дренажей и воздушников, предохранительных устройств; размер уклонов горизонтальных участков трубопроводов исоответствие их положениям нормативной документации; легкость хода подвижных частей арматуры; соответствие показаний крайних положений запорной арматуры(открыто-закрыто) на щитах управления ее фактическому положению; исправность тепловой изоляции; наличие полного комплекта ремонтной документации (схемы,формуляры, сварочная документация, протоколы металлографическихисследований, акты приемки после ремонта и т. д.). 4.9.4. Администрацией энергообъекта на основании нормативныхдокументов по эксплуатации трубопроводов должны быть разработаны иутверждены местные инструкции, учитывающие конкретные условияэксплуатации трубопроводов на данном энергообъекте. При эксплуатации трубопроводов и арматуры в соответствии сдействующими инструкциями должны контролироваться: размеры тепловых перемещений трубопроводов и их соответствиерасчетным значениям по показаниям индикаторов; отсутствие защемлений и повышенной вибрации трубопроводов; плотность предохранительных устройств, арматуры и фланцевыхсоединений; температурный режим работы металла при пусках и остановах; степень затяжки пружин подвесок и опор в рабочем и холодномсостоянии не реже 1 раза в 2 года; герметичность сальниковых уплотнений арматуры; соответствие показаний указателей положения (УП) регулирующейарматуры на щитах управления ее фактическому положению; наличие смазки подшипников, узлов приводных механизмов,винтовых пар шпиндель - резьбовая втулка, в редукторахэлектроприводов арматуры. 4.9.5. При заполнении средой неостывших паропроводов долженосуществляться контроль разности температур стенок трубопровода и

рабочей среды, которая должна быть выдержана в пределах расчетныхзначений. 4.9.6. Система дренажей должна обеспечивать полное удалениевлаги при прогреве, остывании и опорожнении трубопроводов, для чегопоследние должны иметь уклон горизонтальных участков не менее 0,004(по ходу движения среды), сохраняющийся до температуры,соответствующей насыщению при рабочем давлении среды. При замене деталей и элементов трубопроводов необходимосохранить проектное положение оси трубопровода. При прокладке дренажных линий должно быть учтено направлениетепловых перемещений во избежание защемления трубопроводов. При объединении дренажных линий нескольких трубопроводов накаждом из них должна быть установлена запорная арматура. 4.9.7. При компоновке трубопроводов и арматуры должна бытьобеспечена возможность обслуживания и ремонта арматуры. В местахустановки арматуры и индикаторов тепловых перемещений паропроводовдолжны быть установлены площадки обслуживания. 4.9.8. На арматуре должны быть нанесены названия и номерасогласно технологическим схемам трубопроводов, а также указателинаправления вращения штурвала. Регулирующие клапаны должны быть снабжены указателями степениоткрытия регулирующего органа, а запорная арматура - указателями"Открыто" и "Закрыто". 4.9.9. Ремонт трубопроводов, арматуры и элементовдистанционного управления арматурой, установка и снятие заглушек,отделяющих ремонтируемый участок трубопровода, должны выполнятьсятолько по наряду-допуску. 4.9.10. Арматура, ремонтировавшаяся в условиях мастерской,должна быть испытана на герметичность затвора, сальниковых,сильфонных и фланцевых уплотнений давлением, равным 1,25 рабочего. Арматура, ремонтировавшаяся без вырезки из трубопровода,должна быть испытана на плотность рабочим давлением среды при пускеоборудования. 4.9.11. Тепловая изоляция трубопроводов и арматуры должна бытьв исправном состоянии. Температура на ее поверхности притемпературе окружающего воздуха 25°С должна быть не более 45°С. Тепловая изоляция фланцевых соединений, арматуры и участковтрубопроводов, подвергающихся периодическому контролю (сварныесоединения, бобышки для измерения ползучести и т. п.), должна бытьсъемной. Тепловая изоляция трубопроводов, расположенных на открытомвоздухе и вблизи масляных баков, маслопроводов, мазутопроводов,должна иметь металлическое или другое покрытие для предохранения ееот пропитывания влагой или горючими нефтепродуктами. Трубопроводы,расположенные вблизи кабельных линий, также должны иметьметаллическое покрытие. Трубопроводы с температурой рабочей среды ниже температурыокружающего воздуха должны быть защищены от коррозии, иметь гидро-и теплоизоляцию. Для тепловой изоляции должны применяться материалы, невызывающие коррозии металла трубопроводов. 4.9.12. Изоляция трубопроводов, не имеющих защитного покрытия,должна быть окрашена. При наличии защитного покрытия на ихповерхность должны быть нанесены маркировочные кольца. 4.9.13. При обнаружении свищей, трещин в питательныхтрубопроводах, паропроводах свежего пара и пара промперегрева, атакже в их арматуре аварийный участок должен быть отключен. Если при отключении невозможно резервировать аварийныйучасток, то оборудование, связанное с этим участком, должно бытьостановлено. 4.9.14. Арматура должна использоваться строго в соответствии сее функциональным назначением.

4.10. Золоулавливание и золоудаление

Золоулавливающие установки

4.10.1. При работе котла на твердом топливе должна бытьобеспечена бесперебойная работа золоулавливающей установки. Эксплуатация котла с неработающей золоулавливающей установкойне допускается. В случае появления сигнала о достижении верхнего предельногоуровня золы в двух бункерах и более разных полей электрофильтра,прекращении орошения каплеуловителя мокрой золоулавливающейустановки или прекращении удаления из него пульпы необходимопринять меры к выявлению и устранению причин неполадок. Использовать бункеры золоулавливающих установок для накопленияуловленной золы не допускается. Она должна удаляться из бункеровнепрерывно. 4.10.2. При растопке котла на газе или мазуте высокоенапряжение на электрофильтры не должно подаваться, механизмывстряхивания должны быть включены в работу, должен быть обеспеченподогрев бункеров и изоляторных коробок. После перевода котла насжигание твердого топлива должны быть включены в работувиброрыхлители или аэрирующие устройства бункеров, время подачивысокого напряжения на электрофильтры должно быть указано в местнойинструкции. 4.10.3. В подбункерных помещениях электрофильтров температуравоздуха должна поддерживаться не ниже 12°С. Температура стенок бункеров и течек золоулавливающих установокдолжна поддерживаться на 15°С выше температуры конденсации водяныхпаров, содержащихся в дымовых газах. На электростанциях с открытой компоновкой электрофильтров врайонах с расчетной температурой отопления минус 15°С и нижеэлектрофильтры перед пуском должны предварительно прогреватьсягорячим воздухом до температуры выше точки росы дымовых газоврастопочного топлива. Орошение мокрых золоулавливающих установок, а также подачаводы в золосмывные аппараты электрофильтров и батарейных циклонов,воздуха в аппараты систем пневмозолоудаления и включение системыконтроля работы электрофильтров и наличия золы в бункерах должныбыть осуществлены до растопки котла. 4.10.4. При повышении температуры дымовых газов заэлектрофильтрами выше температуры газов перед ними необходимо снятьвысокое напряжение со всех полей. В случае обнаружения очаговвозгорания в электрофильтре следует остановить котел и приступить кустранению аварийного состояния. 4.10.5. Режим эксплуатации золоулавливающих установок долженопределяться следующими показателями: для электрофильтров - оптимальными параметрами электропитанияпри заданной температуре дымовых газов и оптимальным режимомвстряхивания электродов; для мокрых золоулавливающих установок - оптимальным расходоморошающей воды и температурой газа после аппаратов не менее чем на15°С выше точки росы дымовых газов (по водяным парам); для батарейных циклонов - оптимальным аэродинамическимсопротивлением аппаратов. 4.10.6. При эксплуатации мокрых золоулавливающих установокдолжны быть предусмотрены меры, предотвращающие брызгоунос. Вслучае установки электрофильтров за мокрыми золоулавливающимиустановками наличие следов брызгоуноса за последними недопускается. 4.10.7. Состояние золоулавливающих установок должноконтролироваться в соответствии с типовыми инструкциями по ихэксплуатации. 4.10.8. При останове котла на срок более 3 сут.

золоулавливающие установки должны быть осмотрены и очищены ототложений. 4.10.9. Испытания золоулавливающих установок должны бытьвыполнены при вводе их в эксплуатацию из монтажа, послекапитального ремонта или реконструкции специализированнымиорганизациями. Для проведения испытаний золоулавливающие установки должныиметь измерительные участки на газоходах и быть оборудованыштуцерами, лючками и другими приспособлениями, а такжестационарными площадками с освещением для обслуживания используемыхпри испытаниях приборов. 4.10.10. Золоулавливающие установки не реже 1 раза в годдолжны подвергаться испытаниям по экспресс-методу в целях проверкиих эксплуатационной эффективности и при необходимости разработкимероприятий по улучшению работы.

Системы золошлакоудаления и золоотвалы

4.10.11. При эксплуатации систем золошлакоудаления изолоотвалов должны быть обеспечены: своевременное, бесперебойное и экономичное удаление искладирование золы и шлака в золоотвалы, на склады сухой золы, атакже отгрузка их потребителям; надежность оборудования, устройств и сооружений внутреннего ивнешнего золошлакоудаления; рациональное использование рабочей емкости золоотвалов искладов сухой золы; предотвращение загрязнения золой и сточными водами воздушногои водного бассейнов, а также окружающей территории. 4.10.12. Эксплуатация систем гидро- и пневмозолоудалениядолжна быть организована в режимах, обеспечивающих: оптимальные расходы воды, воздуха и электроэнергии; минимальный износ золошлакопроводов; исключение замораживания внешних пульпопроводов и водоводов,заиления золосмывных аппаратов, каналов и пульпоприемных бункеров,образования отложений золы в бункерах, течках и золопроводахпневмозолоудаления. Для ликвидации пересыщения воды труднорастворимымисоединениями и осаждения взвешенных твердых частиц (осветления)должны быть предусмотрены необходимые площадь и глубина отстойногобассейна. 4.10.13. При эксплуатации систем гидрозолоудаления должны бытьобеспечены плотность трактов и оборудования, исправность облицовкии перекрытий каналов, золошлакопроводов, устройств для оперативногопереключения оборудования. В системах пневмозолоудаления должна быть предусмотренаочистка сжатого воздуха от масла, влаги и пыли, а такжепредотвращено попадание влаги в золопроводы, промежуточные бункераи емкости складов золы. 4.10.14. Эксплуатация оборотных (замкнутых) гидравлическихсистем золошлакоудаления должна быть организована в бессточномрежиме, предусматривающем: поддержание баланса воды в среднем за год; преимущественное использование осветленной воды в техническихцелях (обмывка поверхностей нагрева котлов, золоулавливающихустановок, гидроуборка зольных помещений, уплотнение подшипниковбагерных насосов, орошение сухих участков золоотвалов дляпылеподавления, охлаждение газов путем впрыска воды, приготовлениебетонных растворов и т. д.) и направление образующихся стоков всистему гидрозолоудаления (ГЗУ). Сброс осветленной воды из золоотвалов в реки и природныеводоемы допускается только по согласованию с региональнымиприродоохранными органами.

4.10.15. Сбросы посторонних вод в оборотную систему ГЗУдопускаются при условии, что общее количество добавляемой воды непревысит фактические ее потери из системы в течение календарногогода. В качестве добавочной воды должны быть использованы наиболеезагрязненные промышленные стоки с направлением их в устройства,перекачивающие пульпу. 4.10.16. При нехватке осветленной воды подпитка оборотнойсистемы ГЗУ технической водой допускается путем перевода натехническую воду изолированной группы насосов. Смешение в насосах и трубопроводах технической и осветленнойводы запрещается, за исключением систем с нейтральной или кислойреакцией осветленной воды. 4.10.17. В шлаковых ваннах механизированной системышлакоудаления должен быть уровень воды, обеспечивающий остываниешлака и исключающий подсос воздуха в топку. 4.10.18. Состояние смывных и побудительных сопл системы ГЗУдолжно систематически контролироваться, и при увеличении ихвнутреннего диаметра более чем на 10% по сравнению с расчетнымсопла должны заменяться. 4.10.19. Контрольно-измерительные приборы, устройстватехнологических защит, блокировок и сигнализации систем гидро- ипневмозолоудаления должны быть в исправности и периодическипроверяться. 4.10.20. Выводимые в резерв или в ремонт тракты гидро- илипневмозолоудаления должны быть опорожнены и при необходимостипромыты водой или продуты воздухом. 4.10.21. При отрицательной температуре наружного воздухавыводимые из работы пульпопроводы и трубопроводы осветленной водысистемы ГЗУ должны быть своевременно сдренированы дляпредотвращения их замораживания. 4.10.22. Должен быть организован систематический (по графику)контроль за износом золошлакопроводов и своевременный поворот труб.Очистка трубопроводов от минеральных отложений должна бытьпроизведена при повышении гидравлического сопротивлениятрубопроводов на 20% (при неизменном расходе воды, пульпы). 4.10.23. При повышенном абразивном износе элементов системудаления и складирования золошлаков (пульпопроводы, золопроводы,сопла и др.) должны быть приняты меры для защиты этих элементов отизноса (применение камнелитых изделий, абразивостойких металлов ит. п.). 4.10.24. При необходимости должны быть проверены уклоныпульпопроводов и надземных трубопроводов осветленной воды,произведена рихтовка труб или установка дополнительных дренажей. 4.10.25. Ремонт и замена оборудования должны быть организованыпо графику, составленному на основе опыта эксплуатации систем золо-и шлакоудаления. Указанный график должен быть скорректирован приизменении работы систем золо- и шлакоудаления (изменение видатоплива, подключение дополнительных котлов и т. п.). 4.10.26. Заполнение золоотвалов водой и золошлаками, а такжевыдача золошлаков из золоотвалов должны осуществляться по проекту. Эксплуатация и контроль за состоянием дамб золоотвалов должныбыть организованы в соответствии с положениями действующих правил. 4.10.27. Не менее чем за 3 года до окончания заполнениясуществующего золоотвала электростанцией должно быть обеспеченоналичие проекта создания новой емкости. 4.10.28. На границах золоотвалов, бассейнов и каналовосветленной воды, а также на дорогах, в зоне расположения внешнейсистемы золоудаления должны быть установлены предупреждающие изапрещающие знаки. 4.10.29. Для контроля за заполнением золоотвалов 1 раз в годдолжны производиться нивелировка поверхности расположенных вышеуровня воды золошлаковых отложений и промеры глубин отстойного

пруда по фиксированным створам. Предельно допустимый уровень заполнения золоотвалов долженбыть отмечен рейками (реперами). 4.10.30. Наращивание ограждающих дамб без проектов недопускается. При наращивании дамб из золошлакового материала и мягкихгрунтов (суглинков, супесей) работы должны выполняться в теплоевремя года. 4.10.31. Устройства (лестницы, мостики, ограждения и др.),обеспечивающие уход за сооружениями и безопасность персонала,должны быть в исправном состоянии. 4.10.32. На каждой электростанции должны ежегодно составлятьсяи выполняться планы мероприятий по обеспечению надежной работысистемы удаления и складирования золы и шлака. В планы должны бытьвключены: графики осмотров и ремонта оборудования, пульпопроводовосветленной воды, график наращивания дамб, очистки трубопроводов ототложений, мероприятия по предотвращению пыления, рекультивацииотработанных золоотвалов и др.

4.11. Станционные теплофикационные установки

4.11.1. Режим работы теплофикационной установки электростанциии районной котельной (давление в подающих и обратных трубопроводахи температура в подающих трубопроводах) должен быть организован всоответствии с заданием диспетчера тепловой сети. Температура сетевой воды в подающих трубопроводах всоответствии с утвержденным для системы теплоснабжениятемпературным графиком должна быть задана по усредненнойтемпературе наружного воздуха за промежуток времени в пределах12-24 ч, определяемый диспетчером тепловой сети в зависимости отдлины сетей, климатических условий и других факторов. Отклонения от заданного режима за головными задвижкамиэлектростанции (котельной) должны быть не более: по температуре воды, поступающей в тепловую сеть, +-3%; по давлению в подающих трубопроводах +-5%; 2 по давлению в обратных трубопроводах +-0,2 кгс/см (+-20 кПа). Температура сетевой воды в обратных трубопроводах, расходсетевой воды в подающих трубопроводах, разность расходов в подающеми обратном трубопроводах обеспечиваются режимами работы тепловойсети и систем теплопотребления и контролируются диспетчеромтепловой сети. Среднесуточная температура сетевой воды в обратныхтрубопроводах не может превышать заданную графиком более чем на 3%.Понижение температуры сетевой воды в обратных трубопроводах посравнению с графиком не лимитируется. Максимальные среднечасовые расходы сетевой воды в подающихтрубопроводах и разность расходов сетевой воды в подающих иобратных трубопроводах не должны превышать установленных вдоговорах теплоснабжения значений. При превышении максимальныхсреднечасовых расходов сетевой воды в подающих трубопроводах,разности расходов в подающих и обратных трубопроводах, температурысетевой воды в обратных трубопроводах диспетчер тепловой сетидолжен принять меры к восстановлению установленных значений. Отклонения давления и температуры пара на коллекторахэлектростанции (котельной) должны быть не более +-5% заданныхпараметров. 4.11.2. Для каждого сетевого подогревателя и группыподогревателей на основе проектных данных и результатов испытанийдолжны быть установлены: расчетная тепловая производительность и соответствующие ейпараметры греющего пара и сетевой воды; температурный напор и максимальная температура подогревасетевой воды;

предельное допустимое давление с водяной и паровой сторон; расчетный расход сетевой воды и соответствующие ему потеринапора. Кроме того, на основе данных испытаний должны быть установленыпотери напора в водогрейных котлах, трубопроводах и вспомогательномоборудовании теплофикационной установки при расчетном расходесетевой воды. Испытания должны проводиться на вновь смонтированныхтеплофикационных установках и периодически (1 раз в 3-4 года) впроцессе эксплуатации. 4.11.3. Регулирование температуры воды на выходе из сетевыхподогревателей, на выводах тепловой сети, а также на станцияхподмешивания, расположенных в тепловой сети, должно бытьравномерным со скоростью, не превышающей 30°С в час. 4.11.4. При работе сетевых подогревателей должны бытьобеспечены: контроль за уровнем конденсата и работой устройствавтоматического поддержания уровня; отвод неконденсирующихся газов из парового пространства; контроль за температурным напором; контроль за нагревом сетевой воды; контроль за гидравлической плотностью по качеству конденсатагреющего пара. Трубная система теплообменных аппаратов должна периодическиочищаться по мере загрязнения, но не реже 1 раза в год (передотопительным сезоном). 4.11.5. Устройства для автоматического включения резервадолжны быть в постоянной готовности к действию и периодическипроверяться по графику, утвержденному техническим руководителемэнергообъекта. 4.11.6. Установка для подпитки тепловых сетей должнаобеспечивать их подпитку химически очищенной деаэрированной водой врабочем режиме и аварийную подпитку водой из системхозяйственно-питьевого или производственного водопроводов вразмерах, установленных нормами технологического проектированияэлектрических станций. 4.11.7. Каждый случай подачи воды для подпитки тепловой сети,не отвечающей положениям п. 4.8.39 настоящих Правил, осуществляетсяс разрешения технического руководителя энергообъекта и должен бытьотмечен в оперативном журнале с указанием количества поданной водыи источника водоснабжения. В соединениях трубопроводов подпитывающего устройства струбопроводами технической, циркуляционной или водопроводной водыдолжен быть предусмотрен контрольный клапан между двумя закрытыми ипломбированными задвижками. При нормальной работе тепловых сетейконтрольный клапан должен быть открыт. 4.11.8. Подпиточно-сбросные устройства должны поддерживатьзаданное давление на всасывающей стороне сетевых насосов прирабочем режиме тепловых сетей и останове сетевых насосов. Должнабыть предусмотрена защита обратных трубопроводов от внезапногоповышения давления. При возможности аварийного снижения давления сетевой воды втеплофикационной установке, подающих трубопроводах тепловой сети исистемах теплопотребления должна быть предусмотрена защита отвскипания сетевой воды во всех точках системы теплоснабжения. Приневозможности обеспечения условий невскипания сетевой водысамозапуск и аварийное включение резервных сетевых или подпиточныхнасосов не допускается. 4.11.9. Баки-аккумуляторы и емкости запаса должны заполнятьсятолько химически очищенной деаэрированной водой температурой невыше 95°С. Пропускная способность вестовой трубы должнасоответствовать максимальной скорости заполнения и опорожнениябака.

Предельный уровень заполнения баков-аккумуляторов и емкостейзапаса, запроектированных без тепловой изоляции, при выполненииизоляции должен быть снижен на высоту, эквивалентную по массетепловой изоляции. Если в качестве бака-аккумулятора и емкости запаса примененбак для нефтепродуктов, рассчитанный на плотность продукта 30,9 т/м , уровень заполнения бака должен быть уменьшен на 10%. 4.11.10. Антикоррозионная защита баков должна быть выполнена всоответствии с положениями нормативных документов по защитебаков-аккумуляторов от коррозии и воды в них от аэрации. Эксплуатация баков-аккумуляторов без усиливающих наружныхконструкций, предотвращающих лавинообразное разрушение бака, и безантикоррозионной защиты внутренней поверхности не допускается. Оценка состояния баков-аккумуляторов и емкостей запаса,определение их пригодности к дальнейшей эксплуатации должныпроизводиться ежегодно в период отключения установок горячеговодоснабжения путем визуального осмотра конструкции и основаниябаков, компенсирующих устройств трубопроводов, а также вестовыхтруб с составлением акта, утверждаемого техническим руководителемэнергообъекта. Инструментальное обследование бака-аккумулятора с определениемтолщины и состояния стенок и днища должно выполняться не реже1 раза в 5 лет. При защите металла баков-аккумуляторов от коррозии и воды вних от аэрации герметизирующей жидкостью внутреннее обследованиепроводится при замене герметика. Для баков-аккумуляторов, предназначенных по проекту дляхранения жидкого топлива, допустимый коррозионный износ поясовстенки при наличии усиливающих конструкций не должен превышать 20%проектной толщины. Опорожнение этих баков в зимний период неразрешается. 4.11.11. После окончания монтажа или ремонта должны бытьпроведены испытания баков-аккумуляторов и емкостей запаса всоответствии с положениями строительных норм и правил, определяющихправила производства и приемки работ на металлических конструкциях. На каждый принятый в эксплуатацию бак-аккумулятор и емкостьзапаса должен быть составлен паспорт. 4.11.12. Эксплуатация баков-аккумуляторов и емкостей запаса недопускается: при отсутствии блокировок, обеспечивающих полное прекращениеподачи воды в бак при достижении ее верхнего предельного уровня, атакже отключение насосов разрядки при достижении ее нижнегопредельного уровня; если баки не оборудованы аппаратурой для контроля уровня водыи сигнализации предельного уровня, переливной трубой, установленнойна отметке предельно допустимого уровня заполнения, и вестовойтрубой. Электрическая схема сигнализации должна опробоваться 1 раз всмену с записью в оперативном журнале. 4.11.13. Эксплуатация станционных теплофикационныхтрубопроводов должна быть организована в соответствии с положениямираздела 4.12 настоящих Правил. Антикоррозионное покрытие и тепловая изоляция станционныхтеплофикационных трубопроводов должны быть в удовлетворительномсостоянии. Теплофикационные трубопроводы не реже 1 раза в месяц должныосматриваться работниками электростанции (котельной), отвечающимиза безопасную эксплуатацию трубопроводов, и ежегодно проверяться нагидравлическую плотность. 4.11.14. Границей теплофикационного оборудованияэлектростанции (котельной) должно быть ограждение ее территории,если нет иной документально оформленной договоренности с

организациями, эксплуатирующими тепловые сети. Станционные КИП - измерительные устройства расходомеров(измерительные диафрагмы), датчики этих приборов, первые запорныеклапаны, импульсные линии и сами приборы - независимо от места ихустановки относятся к ведению энергообъекта и обслуживаются егоперсоналом. 4.11.15. Теплофикационное оборудование должно ремонтироватьсяв соответствии с графиком, согласованным с организациями,эксплуатирующими тепловые сети.

4.12. Тепловые сети

4.12.1. При эксплуатации тепловых сетей должна быть обеспеченаподача потребителям теплоносителя (воды и пара) установленныхдоговорами теплоснабжения параметров: температура сетевой воды в подающих трубопроводах всоответствии с заданным графиком; давление сетевой воды в подающих и обратных трубопроводах; температура и давление пара. Потери тепловой энергии, теплоносителей, затраты электрическойэнергии при транспорте и распределении тепловой энергии не должныпревышать значений по нормативным энергетическим характеристикамтепловых сетей. При исчерпании фактической мощности источников тепла ипропускной способности магистралей тепловых сетей присоединениеновых потребителей не допускается. 4.12.2. Границами обслуживания тепловых сетей, если нет иныхдокументально оформленных договоренностей заинтересованныхорганизаций, должны быть: со стороны источника тепла - границы, устанавливаемые всоответствии с положениями п. 4.11.14 настоящих Правил; со стороны потребителя тепла - стена камеры, в которойустановлены принадлежащие энергообъектам задвижки на ответвлении кпотребителю тепла. Границы обслуживания тепловых сетей оформляются двустороннимактом. 4.12.3. Организация, эксплуатирующая тепловые сети, должнаосуществлять контроль за соблюдением потребителями установленныхрежимов теплопотребления и состоянием учета тепловой энергии итеплоносителей. 4.12.4. Организацией, эксплуатирующей тепловые сети, должныбыть организованы контроль за поддержанием в надлежащем состояниипутей подхода к объектам сети, а также дорожных покрытий ипланировка поверхностей над подземными сооружениями. Планировка поверхности земли на трассе тепловой сети должнаисключать попадание поверхностных вод на теплопроводы. Ввод трубопроводов тепловых сетей в эксплуатацию без устройствдля спуска и отвода воды из каждого секционируемого участка недопускается. 4.12.5. Организацией, эксплуатирующей тепловые сети, должнабыть обеспечена исправность ограждающих конструкций, препятствующихдоступу посторонних лиц к оборудованию и к запорно-регулирующейарматуре. 4.12.6. Раскопка трассы трубопроводов тепловых сетей илипроизводство работ вблизи них посторонними организациямидопускается только с разрешения организации, эксплуатирующейтепловые сети, под наблюдением специально назначенного ею лица. 4.12.7. В организации, эксплуатирующей тепловые сети, должныбыть составлены: план тепловой сети (масштабный); оперативная иэксплуатационная (расчетная) схемы; профили теплотрасс по каждоймагистрали. Ежегодно должны корректироваться план, схемы и профили всоответствии с фактическим состоянием тепловых сетей согласно

положениям п. 1.7.5 настоящих Правил. 4.12.8. Оперативная схема тепловых сетей, а также настройкаавтоматики и устройств технологической защиты должны обеспечивать: подачу потребителям теплоносителя заданных параметров всоответствии с договорами на пользование тепловой энергией; оптимальное потокораспределение теплоносителя в тепловыхсетях; возможность осуществления совместной работы несколькихисточников тепла на объединенные тепловые сети и перехода принеобходимости к раздельной работе источников; преимущественное использование наиболее экономичныхисточников. 4.12.9. Всем тепломагистралям, камерам (узлам ответвления),подкачивающим, подпиточным и дренажным насосным, узламавтоматического регулирования, неподвижным опорам, компенсаторам идругим сооружениям тепловых сетей должны быть присвоеныэксплуатационные номера, которыми они обозначаются на планах,схемах и пьезометрических графиках. На эксплуатационных (расчетных) схемах подлежат нумерации всеприсоединенные к сети абонентские системы, а на оперативных схемах,кроме того, секционирующая и запорная арматура. Арматура, установленная на подающем трубопроводе(паропроводе), должна быть обозначена нечетным номером, асоответствующая ей арматура на обратном трубопроводе(конденсатопроводе) - следующим за ним четным номером. 4.12.10. Каждый район тепловых сетей должен иметь переченьгазоопасных камер и проходных каналов. Перед началом работ такиекамеры должны быть проверены для обнаружения газа. Газоопасныекамеры должны иметь специальные знаки, окраску люков и содержатьсяпод надежным запором. Все газоопасные камеры и участки трассы должны быть отмеченына оперативной схеме тепловых сетей. Надзор за газоопасными камерами должен осуществляться всоответствии с установленным порядком. 4.12.11. Организация, эксплуатирующая тепловые сети, должнаосуществлять техническую приемку тепловых сетей, тепловых пунктов исистем теплопотребления, принадлежащих потребителю, после ихмонтажа или ремонта, при этом потребитель должен выполнятьгидравлическое испытание на прочность и плотность собственногооборудования давлением, не превышающим максимально допустимоепробное давление для данных сетей, арматуры и нагревательныхприборов в соответствии с положениями правил эксплуатациитеплопотребляющих установок и тепловых сетей потребителей. 4.12.12. Организация, эксплуатирующая тепловые сети, должнаорганизовать постоянный контроль за качеством сетевой воды вобратных трубопроводах в соответствии с положениями п. 4.8.40настоящих Правил и выявлять абонентов, ухудшающих качество сетевойводы. 4.12.13. Трубопроводы тепловых сетей до ввода их вэксплуатацию после монтажа или капитального ремонта должны бытьподвергнуты очистке: паропроводы - продувке со сбросом пара в атмосферу; водяные сети в закрытых системах теплоснабжения иконденсатопроводы - гидропневматической промывке; водяные сети в открытых системах теплоснабжения -гидропневматической промывке и дезинфекции с последующей повторнойпромывкой питьевой водой. Повторная после дезинфекции промывкадолжна производиться до достижения показателей сбрасываемой воды,соответствующих санитарным нормам на питьевую воду. Дезинфекция трубопроводов тепловой сети должна производиться всоответствии с санитарными правилами устройства и эксплуатациисистем централизованного горячего водоснабжения. 4.12.14. Подключение тепловых сетей потребителей и систем

теплопотребления, не прошедших гидропневматическую промывку, а воткрытых системах теплоснабжения также дезинфекцию, не допускается. 4.12.15. Все вновь смонтированные трубопроводы тепловых сетейдо ввода в эксплуатацию должны быть подвергнуты гидравлическомуиспытанию на плотность и прочность в соответствии с правиламиустройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячейводы. 4.12.16. Заполнение сетевых трубопроводов, их промывка иповторная промывка, дезинфекция (для открытых системтеплоснабжения), включение системы циркуляции, продувка и прогревпаропроводов и операции по пуску водяных или паровых тепловыхсетей, а также любые испытания сети или отдельных ее элементов иконструкций должны выполняться под руководством лица, отвечающегоза выполнение этих работ по специально разработанной техническойпрограмме, утвержденной руководством организации, эксплуатирующейтепловые сети, и согласованной с руководством энергообъекта -источника тепла. 4.12.17. Трубопроводы тепловых сетей должны заполняться водойтемпературой не выше 70°С при отключенных системахтеплопотребления. 4.12.18. Наружная поверхность трубопроводов и металлическихконструкций тепловых сетей (балки, опоры, мачты, эстакады и др.)должна быть защищена стойкими антикоррозионными покрытиями. Ввод в эксплуатацию тепловых сетей после окончаниястроительства или капитального ремонта без наружногоантикоррозионного покрытия труб и металлических конструкций недопускается. 4.12.19. Трубопроводы тепловых сетей, арматура, компенсаторы ифланцевые соединения должны быть покрыты тепловой изоляцией всоответствии с проектом. Применение в тепловых сетях гидрофильной засыпной изоляции, атакже набивной изоляции при прокладке трубопроводов в гильзах(футлярах) не допускается. 4.12.20. Ввод в эксплуатацию тепловых сетей при неработающемпонижающем дренаже не допускается. 4.12.21. Проходные каналы, а также крупные узловые камеры, вкоторых установлено электрооборудование, должны иметьэлектроосвещение согласно правилам устройства электроустановок. Приточно-вытяжная вентиляция проходных каналов должна быть висправном состоянии. 4.12.22. Все соединения труб тепловых сетей должны бытьсварными, за исключением мест применения фланцевой арматуры. Использование для компенсаторов и арматуры хлопчатобумажных ипеньковых набивок не допускается. 4.12.23. При надземной прокладке тепловых сетей задвижки сэлектроприводами должны быть размещены в помещении или заключены вкожухи, защищающие арматуру и электропривод от атмосферных осадкови исключающие доступ посторонних лиц. 4.12.24. Присоединение к тепловым сетям системтеплопотребления, не оборудованных регуляторами и защитнымиустройствами в соответствии с правилами эксплуатациитеплопотребляющих установок и тепловых сетей потребителей, а такжеприборами учета тепловой энергии и теплоносителей в соответствии справилами учета тепловой энергии и теплоносителя, не допускается. 4.12.25. Для контроля за состоянием оборудования тепловыхсетей и режимом их работы регулярно по графику должен производитьсяобход теплопроводов и тепловых пунктов. 4.12.26. Организация, эксплуатирующая тепловые сети, обязанавыявлять дефекты строительных конструкций, трубопроводов иоборудования тепловой сети, осуществлять контроль за их состояниеми за состоянием тепловой изоляции и антикоррозионного покрытия сприменением современных приборов и методов диагностики, а такжепутем осмотра, опрессовок, испытаний на максимальную температуру

теплоносителя и других методов. В организации, эксплуатирующейтепловые сети, должен осуществляться учет всех повреждений ивыявленных дефектов по всем видам оборудования и анализ вызвавшихих причин. Контроль за состоянием трубопроводов и оборудования тепловойсети должен осуществляться с учетом положений правил устройства ибезопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды. Периодичность проведения работ по контролю за состояниемоборудования тепловой сети определяется техническим руководителеморганизации, эксплуатирующей тепловые сети. 4.12.27. На водяных тепловых сетях и конденсатопроводах долженбыть организован систематический контроль за внутренней коррозиейтрубопроводов путем анализов сетевой воды и конденсата, а также поиндикаторам внутренней коррозии, устанавливаемым в наиболеехарактерных точках (на выводах с ТЭЦ и котельных, концевыхучастках, в двух-трех промежуточных узлах магистрали). Неработающие тепловые сети должны заполняться только химическиочищенной деаэрированной водой. 4.12.28. Из паропроводов насыщенного пара конденсат долженнепрерывно отводиться через конденсатоотводчики. Работа конденсатоотводчиков на общий конденсатопровод безустановки обратных клапанов не допускается. 4.12.29. Секционирующие задвижки и запорная арматура внормальном режиме должны быть в полностью открытом или полностьюзакрытом положении; регулировать ими расход теплоносителя недопускается. 4.12.30. Среднегодовая утечка теплоносителя из водяныхтепловых сетей должна быть не более 0,25% среднегодового объемаводы в тепловой сети и присоединенных к ней системахтеплопотребления в час независимо от схемы их присоединения (заисключением систем горячего водоснабжения, присоединенных черезводоподогреватели). Сезонная норма утечки теплоносителяустанавливается в пределах среднегодового значения. При определении утечки теплоносителя не должно учитыватьсяколичество воды на наполнение трубопроводов и системтеплопотребления при их плановом ремонте и подключении новыхучастков сети и потребителей, промывку, дезинфекцию и повторнуюпромывку (для открытых систем теплоснабжения), проведениерегламентных испытаний трубопроводов и оборудования тепловых сетей. 4.12.31. После ремонта до начала отопительного сезона должнобыть проведено гидравлическое испытание тепловых сетей в целяхпроверки плотности и прочности трубопроводов и установленнойзапорной и регулирующей арматуры в соответствии с правиламиустройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячейводы. Минимальное значение пробного давления должно составлять 1,25рабочего давления. При этом значение рабочего давленияустанавливается техническим руководителем организации,эксплуатирующей тепловые сети, в соответствии с положениями правилустройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячейводы. Максимальное значение пробного давления устанавливается всоответствии с положениями правил устройства и безопаснойэксплуатации трубопроводов пара и горячей воды с учетоммаксимальных нагрузок, которые могут принять на себя неподвижныеопоры. В каждом конкретном случае значение пробного давленияустанавливается техническим руководителем организации,эксплуатирующей тепловые сети в допустимых пределах, указанныхвыше. Одновременное проведение гидравлических испытаний тепловыхсетей на прочность и плотность и испытаний на максимальнуютемпературу теплоносителя не допускается.

4.12.32. Для гидравлических испытаний на прочность и плотностьтрубопроводы тепловых сетей должны заполняться водой с температуройне ниже 5 и не выше 40°С. На время проведения испытаний тепловых сетей пробным давлениемтепловые пункты и системы теплопотребления должны быть надежноотключены. 4.12.33. Определение тепловых и гидравлических потерь втепловых сетях должно осуществляться в соответствии с действующимиметодическими указаниями 1 раз в 5 лет по графику, утвержденномутехническим руководителем организации, эксплуатирующей тепловыесети. 4.12.34. Для определения опасности наружной коррозиитрубопроводов подземных тепловых сетей должны систематическипроизводиться их осмотры и электрические измерения по выявлениюкоррозионной агрессивности грунтов и опасного воздействияблуждающих токов в соответствии с типовой инструкцией по защитетрубопроводов тепловых сетей от наружной коррозии. 4.12.35. Технологические защиты должны быть включены вэксплуатацию постоянно. Отключение устройств технологической защитыво время работы тепловых сетей производится с разрешениятехнического руководителя организации, эксплуатирующей тепловыесети, с оформлением в оперативной документации. Устройства технологической защиты могут быть выведены изработы в следующих случаях: при работе сетей в переходных режимах; при очевидной неисправности защиты; во время устранения аварий; в период ремонта оборудования. Работоспособность устройств технологической защиты должнапериодически проверяться в сроки и в объеме, указанных в местнойинструкции. 4.12.36. Для водяных систем теплоснабжения в основу режимаотпуска тепла должен быть положен график центрального качественногорегулирования. Допускается применение качественно-количественного иколичественного графиков регулирования отпуска тепла принеобходимом уровне оснащения источников тепловой энергии, тепловыхсетей и систем теплопотребления средствами автоматическогорегулирования, разработке соответствующих гидравлических режимов. При наличии нагрузки горячего водоснабжения минимальнаятемпература воды в подающем трубопроводе сети должна быть: для закрытых схем - не ниже 70°С; для открытых схем горячего водоснабжения - не ниже 60°С. 4.12.37. Гидравлические режимы водяных тепловых сетей должныразрабатываться ежегодно для отопительного и летнего периодов; дляоткрытых систем теплоснабжения в отопительный период режимы должныразрабатываться при максимальном водоразборе из подающего иобратного трубопроводов и при отсутствии водоразбора. Мероприятия по регулированию расхода воды у потребителейдолжны быть составлены для каждого отопительного сезона. Очередность сооружения новых магистралей и насосных станций,предусмотренных схемой теплоснабжения, должна определяться с учетомреального роста присоединяемой тепловой нагрузки, для чего ворганизации, эксплуатирующей тепловую сеть, должны быть разработаныгидравлические режимы системы теплоснабжения на ближайшие 3-5 лет. В тепловых сетях должны быть предусмотрены мероприятия дляобеспечения теплоснабжения потребителей при выходе из строянасосных станций и отдельных участков основных магистралей. 4.12.38. Давление воды в любой точке подающей линии водяныхтепловых сетей, в трубопроводах и оборудовании источника тепловойэнергии, тепловых сетей и тепловых пунктов и в верхних точкахнепосредственно присоединенных систем теплопотребления при работесетевых насосов должно обеспечивать с запасом не менее 2

0,5 кгс/см (50 кПа) невскипание воды при ее максимальнойтемпературе. Давление воды в обратной линии водяных тепловых сетей приработе сетевых насосов должно быть в любой точке не ниже 20,5 кгс/см (50 кПа). Давление воды в обратной линии должно быть невыше допустимого для трубопроводов и оборудования источникатепловой энергии, тепловых сетей и тепловых пунктов и длянепосредственно присоединенных систем теплопотребления. 4.12.39. Статическое давление в системах теплоснабжения должнобыть таким, чтобы обеспечивать заполнение водой трубопроводовтепловой сети, а также всех непосредственно присоединенных системтеплопотребления. Статическое давление должно быть не вышедопустимого для трубопроводов и оборудования источника тепла,тепловых сетей и тепловых пунктов и непосредственно присоединенныхсистем теплопотребления. Статическое давление должно быть определено условно длятемпературы воды от 1 до 100°С. 4.12.40. При аварийном отключении сетевых и подкачивающихнасосов организация, эксплуатирующая тепловые сети, должнаобеспечить давление сетевой воды в тепловых сетях и системахтеплопотребления в пределах допустимых значений. При возможности аварийного изменения давлений сетевой воды свыходом за пределы допустимых значений должна быть предусмотреназащита оборудования источников тепловой энергии, тепловых сетей,систем теплопотребления от повышения давления и гидравлическихударов, а также обеспечено невскипание сетевой воды во всех точкахсистемы теплоснабжения. При возможности вскипания сетевой водысамозапуск, аварийное включение резервных насосов не допускаются. 4.12.41. Ремонт тепловых сетей должен производиться всоответствии с утвержденным графиком (планом) на основе результатованализа выявленных дефектов, повреждений, периодических осмотров,испытаний, диагностики и ежегодных опрессовок. График ремонтных работ должен быть составлен исходя из условияодновременного ремонта трубопроводов тепловой сети и тепловыхпунктов. Организация, эксплуатирующая тепловые сети, должна выполнятьработы, направленные на повышение уровня эксплуатации, надежности,безопасности и эффективности работы оборудования и сетей,уменьшение потерь тепловой энергии и теплоносителя, затратэлектроэнергии при транспорте и распределении тепловой энергии.

4.13. Контроль за состоянием металла

4.13.1. Для обеспечения безопасной работы теплоэнергетическогооборудования и предотвращения повреждений, которые могут бытьвызваны дефектами деталей при изготовлении, монтаже и ремонте, атакже развитием процессов ползучести, эрозии, коррозии, снижениемпрочностных и пластических характеристик при эксплуатации, долженбыть организован контроль за состоянием основного и наплавленногометалла. 4.13.2. Контроль за состоянием металла должен проводиться попланам, утвержденным техническим руководителем электростанции, всроки и объемах, предусмотренных нормативными документами. В нормативных документах должны содержаться положения повходному контролю и эксплуатационному контролю за состояниемметалла в пределах нормативного<1> и сверхнормативного срокаслужбы. 4.13.3. Контроль металла должна осуществлять лаборатория илислужба металлов энергообъектов, в ведении которых находитсясоответствующее оборудование, а также привлеченные организации,аттестованные на данный вид деятельности в установленном порядке.Организация работ по подготовке и проведению контроля возлагается

на технического руководителя электростанции. 4.13.4. На электростанции должен быть организован сбор ианализ информации о результатах контроля и повреждениях металла дляразработки мероприятий по повышению надежности оборудования. Принеобходимости должен быть выполнен дополнительный контроль засостоянием металла сверх предусмотренного нормативными документами. 4.13.5. Технические документы, в которых регистрируютсярезультаты контроля, должны храниться до списания оборудования. 4.13.6. Входной контроль должен проводиться в целяхопределения технического уровня поставляемых узлов и деталей, атакже получения данных для сравнительной оценки состояния основногои наплавленного металла до начала работы оборудования и припоследующем эксплуатационном контроле, определения уровня ихсвойств для оценки соответствия техническим условиям. 4.13.7. Входному контролю подлежит металл вновь вводимыхтеплоэнергетических установок, а также вновь устанавливаемых приремонте эксплуатируемого оборудования узлов и деталей. Методы иобъемы входного контроля за состоянием металла должны бытьопределены нормативными документами. 4.13.8. Эксплуатационный контроль должен быть организован дляоценки изменения состояния металла элементов оборудования иопределения его пригодности к дальнейшей эксплуатации в пределахнормативного срока службы. 4.13.9. Техническое диагностирование основных элементовэнергооборудования (гибов трубопроводов, барабанов, коллекторовкотла, паропроводов, сосудов, корпусов цилиндров, стопорныхклапанов, роторов турбин) проводится в целях определениядополнительного срока службы (после нормативного) и разработкимероприятий, обеспечивающих надежную работу в течение указанноговремени. 4.13.10. Для оценки состояния основного и наплавленногометалла должны применяться, как правило, неразрушающие методыконтроля, соответствующие положения нормативной документации. 4.13.11. При техническом диагностировании оценка фактическогосостояния металла, как правило, производится по вырезкам. 4.13.12. При неудовлетворительных результатах контроля засостоянием металла ответственных деталей и узлов (гибовтрубопроводов, барабанов, коллекторов котла, главных паропроводов,сосудов, корпусов цилиндров, стопорных клапанов, роторов турбины ит. п.) или выработке ими нормативного срока службы создаетсяэкспертно-техническая комиссия (ЭТК), которая рассматриваетрезультаты контроля за состоянием металла за все времяэксплуатации, заключение экспертной организации, проводившейтехническое диагностирование оборудования, другие необходимыедокументы и принимает решение о ремонте этих узлов и деталей иоставлении их в работе либо обосновывает необходимость их демонтажаили проведения восстановительной термической обработки. 4.13.13. Для конкретной электростанции допускается разработкапроизводственной инструкции по контролю за состоянием металла,учитывающей особенности эксплуатации этой электростанции. Присоответствующем техническом обосновании производственная инструкцияможет отличаться от общепринятой инструкции по объему и срокампроведения контроля. ________________ <1> Нормативный срок службы (парковый ресурс, назначенный илирасчетный срок службы) определяется нормативными документами.

5. Электрическое оборудование электростанций и сетей

5.1. Генераторы и синхронные компенсаторы

5.1.1. При эксплуатации генераторов и синхронных компенсаторовдолжны быть обеспечены их бесперебойная работа в допустимых

режимах, надежное действие систем возбуждения, охлаждения,маслоснабжения, устройств контроля, защиты, автоматики идиагностики. 5.1.2. Автоматические регуляторы возбуждения (АРВ) должны бытьпостоянно включены в работу. Отключение АРВ или отдельных ихэлементов (ограничение минимального возбуждения и др.) допускаетсятолько для ремонта или проверки. Настройка и действие АРВ должны быть увязаны с допустимымирежимами работы генераторов (синхронных компенсаторов),общестанционными и системными устройствами автоматики. На электростанциях и в энергосистемах должны быть данные обосновных параметрах настройки АРВ. На резервных возбудителях должна быть обеспечена форсировкавозбуждения кратностью не ниже 1,3 номинального напряжения ротора. 5.1.3. Автоматические регуляторы возбуждения и устройствафорсировки рабочего возбуждения должны быть настроены так, чтобыпри заданном понижении напряжения в сети были обеспечены: предельное установившееся напряжение возбуждения не нижедвукратного в рабочем режиме, если это значение не ограниченонормативными документами для отдельных старых типов машин; номинальная скорость нарастания напряжения возбуждения; автоматическое ограничение заданной длительности форсировки. 5.1.4. Генераторы должны вводиться в эксплуатацию на основномвозбуждении. В условиях эксплуатации переводы с основного возбуждения нарезервное и обратно должны выполняться без отключения генераторовот сети. Переходы с рабочего канала регулирования возбуждения нарезервный и обратно должны производиться, как правило, безизменения режима работы генераторов. 5.1.5. На всех генераторах и синхронных компенсаторах, неимеющих обмоток отрицательного возбуждения, должна быть установленаи постоянно находиться в работе защита обмотки ротора отперенапряжений (разрядник, гасительное сопротивление и т. п.). 5.1.6. Резервные источники маслоснабжения уплотнений валатурбогенераторов и подшипников синхронных компенсаторов сводородным охлаждением должны автоматически включаться в работу приотключении рабочего источника и понижении давления (расхода) масланиже установленного предела. Для резервирования основных источников маслоснабженияуплотнений генераторов мощностью 60 МВт и более должны бытьпостоянно включены демпферные баки. Запас масла в демпферных бакахдолжен обеспечивать подачу масла и поддержание положительногоперепада давлений масло-водород на уплотнениях вала в течение всеговремени выбега турбоагрегата со срывом вакуума в случаях отказавсех источников маслоснабжения. 5.1.7. Турбогенераторы и синхронные компенсаторы с водороднымохлаждением после монтажа и капитального ремонта должны вводиться вэксплуатацию при номинальном давлении водорода. Для турбогенераторов, имеющих непосредственное водородное иливодородно-водяное охлаждение активных частей, работа на воздушномохлаждении под нагрузкой не допускается. Непродолжительная работа таких машин при воздушном охлажденииразрешается только в режиме холостого хода без возбуждения стемпературой воздуха не выше указанной в заводской инструкции. Длятурбогенераторов серии ТВФ допускается кратковременное возбуждениемашины, отключенной от сети. 5.1.8. Устройства для пожаротушения генераторов и синхронныхкомпенсаторов должны быть в постоянной готовности и обеспечиватьвозможность их быстрого приведения в действие. Генераторы и синхронные компенсаторы с воздушным охлаждениемдолжны быть оборудованы системой пожаротушения распыленной водойили инертным газом.

5.1.9. При пуске и во время эксплуатации генераторов исинхронных компенсаторов должен осуществляться контрольэлектрических параметров статора, ротора и системы возбуждения;температуры обмотки и стали статора, охлаждающих сред (в том числеи оборудования системы возбуждения), уплотнений вала, подшипников иподпятников; давления, в том числе перепада давлений на фильтрах,удельного сопротивления и расхода дистиллята через обмотки и другиеактивные и конструктивные части; давления и чистоты водорода;давления и температуры масла, а также перепада давлениймасло-водород в уплотнениях вала; герметичности систем жидкостногоохлаждения; влажности газовой среды, заполняющей корпустурбогенераторов; уровня масла в демпферных баках и поплавковыхгидрозатворах турбогенераторов, в масляных ваннах подшипников иподпятников гидрогенераторов; вибрации подшипников и контактныхколец турбогенераторов, крестовин и подшипников гидрогенераторов. 5.1.10. Периодичность определения показателей работыгазомасляной и водяной систем генераторов и синхронныхкомпенсаторов, находящихся в работе или резерве, должна бытьследующей: температуры точки росы (влажности) газа в корпусетурбогенератора - не реже 1 раза в неделю, а при неисправнойсистеме индивидуальной осушки газа или влажности, превышающейдопустимую, - не реже 1 раза в сутки. Влажность газа внутри корпуса турбогенератора с полным водянымохлаждением должна контролироваться непрерывно автоматически; газоплотности корпуса машины (суточной утечки водорода) - нереже 1 раза в месяц; чистоты водорода в корпусе машины - не реже 1 раза в неделю поконтрольным химическим анализам и непрерывно по автоматическомугазоанализатору, а при неисправности автоматическогогазоанализатора - не реже 1 раза в смену; содержания водорода в газовых ловушках обмоток статоров игазоохладителей турбогенераторов с водородно-водяным охлаждением, вкартерах подшипников, сливных маслопроводах уплотнений вала (своздушной стороны), экранированных токопроводах, кожухах линейных инулевых выводов - непрерывно автоматическим газоанализатором,действующим на сигнал, а при неисправности или отсутствии такогогазоанализатора - переносным газоанализатором или индикатором нереже 1 раза в сутки; содержания кислорода в водороде внутри корпуса машины, впоплавковом гидрозатворе, бачке продувки и водородоотделительномбаке маслоочистительной установки генератора - в соответствии сутвержденным графиком по данным химического контроля; показателей качества дистиллята в системе водяного охлажденияобмоток и других частей генератора - в соответствии с типовойинструкцией по эксплуатации генераторов. 5.1.11. Чистота водорода должна быть не ниже: в корпусахгенераторов с непосредственным водородным охлаждением и синхронныхкомпенсаторов всех типов - 98%, в корпусах генераторов с косвеннымводородным охлаждением при избыточном давлении водорода 20,5 кгс/см (50 кПа) и выше - 97%, при избыточном давлении водорода 2до 0,5 кгс/см (50 кПа) - 95%. Температура точки росы водорода при рабочем давлении иливоздуха в корпусе турбогенератора должна быть не выше 15°С и всегданиже температуры воды на входе в газоохладители. Температура точки росы воздуха в корпусе генератора с полнымводяным охлаждением должна быть не выше значения, устанавливаемогозаводской инструкцией по эксплуатации. 5.1.12. Содержание кислорода в водороде в корпусе генератора(синхронного компенсатора) должно быть не более 1,2%, а впоплавковом гидрозатворе, бачке продувки и водородоотделительном

баке маслоочистительной установки генератора - не более 2%. 5.1.13. Содержание водорода в картерах подшипников, сливныхмаслопроводах уплотнений вала (с воздушной стороны), экранированныхтокопроводах, кожухах линейных и нулевых выводов должно быть менее1%. Работа турбогенератора при содержании водорода в токопроводах,кожухах линейных и нулевых выводов 1% и выше, а в картерахподшипников, сливных маслопроводах уплотнений вала (с воздушнойстороны) - более 2% не допускается. 5.1.14. Колебания давления водорода в корпусе генератора(синхронного компенсатора) при номинальном избыточном давлении 2водорода до 1 кгс/см (100 кПа) должны быть не более 20%, а прибольшем избыточном давлении допускаются не более 2+- 0,2 кгс/см (20 кПа). 5.1.15. На всасывающих магистралях маслонасосов синхронныхкомпенсаторов при работе на водородном охлаждении должно быть 2обеспечено избыточное давление масла не менее 0,2 кгс/см (20 кПа). 5.1.16. Давление масла в уплотнениях при неподвижном ивращающемся роторе генератора должно превышать давление водорода вкорпусе машины. Низший и высший пределы перепада давлений должныуказываться в инструкции завода-изготовителя. 5.1.17. В системе маслоснабжения уплотнений валатурбогенераторов должны быть постоянно включены в работу регуляторыдавления масла (уплотняющего, прижимного, компенсирующего). Опломбирование запорной арматуры системы маслоснабженияуплотнений вала должно соответствовать положениям п. 4.4.17настоящих Правил. 5.1.18. Суточная утечка водорода в генераторе должна быть неболее 5%, а суточный расход с учетом продувок - не более 10% общегоколичества газа при рабочем давлении, Суточный расход водорода в синхронном компенсаторе должен бытьне более 5% общего количества газа в нем. 5.1.19. Генераторы, как правило, должны включаться в сетьспособом точной синхронизации. При использовании точной синхронизации должна быть введенаблокировка от несинхронного включения. Допускается использование при включении в сеть способасамосинхронизации, если это предусмотрено техническими условиями напоставку или специально согласовано с заводом-изготовителем. При ликвидации аварий в энергосистеме турбогенераторымощностью до 220 МВт включительно и все гидрогенераторы разрешаетсявключать на параллельную работу способом самосинхронизации.Турбогенераторы большей мощности разрешается включать этим способомпри условии, что кратность сверхпереходного тока к номинальному,определенная с учетом индуктивных сопротивлений блочныхтрансформаторов и сети, не превышает 3,0. 5.1.20. Генераторы в случае сброса нагрузки и отключения, несопровождающегося повреждением агрегата или неисправной работойсистемы регулирования турбины, разрешается включать в сеть безосмотра и ревизии. 5.1.21. Скорость повышения напряжения на генераторах исинхронных компенсаторах не ограничивается. Скорость набора и изменения активной нагрузки для всехгенераторов определяется условиями работы турбины или котла. Скорость изменения реактивной нагрузки генераторов исинхронных компенсаторов с косвенным охлаждением обмоток,турбогенераторов ГТУ, а также гидрогенераторов с непосредственнымохлаждением обмоток не ограничивается; на турбогенераторах снепосредственным охлаждением обмоток эта скорость в нормальныхрежимах должна быть не выше скорости набора активной нагрузки, а ваварийных условиях не ограничивается.

5.1.22. Номинальная мощность генераторов при номинальномкоэффициенте мощности (для всех турбогенераторов мощностью 30 МВт иболее и всех турбогенераторов газотурбинных и парогазовых установоктакже длительная максимальная мощность при установленных значенияхкоэффициента мощности и параметров охлаждения) и номинальнаямощность синхронных компенсаторов должны сохраняться приодновременных отклонениях напряжения до +- 5% и частоты до +- 2,5%номинальных значений при условии, что при работе с повышеннымнапряжением и пониженной частотой сумма абсолютных значенийотклонений напряжения и частоты не превышает 6%, если в стандартахна отдельные типы машин не оговорены иные условия по отклонениюнапряжения и частоты. Наибольший ток ротора, полученный при работе с номинальноймощностью и при отклонениях напряжения в пределах +- 5%, длительнодопустим при работе с номинальными параметрами охлаждающих сред. В случае работы с длительной максимальной мощностью наибольшийток ротора при отклонении напряжения до +- 5% длительно допустимтолько при соответствующих параметрах охлаждения. Для всех генераторов и синхронных компенсаторов наибольшеерабочее напряжение должно быть не выше 110% номинального. Принапряжении выше 105% допустимая полная мощность генератора исинхронного компенсатора должна быть установлена в соответствии суказаниями инструкций завода-изготовителя или по результатамиспытаний. При напряжении на генераторе или синхронном компенсаторе ниже95% номинального ток статора должен быть не выше 105% длительнодопустимого. 5.1.23. Длительная перегрузка генераторов и синхронныхкомпенсаторов по току сверх значения, допустимого при данныхтемпературе и давлении охлаждающей среды, не допускается. В аварийных условиях генераторы и синхронные компенсаторыразрешается кратковременно перегружать по токам статора и роторасогласно инструкциям завода-изготовителя, техническим условиям игосударственным стандартам. Если в них соответствующие указанияотсутствуют, при авариях в энергосистемах допускаютсякратковременные перегрузки генераторов и синхронных компенсаторовпо току статора при указанной в таблице 5.1 кратности тока,отнесенной к номинальному значению.

Таблица 5.1

Допустимая кратность перегрузки генераторов и синхронных компенсаторов по току статора

+------------------------------------------------------------------+|Продолжительность|Косвенное охлаждение|Непосредственное охлаждение||перегрузки, мин.,| обмотки статора | обмотки статора || не более | +---------------------------|| | | водой | водородом |+-----------------+--------------------+-----------+---------------||60 |1,1 |1,1 |- |+-----------------+--------------------+-----------+---------------||15 |1,15 |1,15 |- |+-----------------+--------------------+-----------+---------------||10 |- |- |1,1 |+-----------------+--------------------+-----------+---------------||6 |1,2 |1,2 |1,15 |+-----------------+--------------------+-----------+---------------||5 |1,25 |1,25 |- |+-----------------+--------------------+-----------+---------------||4 |1,3 |1,3 |1,2 |+-----------------+--------------------+-----------+---------------||3 |1,4 |1,35 |1,25 |

+-----------------+--------------------+-----------+---------------||2 |1,5 |1,4 |1,3 |+-----------------+--------------------+-----------+---------------||1 |2,0 |1,5 |1,5 |+------------------------------------------------------------------+

Допустимая перегрузка по току возбуждения генераторов исинхронных компенсаторов с косвенным охлаждением обмотокопределяется допустимой перегрузкой статора. Для турбогенераторов снепосредственным водородным или водяным охлаждением обмотки роторадопустимая перегрузка по току возбуждения должна быть определенакратностью тока, отнесенной к номинальному значению тока ротора(таблица 5.2).

Таблица 5.2

Допустимая кратность перегрузки турбогенераторов по току ротора

+-----------------------------------------------------------------+|Продолжительность | Турбогенераторы ||перегрузки, мин., +---------------------------------------------|| не более |ТВФ, кроме ТВФ-120-2| ТГВ, ТВВ (до 500 МВт || | |включительно), ТВФ-120-2|+-------------------+--------------------+------------------------||60 |1,06 |1,06 |+-------------------+--------------------+------------------------||4 |1,2 |1,2 |+-------------------+--------------------+------------------------||1 |1,7 |1,5 |+-------------------+--------------------+------------------------||0,5 |2,0 |- |+-------------------+--------------------+------------------------||0,33 |- |2,0 |+-----------------------------------------------------------------+

5.1.24. При появлении однофазного замыкания на землю в обмоткестатора или цепи генераторного напряжения блочный генератор(синхронный компенсатор) или блок при отсутствии генераторноговыключателя должен автоматически отключаться, а при отказе защиты -немедленно разгружаться и отключаться от сети: на блоках генератор-трансформатор (компенсатор-трансформатор)без ответвлений на генераторном напряжении и с ответвлениями ктрансформаторам собственных нужд - независимо от значенияемкостного тока замыкания; при замыкании на землю в обмотке статора блочных генераторов исинхронных компенсаторов, имеющих электрическую связь нагенераторном напряжении с сетью собственных нужд илипотребителей, - при токах замыкания 5 А и более. Такие же меры должны быть предусмотрены при замыкании на землюв обмотке статора генераторов и компенсаторов, работающих насборные шины при естественном токе замыкания на землю 5 А и более. При появлении замыкания на землю в цепях генераторногонапряжения блочных генераторов (компенсаторов), имеющихэлектрическую связь с сетью собственных нужд или потребителей ивключенных на сборные шины генераторов (компенсаторов), когдаемкостный ток замыкания не превышает 5 А и защиты действуют насигнал или нечувствительны, работа генераторов (компенсаторов)допускается в течение не более 2 ч (для отыскания места замыкания,перевода нагрузки). При выявлении замыкания в обмотке статора генератор(компенсатор) должен быть отключен. Если установлено, что место замыкания на землю находится не вобмотке статора, по усмотрению технического руководителя

электростанции или организации, эксплуатирующей электрическую сеть,допускается работа генератора или синхронного компенсатора сзамыканием на землю в сети продолжительностью до 6 ч. 5.1.25. При появлении сигнала или выявлении измерениямиглубокого понижения сопротивления изоляции цепи возбуждениятурбогенератора с непосредственным охлаждением обмотки ротора ондолжен быть не более чем за 1 ч, а при замыкании на землю -немедленно переведен на резервный возбудитель или резервныйтиристорный канал возбуждения. Если при этом сопротивление изоляциивосстановится, генератор может быть оставлен в работе, если оноостанется пониженным, но выше предельного наименьшего значения,установленного инструкцией завода-изготовителя или другиминормативными документами, турбогенератор при первой возможности, ноне позднее чем через 7 сут. должен быть выведен в ремонт. При отсутствии резервного возбудителя, невозможности егоиспользования или неисправности резервного тиристорного каналавозбуждения, а также при дальнейшем понижении сопротивленияизоляции (ниже предельного наименьшего значения) при работе нарезервном возбуждении турбогенератор должен быть в течение 1 чразгружен, отключен от сети и выведен в ремонт. При появлении замыкания на землю (понижении сопротивленияизоляции до 2 кОм и ниже) в цепи возбуждения турбогенератора скосвенным охлаждением обмотки ротора он должен быть переведен нарезервный возбудитель или резервный тиристорный канал возбуждения.Если при этом замыкание на землю исчезнет, допускается оставитьгенератор в работе. При обнаружении замыкания на землю в обмоткеротора турбогенератор должен быть при первой возможности выведен времонт. До вывода в ремонт при устойчивом замыкании обмотки роторана корпус должна быть введена защита от двойного замыкания на землюв обмотке ротора с действием на сигнал или отключение. Припоявлении сигнала турбогенератор должен быть немедленно разгружен иотключен от сети. Если защита от двойного замыкания непредусмотрена или не может быть введена, то турбогенератор долженбыть в течение 1 ч разгружен, отключен от сети и выведен в ремонт. Работа гидрогенераторов и синхронных компенсаторов сзамыканием на землю в цепи возбуждения не допускается. 5.1.26. Допускается длительная работа с разностью токов вфазах, не превышающей 12% номинального для турбогенераторов и 20%для синхронных компенсаторов и дизель-генераторов. Для гидрогенераторов с системой косвенного воздушногоохлаждения обмотки статора допускается разность токов в фазах 20%при мощности 125 М х ВА и ниже, 15% - при мощности свыше125 МВ х А. Для гидрогенераторов с непосредственным водяным охлаждениемобмотки статора допускается разность токов в фазах 10%. Во всех случаях ни в одной из фаз ток не должен быть вышеноминального. 5.1.27. Допускается кратковременная работа турбогенераторов васинхронном режиме без возбуждения при сниженной нагрузке. Длятурбогенераторов с косвенным охлаждением обмоток допустима нагрузкав указанном режиме до 60% номинальной, а продолжительность работыпри этом - не более 30 мин. Допустимая нагрузка и продолжительность работы в асинхронномрежиме без возбуждения асинхронизированных турбогенераторов итурбогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток должны бытьустановлены на основании указаний заводских инструкций, а при ихотсутствии - на основании результатов специальных испытаний илиположений нормативных документов. Допустимость асинхронных режимов турбогенераторов по ихвоздействию на сеть должна быть установлена расчетами илииспытаниями. Работа гидрогенераторов и турбогенераторов с наборными зубцамиротора в асинхронном режиме без возбуждения не допускается.

Несинхронная работа отдельного возбужденного генератора любоготипа относительно других генераторов электростанции не допускается. 5.1.28. Допустимость и продолжительность работы генератора врежиме электродвигателя ограничиваются условиями работы турбины иопределяются заводом - изготовителем турбины или нормативнымидокументами. 5.1.29. Длительная работа генераторов с коэффициентом мощностиниже номинального и в режиме синхронного компенсатора сперевозбуждением (в индуктивном квадранте) разрешается при токевозбуждения не выше длительно допустимого при данных параметрахохлаждающих сред. Допустимая реактивная нагрузка генераторов в режимесинхронного компенсатора и синхронных компенсаторов снедовозбуждением (в емкостном квадранте) должна быть установлена наосновании заводских инструкций или нормативных документов, а при ихотсутствии - на основании результатов специальных тепловыхиспытаний. 5.1.30. Разрешается длительная работа генераторов с косвеннымохлаждением обмоток при повышении коэффициента мощности отноминального до единицы с сохранением номинального значения полноймощности. Допустимые длительные нагрузки генераторов в режиме работы снедовозбуждением, а также при повышении коэффициента мощности отноминального до единицы для генераторов с непосредственнымохлаждением должны быть установлены на основании указаний заводскихинструкций, а при их отсутствии - на основании нормативныхдокументов с учетом обеспечения устойчивости параллельной работы всети и состояния стали сердечника генератора. При работе генераторов в режиме недовозбуждения должно бытьобеспечено автоматическое ограничение минимального токавозбуждения. 5.1.31. Работа генераторов с непосредственным жидкостнымохлаждением обмоток при отсутствии циркуляции дистиллята или маслав обмотках во всех режимах, кроме режима холостого хода безвозбуждения, не допускается. В случае прекращения циркуляции охлаждающей жидкости вобмотках с непосредственным жидкостным охлаждением нагрузка должнабыть автоматически снята в течение 2 мин. (если в инструкциях наотдельные типы генераторов не оговорены более жесткие условия),генератор должен быть отключен от сети и возбуждение снято. 5.1.32. Сопротивление изоляции всей цепи возбуждениягенераторов и синхронных компенсаторов с газовым охлаждениемобмотки ротора и с воздушным охлаждением элементов системывозбуждения, измеренное мегаомметром на напряжение 500-1000 В,должно быть не менее 0,5 МОм. При водяном охлаждении обмотки ротора или элементов системывозбуждения допустимые значения сопротивления изоляции цепивозбуждения определяются заводскими инструкциями по эксплуатациигенераторов и систем возбуждения, объемом и нормами испытанийэлектрооборудования. Работа генераторов и синхронных компенсаторов, имеющихсопротивление изоляции цепей возбуждения ниже нормированныхзначений, допускается только с разрешения технического руководителяэлектростанции или организации, эксплуатирующей электрические сети,с учетом положений п. 5.1.25 настоящих Правил. 5.1.33. Качество дистиллята (изоляционного масла),циркулирующего в системе жидкостного охлаждения обмоток ивыпрямительных установок генераторов, должно соответствоватьположениям типовой и заводских инструкций по эксплуатациигенераторов и систем возбуждения. Фильтры, установленные в системе жидкостного охлаждения,должны постоянно находиться в работе. При понижении удельного сопротивления дистиллята в обмотках

генератора до 100 кОм х см должна действовать предупредительнаясигнализация, а при его понижении до 50 кОм х см генератор долженбыть разгружен, отключен от сети и возбуждение снято. 5.1.34. Сопротивление изоляции подшипников и корпусовуплотнений вала генераторов, синхронных компенсаторов ивозбудителей при полностью собранных маслопроводах, измеренное примонтаже или ремонте мегаомметром на напряжение 1000 В, должно бытьне менее 1 МОм, а для подпятников и подшипников гидрогенераторов -не менее 0,3 МОм, если в инструкциях не оговаривается более жесткаянорма. Исправность изоляции подшипников и уплотнений валатурбогенераторов, подшипников синхронных компенсаторов с воздушнымохлаждением и возбудителей, а также подшипников и подпятниковгидрогенераторов (если позволяет конструкция последних) должнапроверяться не реже 1 раза в месяц. Исправность изоляции подшипников синхронных компенсаторов сводородным охлаждением должна быть проверена при капитальномремонте. 5.1.35. Для предотвращения повреждений генератора, работающегов блоке с трансформатором, при неполнофазных отключениях иливключениях выключателя генератор должен быть отключен смежнымивыключателями секции или системы шин, к которой присоединен блок. 5.1.36. Вибрация подшипников турбогенераторов должнасоответствовать положениям п. 4.4.26, а крестовин и подшипниковгидрогенераторов - положениям п. 3.3.12 настоящих Правил. У синхронных компенсаторов с номинальной частотой вращения750 и 1000 об./мин. двойная амплитуда вибрации должна быть не выше80 мкм. При отсутствии устройства дистанционного измерениявибрации периодичность контроля устанавливается в зависимости отвибрационного состояния компенсатора, но не реже 1 раза в год. Вибрация контактных колец турбогенераторов должна измерятьсяне реже 1 раза в 3 мес. и быть не выше 300 мкм. При вибрацииконтактных колец свыше 300 мкм, сопровождающейся ухудшением работыщеточно-контактного аппарата, турбогенератор при первой возможностидолжен быть выведен в ремонт. Вибрация колец после ремонта недолжна превышать 200 мкм. 5.1.37. После монтажа и капитального ремонта генераторы исинхронные компенсаторы, как правило, могут быть включены в работубез сушки. Необходимость сушки устанавливается объемом и нормамииспытаний электрооборудования. 5.1.38. Заполнение генераторов с непосредственным охлаждениемобмоток водородом и освобождение от него в нормальных условияхдолжны производиться при неподвижном роторе или вращении его отвалоповоротного устройства. В аварийных условиях освобождение от водорода может бытьначато во время выбега машины. Водород или воздух должен быть вытеснен из генератора(синхронного компенсатора) инертными газами (углекислым газом илиазотом) в соответствии с типовой инструкцией по эксплуатациигазомасляной системы водородного охлаждения генераторов. 5.1.39. На тех электростанциях, где установлены генераторы сводородным охлаждением, запас водорода должен обеспечивать его10-дневный эксплуатационный расход и однократное заполнение одногогенератора наибольшего газового объема, а запас углекислого газаили азота - шестикратное заполнение генератора с наибольшим газовымобъемом. При наличии на электростанции резервного электролизерадопускается уменьшение запаса водорода в ресиверах на 50%. 5.1.40. Запас водорода на тех подстанциях, где установленысинхронные компенсаторы с водородным охлаждением, долженобеспечивать 20-дневный эксплуатационный расход водорода иоднократное заполнение одного компенсатора с наибольшим газовымобъемом, а при наличии электролизной установки - 10-дневный расход

и однократное заполнение указанного компенсатора. Запас углекислогогаза или азота на таких подстанциях должен обеспечивать трехкратноезаполнение этого же компенсатора. 5.1.41. Обслуживание и ремонт системы газового охлаждения(газопроводов, арматуры, газоохладителей), элементов системынепосредственного жидкостного охлаждения обмоток и других активныхи конструктивных частей внутри корпуса генератора, а такжеэлектрооборудования всей водяной и газомасляной систем, переводтурбогенератора с воздушного охлаждения на водородное и наоборот,участие в приемке из ремонта масляных уплотнений, поддержаниезаданных чистоты и давления водорода, а также влажности газовойсреды в турбогенераторе должен осуществлять электрический цехэлектростанции. Надзор за работой и ремонт системы маслоснабжения уплотненийвала (включая регуляторы давления масла и лабиринтныемаслоуловители), масляных уплотнений вала всех типов, оборудованияи распределительной сети охлаждающей воды до газоохладителей, атакже оборудования системы подачи и слива охлаждающего дистиллятавне генератора должен осуществлять турбинный или котлотурбинныйцех. На тех электростанциях, где имеется специализированныйремонтный цех, ремонт указанного оборудования должен выполнять этотцех. Возможное на ряде электростанций отступление от вышеуказанногораспределения функций по обслуживанию узлов и систем генераторов сучетом местных условий должно быть закреплено распоряжениемтехнического руководителя электростанции. 5.1.42. Капитальный и текущий ремонт генераторов должен бытьсовмещен с капитальным и текущим ремонтом турбин. Капитальный ремонт синхронных компенсаторов долженпроизводиться 1 раз в 4-5 лет. Первые ремонтные работы с выемкой ротора на турбогенераторахи синхронных компенсаторах, включая усиление крепления лобовыхчастей, переклиновку пазов статора, проверку крепления шин икронштейнов, проверку крепления и плотности запрессовки сердечникастатора, должны быть произведены не позднее чем через 8000 ч работыпосле ввода в эксплуатацию. Первые ремонтные работы нагидрогенераторах должны быть произведены не позднее чем через6000 ч. Выемка роторов генераторов и синхронных компенсаторов припоследующем ремонте должна осуществляться по мере необходимости илив соответствии с положениями нормативных документов. 5.1.43. Профилактические испытания и измерения на генераторахи синхронных компенсаторах должны проводиться в соответствии собъемом и нормами испытаний электрооборудования. 5.1.44. Плановые отключения генераторов от сети при наличииположительной мощности на выводах машин не допускаются. 5.1.45. При плановых и аварийных отключениях генераторов(блоков генератор-трансформатор) необходимо обеспечитьбезотлагательную разборку главной схемы электрических соединенийдля предотвращения самопроизвольной или ошибочной подачи напряженияна останавливающийся генератор (за исключением генераторовгидротурбинных установок, на которые распространяются положения п.3.3.4 настоящих Правил). 5.1.46. Круговой огонь на контактных кольцах турбо- игидрогенераторов, вспомогательного генератора, а также наколлекторе возбудителя не допускается. При обнаружении кругового огня персонал должен немедленноотключить турбину, снять возбуждение и отключить генератор от сети. 5.1.47. Турбогенераторы с замкнутой системой воздушногоохлаждения должны эксплуатироваться с включенными в работу иисправными устройствами предотвращения попадания загрязнений изокружающего воздуха внутрь машины (системой наддува, фильтрами и

т. п.). Турбогенераторы с разомкнутой системой охлаждения должны бытьоборудованы устройствами подвода наружного воздуха, очистки ирециркуляции охлаждающего машину воздуха.

5.2. Электродвигатели

5.2.1. При эксплуатации электродвигателей, ихпускорегулирующих устройств и защит должна быть обеспечена ихнадежная работа при пуске и в рабочих режимах. 5.2.2. На шинах собственных нужд электростанции напряжениедолжно поддерживаться в пределах 100-105% номинального. Принеобходимости допускается работа электродвигателей при напряжении90-110% номинального с сохранением их номинальной мощности. При изменении частоты питающей сети в пределах 2,5%номинального значения допускается работа электродвигателей сноминальной мощностью. Номинальная мощность электродвигателей должна сохраняться приодновременном отклонении напряжения до +- 10% и частоты до +- 2,5%номинальных значений при условии, что при работе с повышеннымнапряжением и пониженной частотой или с пониженным напряжением иповышенной частотой сумма абсолютных значений отклонений напряженияи частоты не превышает 10%. 5.2.3. На электродвигатели и приводимые ими механизмы должныбыть нанесены стрелки, указывающие направление вращения. Наэлектродвигателях, их пусковых устройствах и шкафах регулируемогоэлектропривода должны быть надписи с наименованием агрегата, ккоторому они относятся. 5.2.4. Продуваемые электродвигатели, устанавливаемые в пыльныхпомещениях и помещениях с повышенной влажностью, должны бытьоборудованы устройствами подвода чистого охлаждающего воздуха.Количество воздуха, продуваемого через электродвигатель, а такжеего параметры (температура, содержание примесей и т. п.) должнысоответствовать положениям заводских инструкций. Плотность тракта охлаждения (воздуховодов, узлов присоединениякожухов воздуховодов к корпусу электродвигателя, заслонок) должнапроверяться не реже 1 раза в год. Индивидуальные электродвигатели внешних вентиляторовохлаждения должны автоматически включаться и отключаться привключении и отключении основных электродвигателей. 5.2.5. Электродвигатели с водяным охлаждением обмотки ротора иактивной стали статора, а также со встроенными водянымивоздухоохладителями должны быть оборудованы устройствами,сигнализирующими о появлении воды в корпусе. Эксплуатацияоборудования и аппаратуры систем водяного охлаждения, качествоконденсата и воды должны соответствовать положениям заводскихинструкций. 5.2.6. На электродвигателях, имеющих принудительную смазкуподшипников, должна быть установлена защита, действующая на сигнали отключение электродвигателя при повышении температуры вкладышейподшипников или прекращении поступления смазки. 5.2.7. При перерыве в электропитании электродвигателей(включая электродвигатели с регулируемой частотой вращения)ответственного тепломеханического оборудования должен бытьобеспечен их групповой самозапуск при повторной подаче напряженияот рабочего или резервного источника питания с сохранениемустойчивости технологического режима основного оборудования. Время перерыва питания, определяемое выдержками временитехнологических и резервных электрических защит, должно быть неболее 2,5 с. Перечень ответственных механизмов должен быть утверждентехническим руководителем электростанции. 5.2.8. Электродвигатели с короткозамкнутыми роторами

разрешается пускать из холодного состояния 2 раза подряд, изгорячего - 1 раз, если заводской инструкцией не допускаетсябольшего количества пусков. Последующие пуски разрешаются послеохлаждения электродвигателя в течение времени, определяемогозаводской инструкцией для данного типа электродвигателя. Повторные включения электродвигателей в случае отключения ихосновными защитами разрешаются после обследования и проведенияконтрольных измерений сопротивления изоляции. Для двигателей ответственных механизмов, не имеющих резерва,повторное включение разрешается после внешнего осмотра двигателя. Повторное включение двигателей в случаях действия резервныхзащит до выяснения причины отключения не допускается. Особенности пуска и других режимов работы двухскоростныхэлектродвигателей и двигателей с регулируемой частотой вращениядолжны указываться в местных инструкциях, составленных с учетомтиповой и заводских инструкций по эксплуатации электродвигателей ирегулируемых электроприводов. 5.2.9. Электродвигатели, длительно находящиеся в резерве, иавтоматические устройства включения резерва должны осматриваться иопробоваться вместе с механизмами по утвержденному техническимруководителем графику. При этом у электродвигателей наружнойустановки, не имеющих обогрева, должны проверяться сопротивлениеизоляции обмотки статора и коэффициент абсорбции. 5.2.10. Вертикальная и поперечная составляющие вибрации(среднее квадратическое значение виброскорости или удвоеннаяамплитуда колебаний), измеренные на подшипниках электродвигателей,сочлененных с механизмами, не должны превышать значений, указанныхв заводских инструкциях. При отсутствии таких указаний в технической документациивибрация подшипников электродвигателей, сочлененных с механизмами,не должна быть выше следующих значений:

Синхронная частота 3000 1500 1000 750вращения, об./мин. и менееУдвоенная амплитудаколебаний подшип- ... 30 60 80 95ников, мкм

Для электродвигателей, сочлененных с углеразмольнымимеханизмами, дымососами и другими механизмами, вращающиеся частикоторых подвержены быстрому износу, а также для электродвигателей,сроки эксплуатации которых превышают 15 лет, допускается работаагрегатов с повышенной вибрацией подшипников электродвигателей втечение времени, необходимого для устранения причины повышениявибрации. Нормы вибрации для этих условий не должны быть выше следующихзначений:

Синхронная частота 3000 1500 1000 750вращения, об./мин. и менееУдвоенная амплитудаколебаний подшип- 50 100 130 160ников, мкм

Периодичность измерений вибрации ответственных механизмовдолжна быть установлена по графику, утвержденному техническимруководителем электростанции. 5.2.11. Надзор за нагрузкой электродвигателей, щеточнымаппаратом, вибрацией, температурой элементов и охлаждающих средэлектродвигателя (обмотки и сердечника статора, воздуха,подшипников и т. д.), уход за подшипниками (поддержание требуемогоуровня масла) и устройствами подвода охлаждающего воздуха, воды квоздухоохладителям и обмоткам, а также операции по пуску, контролю

и изменению частоты вращения и останову электродвигателя долженосуществлять дежурный персонал цеха, обслуживающего механизм. В случаях, когда через камеры охладителей проходят токоведущиечасти, надзор и обслуживание схемы охлаждения в пределах этих камердолжен осуществлять персонал электроцеха. 5.2.12. Электродвигатели должны быть немедленно отключены отсети при несчастных случаях с людьми, появлении дыма или огня изкорпуса электродвигателя, его пусковых и возбудительных устройств,шкафов регулируемого электропривода, поломке приводимого механизма. Электродвигатель должен быть остановлен после пуска резервного(если он имеется) в случаях: появления запаха горелой изоляции; резкого увеличения вибрации электродвигателя или механизма; недопустимого возрастания температуры подшипников; перегрузки выше допустимых значений; угрозы повреждения электродвигателей (заливание водой,запаривание, ненормальный шум и др.). 5.2.13. Для электродвигателей переменного тока мощностью свыше100 кВт в случае необходимости контроля технологического процесса,а также для электродвигателей механизмов, подверженныхтехнологическим перегрузкам, должен быть обеспечен контроль токастатора. На электродвигателях постоянного тока для привода питателейтоплива, аварийных масляных насосов турбин и уплотнений валанезависимо от их мощности должен контролироваться ток якоря. 5.2.14. Профилактические испытания и ремонт электродвигателей,их съем и установку при ремонте, ремонт воздухоохладителей,встроенных в статор, узлов водоподвода к обмотке и другимохлаждаемым дистиллятом частям машины (после входных фланцевыхсоединений), щеточно-контактных аппаратов и пускорегулирующихустройств должен производить персонал электроцеха, за исключениемэлектродвигателей задвижек, обслуживаемых цехом тепловой автоматикии измерений. 5.2.15. Центровку и балансировку агрегата; снятие, ремонт иустановку соединительных муфт (полумуфт электродвигателя имеханизма) и выносных подшипников (включая подшипники,установленные на наружной части торцевых щитов, а также вгрузонесущих крестовинах двигателей вертикального исполнения);ремонт вкладышей выносных подшипников скольжения электродвигателей,фундаментов и рамы, маслосистемы (при принудительной смазкеподшипников), устройств подвода воздуха, а также воды квоздухоохладителям, обмоткам и другим элементам электродвигателя,охладителей, не встроенных в статор электродвигателей, долженпроизводить персонал цеха, обслуживающего приводимый механизм, илиперсонал организации, производящей ремонт оборудования на даннойэлектростанции. Возможное отступление от вышеуказанного распределения функцийпо ремонту отдельных узлов и систем электродвигателей с учетомместных условий должно быть закреплено распоряжением техническогоруководителя электростанции. 5.2.16. Профилактические испытания и измерения наэлектродвигателях должны быть организованы в соответствии сдействующими объемом и нормами испытаний электрооборудования.

5.3. Силовые трансформаторы и масляные шунтирующие реакторы

5.3.1. При эксплуатации трансформаторов (автотрансформаторов)и шунтирующих масляных реакторов должны выполняться условия ихнадежной работы. Нагрузки, уровень напряжения, температураотдельных элементов трансформаторов (реакторов), характеристикимасла и параметры изоляции должны находиться в пределахустановленных норм; устройства охлаждения, регулирования

напряжения, другие элементы должны содержаться в исправномсостоянии. 5.3.2. Необходимо контролировать правильность установкитрансформаторов (реакторов), оборудованных устройствами газовойзащиты. Крышка должна иметь подъем по направлению к газовому релене менее 1%, а маслопровод к расширителю - не менее 2%. Полостьвыхлопной трубы должна быть соединена с полостью расширителя. Принеобходимости мембрана (диафрагма) на выхлопной трубе должна бытьзаменена аналогичной, поставленной заводом-изготовителем. 5.3.3. Стационарные средства пожаротушения, маслоприемники,маслоотводы и маслосборники должны быть в исправном состоянии. 5.3.4. На баках трансформаторов и реакторов наружной установкидолжны быть указаны станционные (подстанционные) номера. Такие женомера должны быть на дверях и внутри трансформаторных пунктов икамер. На баки однофазных трансформаторов и реакторов должна бытьнанесена расцветка фазы. Трансформаторы и реакторы наружнойустановки должны быть окрашены в светлые тона краской, стойкой катмосферным воздействиям и воздействию масла. 5.3.5. Питание электродвигателей устройств охлаждениятрансформаторов (реакторов) должно быть осуществлено, как правило,от двух источников, а для трансформаторов (реакторов) спринудительной циркуляцией масла - с применением АВР. 5.3.6. Устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН)трансформаторов должны быть в работе в автоматическом режиме. Порешению технического руководителя энергосистемы допускаетсяустанавливать неавтоматический режим регулирования напряжения путемдистанционного переключения РПН с пульта управления, если колебаниянапряжения в сети находятся в пределах, удовлетворяющих требованияпотребителей электроэнергии. Не допускается переключение устройства РПН трансформатора,находящегося под напряжением, вручную (рукояткой). 5.3.7. Вентиляция трансформаторных подстанций и камер должнаобеспечивать работу трансформаторов во всех нормированных режимах. 5.3.8. На трансформаторах и реакторах с принудительнойциркуляцией воздуха и масла (охлаждение вида ДЦ) и натрансформаторах с принудительной циркуляцией воды и масла(охлаждение вида Ц) устройства охлаждения должны автоматическивключаться (отключаться) одновременно с включением (отключением)трансформатора или реактора. Принудительная циркуляция масла должнабыть непрерывной независимо от нагрузки. Порядок включения(отключения) систем охлаждения должен быть определен заводскойинструкцией. Не допускается эксплуатация трансформаторов и реакторов сискусственным охлаждением без включенных в работу устройствсигнализации о прекращении циркуляции масла, охлаждающей воды илиоб останове вентиляторов. 5.3.9. На трансформаторах с принудительной циркуляцией воздухаи естественной циркуляцией масла (система охлаждения Д)электродвигатели вентиляторов должны автоматически включаться придостижении температуры масла 55°С или номинальной нагрузкинезависимо от температуры масла и отключаться при понижениитемпературы масла до 50°С, если при этом ток нагрузки менееноминального. Условия работы трансформаторов с отключенным дутьем должныбыть определены заводской инструкцией. 5.3.10. При масловодяном охлаждении трансформаторов давлениемасла в маслоохладителях должно превышать давление циркулирующей в 2них воды не менее чем на 0,1 кгс/см (10 кПа) при минимальномуровне масла в расширителе трансформатора. Система циркуляции воды должна быть включена после включениярабочих масляных насосов при температуре верхних слоев масла не

ниже 15°С и отключена при понижении температуры масла до 10°С, еслииное не оговорено в заводской технической документации. Должны быть предусмотрены меры для предотвращениязамораживания маслоохладителей, насосов и водяных магистралей. 5.3.11. Масло в расширителе неработающего трансформатора(реактора) должно быть на уровне отметки, соответствующейтемпературе масла в трансформаторе (реакторе). 5.3.12. При номинальной нагрузке температура верхних слоевмасла должна быть (если заводами-изготовителями не оговорены иныезначения температуры) у трансформатора и реактора с охлаждениемДЦ - не выше 75°С, с естественным масляным охлаждением М иохлаждением Д - не выше 95°С; у трансформаторов с охлаждением Цтемпература масла на входе в маслоохладитель должна быть не выше70°С. 5.3.13. Допускается продолжительная работа трансформаторов(при мощности не более номинальной) при напряжении на любомответвлении обмотки на 10% выше номинального для данногоответвления. При этом напряжение на любой обмотке должно быть невыше наибольшего рабочего. Для автотрансформаторов с ответвлениями в нейтрали длярегулирования напряжения или предназначенных для работы споследовательными регулировочными трансформаторами допустимоеповышение напряжения должно быть определено заводом-изготовителем. 5.3.14. Для масляных трансформаторов допускается длительнаяперегрузка по току любой обмотки на 5% номинального токаответвления, если напряжение на ответвлении не превышаетноминального. Кроме того, для трансформаторов в зависимости от режима работыдопускаются систематические перегрузки, значение и длительностькоторых регламентируются типовой инструкцией по эксплуатациитрансформаторов и инструкциями заводов-изготовителей. В тех автотрансформаторах, к обмоткам низкого напряжениякоторых подключены генератор, синхронный компенсатор или нагрузка,должен быть организован контроль тока общей части обмотки высшегонапряжения. 5.3.15. В аварийных режимах допускается кратковременнаяперегрузка трансформаторов сверх номинального тока при всехсистемах охлаждения независимо от длительности и значенияпредшествующей нагрузки и температуры охлаждающей среды в следующихпределах:

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

Сухие трансформаторыПерегрузка по току, % 20 30 40 50 60Длительность перегрузки, мин. 60 45 32 18 5

Допустимые продолжительные перегрузки сухих трансформаторовустанавливаются заводской инструкцией. 5.3.16. При аварийном отключении устройств охлаждения режимработы трансформаторов определяется положениями заводскойдокументации. 5.3.17. Включение трансформаторов на номинальную нагрузкудопускается: с системами охлаждения М и Д при любой отрицательнойтемпературе воздуха; с системами охлаждения ДЦ и Ц при значениях температурыокружающего воздуха не ниже минус 25°С. При более низких значенияхтемпературы трансформатор должен быть предварительно прогретвключением на нагрузку около 0,5 номинальной без запуска системыциркуляции масла до достижения температуры верхних слоев масла

минус 25°С, после чего должна быть включена система циркуляциимасла. В аварийных условиях допускается включение трансформатора наполную нагрузку независимо от температуры окружающего воздуха; при системе охлаждения с направленным потоком масла в обмоткахтрансформаторов НДЦ, НЦ в соответствии с заводскими инструкциями. 5.3.18. Переключающие устройства РПН трансформаторовразрешается включать в работу при температуре верхних слоев масламинус 20°С и выше (для погружных резисторных устройств РПН) и минус45°С и выше (для устройств РПН с токоограничивающими реакторами, атакже для переключающих устройств с контактором, расположенным наопорном изоляторе вне бака трансформатора и оборудованнымустройством искусственного подогрева). Эксплуатация устройств РПН должна быть организована всоответствии с положениями инструкций заводов-изготовителей. 5.3.19. Для каждой электроустановки в зависимости от графиканагрузки с учетом надежности питания потребителей и минимума потерьэнергии должно быть определено количество одновременно работающихтрансформаторов. В распределительных электросетях напряжением до 15 кВвключительно должны быть организованы измерения нагрузок инапряжений трансформаторов в период максимальных и минимальныхнагрузок. Срок и периодичность измерений устанавливаютсятехническим руководителем энергообъекта. 5.3.20. Нейтрали обмоток 110 кВ и выше автотрансформаторов иреакторов, а также трансформаторов 330 кВ и выше должны работать врежиме глухого заземления. Допускается заземление нейтрали трансформаторов иавтотрансформаторов через специальные реакторы. Трансформаторы 110 и 220 кВ с испытательным напряжениемнейтрали, соответственно, 100 и 200 кВ могут работать сразземленной нейтралью при условии ее защиты разрядником. Приобосновании расчетами допускается работа с разземленной нейтральютрансформаторов 110 кВ с испытательным напряжением нейтрали 85 кВ,защищенной разрядником. 5.3.21. При срабатывании газового реле на сигнал должен бытьпроизведен наружный осмотр трансформатора (реактора), отобран газиз реле для анализа и проверки на горючесть. Для обеспечениябезопасности персонала при отборе газа из газового реле и выявленияпричины его срабатывания должны быть произведены разгрузка иотключение трансформатора (реактора). Время выполнения мероприятийпо разгрузке и отключению трансформатора должно быть минимальным. Если газ в реле негорючий, отсутствуют признаки повреждениятрансформатора (реактора), а его отключение вызвало недоотпускэлектроэнергии, трансформатор (реактор) может быть немедленновключен в работу до выяснения причины срабатывания газового реле насигнал. Продолжительность работы трансформатора (реактора) в этомслучае устанавливается техническим руководителем энергообъекта. По результатам анализа газа из газового реле,хроматографического анализа масла, других измерений (испытаний)необходимо установить причину срабатывания газового реле на сигнал,определить техническое состояние трансформатора (реактора) ивозможность его нормальной эксплуатации. 5.3.22. В случае автоматического отключения трансформатора(реактора) действием защит от внутренних повреждений его можновключать в работу только после осмотра, испытаний, анализа газа,масла и устранения выявленных нарушений. В случае отключения трансформатора (реактора) защитами,действие которых не связано с его повреждением, он может бытьвключен вновь без проверок. 5.3.23. Трансформаторы мощностью 1 МВ х А и более и реакторыдолжны эксплуатироваться с системой непрерывной регенерации масла втермосифонных или адсорбционных фильтрах. Масло в расширителе трансформатора (реактора), а также в баке

или расширителе устройства РПН должно быть защищено отнепосредственного соприкосновения с окружающим воздухом. У трансформаторов и реакторов, оборудованных специальнымиустройствами, предотвращающими увлажнение масла, эти устройствадолжны быть постоянно включены независимо от режима работытрансформатора (реактора). Эксплуатация указанных устройств должнабыть организована в соответствии с инструкциямизавода-изготовителя. Масло масло наполненных вводов должно быть защищено отокисления и увлажнения. 5.3.24. Включение в сеть трансформатора (реактора) должноосуществляться толчком на полное напряжение. Трансформаторы, работающие в блоке с генератором, могутвключаться вместе с генератором подъемом напряжения с нуля. 5.3.25. Осмотры трансформаторов (реакторов) без отключенияпроизводятся в сроки, устанавливаемые техническим руководителемэнергообъекта в зависимости от их назначения, места установки итехнического состояния. 5.3.26. Ремонт трансформаторов и реакторов (капитальный,текущий) и их составных частей (РПН, системы охлаждения и др.)выполняется по мере необходимости в зависимости от их техническогосостояния, определяемого измерениями, испытаниями и внешнимосмотром. Сроки ремонта устанавливаются техническим руководителемэнергосистемы (энергообъекта). 5.3.27. Профилактические испытания трансформаторов (реакторов)должны проводиться в соответствии с объемом и нормами испытанийэлектрооборудования и заводскими инструкциями.

5.4. Распределительные устройства

5.4.1. Электрооборудование распределительных устройств (РУ)всех видов и напряжений по номинальным данным должно удовлетворятьусловиям работы при номинальных режимах, коротких замыканиях,перенапряжениях и нормированных перегрузках. Персонал, обслуживающий РУ, должен располагать схемами ирегламентом по допустимым режимам работы электрооборудования внормальных и аварийных условиях. Распределительные устройства напряжением 330 кВ и выше должныбыть оснащены средствами биологической защиты в виде стационарных,переносных или инвентарных экранов, а также средствамииндивидуальной защиты. Персонал, обслуживающий РУ 330 кВ и выше,должен располагать картой распределения напряженностиэлектрического поля на площадке ОРУ на уровне 1,8 м надповерхностью земли. 5.4.2. Эксплуатирующая организация должна контролироватьсоответствие класса изоляции электрооборудования номинальномунапряжению сети, а устройств защиты от перенапряжений - уровнюизоляции электрооборудования. При расположении электрооборудования в местностях сзагрязненной атмосферой на стадии проектирования должно бытьвыбрано оборудование с изоляцией, обеспечивающей надежную работубез дополнительных мер защиты. При эксплуатации оборудования с негрязестойкой изоляцией вместах с загрязненной атмосферой должны быть осуществлены меры,обеспечивающие надежную работу изоляции: в открытыхраспределительных устройствах (ОРУ) - усиление, обмывка, очистка,покрытие гидрофобными пастами; в закрытых распределительныхустройствах (ЗРУ) - защита от проникновения пыли и вредных газов; вкомплектных распределительных устройствах (КРУ) наружнойустановки - уплотнение шкафов, обработка изоляции гидрофобнымипастами и установка устройств электроподогрева с ручным илиавтоматическим управлением.

5.4.3. Температура воздуха внутри помещений ЗРУ в летнее времядолжна быть не выше 40°С. В случае ее превышения должны бытьприняты меры к понижению температуры оборудования или охлаждениювоздуха. Температура в помещении комплектных распределительныхустройств с элегазовой изоляцией (КРУЭ) должна быть в соответствиис эксплуатационной технической документацией изготовителя. 5.4.4. Должны быть приняты меры, исключающие попаданиеживотных и птиц в помещение ЗРУ, камеры КРУ; покрытие полов должнобыть таким, чтобы не происходило образования цементной пыли. Помещение РУ, в котором установлены ячейки КРУЭ, а такжепомещения для их ремонта и технического обслуживания должны бытьизолированы от других помещений и улицы. Стены, пол и потолокдолжны быть окрашены пыленепроницаемой краской. Помещения должныбыть оборудованы приточно-вытяжной вентиляцией с отсосом воздухаснизу. Воздух приточной вентиляции должен проходить через фильтры,предотвращающие попадание в помещение пыли. Уборка помещений КРУЭдолжна производиться мокрым или вакуумным способом. Помещения с ячейками КРУЭ должны быть оборудованыустройствами, сигнализирующими о недопустимой концентрации элегазаи включающими приточно-вытяжную вентиляцию. 5.4.5. На территории ОРУ не должно быть древесно-кустарниковойрастительности. 5.4.6. Кабельные каналы и наземные лотки ОРУ и ЗРУ должны бытьзакрыты несгораемыми плитами, а места выхода кабелей из кабельныхканалов, туннелей, этажей и переходы между кабельными отсекамидолжны быть уплотнены несгораемым материалом. Туннели, подвалы, каналы должны содержаться в чистоте, адренажные устройства - обеспечивать беспрепятственный отвод воды. 5.4.7. Маслоприемники, маслосборники, гравийные подсыпки,дренажи и маслоотводы должны поддерживаться в исправном состоянии. 5.4.8. Уровень масла в масляных выключателях, измерительныхтрансформаторах и вводах должен оставаться в пределах шкалымаслоуказателя при максимальном и минимальном значениях температурыокружающего воздуха. Масло негерметичных вводов должно быть защищено от увлажненияи окисления. 5.4.9. За температурой контактных соединений шин в РУ долженбыть организован контроль по утвержденному графику. 5.4.10. Распределительные устройства напряжением 3 кВ и вышедолжны быть оборудованы блокировкой, предотвращающей возможностьошибочных операций разъединителями, отделителями, выкатнымитележками комплектных РУ (КРУ) и заземляющими ножами. Блокировочныезамки с устройствами опломбирования должны быть постоянноопломбированы. Схема и объем блокировочных устройств определяются: по РУ,находящимся в ведении диспетчера органа диспетчерского управлениясоответствующего уровня, решением технического руководителяэнергосистемы, по остальным РУ - решением технического руководителяэнергообъекта. 5.4.11. На столбовых трансформаторных подстанциях,переключательных пунктах и других устройствах, не имеющихограждений, приводы разъединителей и шкафы щитков низкогонапряжения должны быть заперты. Стационарные лестницы у площадки обслуживания должны бытьсблокированы с разъединителями и также заперты. 5.4.12. Для наложения заземлений в РУ напряжением 3 кВ и вышедолжны, как правило, применяться стационарные заземляющие ножи. Вдействующих электроустановках, в которых заземляющие ножи не могутбыть установлены по условиям компоновки или конструкции, заземлениеосуществляется с помощью переносных заземлителей. Рукоятки приводов заземляющих ножей должны быть окрашены вкрасный цвет, а заземляющие ножи, как правило, - в черный. 5.4.13. В РУ должны находиться переносные заземления, средства

по оказанию первой помощи пострадавшим от несчастных случаев,защитные и противопожарные средства. Для РУ, обслуживаемых оперативно-выездными бригадами (ОВБ),переносные заземления, средства по оказанию первой помощи, защитныеи первичные средства пожаротушения могут находиться у ОВБ. Шкафыуправления выключателей и разъединителей, верхняя часть которыхрасположена на высоте 2 м и более, должны иметь стационарныеплощадки обслуживания. 5.4.14. На дверях и внутренних стенках камер ЗРУ, оборудованииОРУ, наружных и внутренних лицевых частях КРУ, сборках, а также налицевой и оборотной сторонах панелей щитов должны быть выполненынадписи, указывающие назначение присоединений и их диспетчерскоенаименование. На дверях РУ должны быть предупреждающие знаки в соответствиис положениями правил применения и испытания средств защиты,используемых в электроустановках. На предохранительных щитках и (или) у предохранителейприсоединений должны быть надписи, указывающие номинальный токплавкой вставки. На металлических частях корпусов оборудования должна бытьобозначена расцветка фаз. 5.4.15. Осмотр оборудования РУ без отключения от сети долженбыть организован: на объектах с постоянным дежурством персонала: не реже 1 разав 1 сут.; в темное время суток для выявления разрядов,коронирования - не реже 1 раза в месяц; на объектах без постоянного дежурства персонала - не реже1 раза в месяц; в трансформаторных и распределительных пунктах - не реже1 раза в 6 месяцев. Внешний осмотр токопроводов должен производиться наэлектростанциях ежедневно. При неблагоприятной погоде (сильном тумане, мокром снеге,гололеде и т. п.) или усиленном загрязнении на ОРУ, а также послеотключения оборудования при коротком замыкании должны бытьорганизованы внеочередные осмотры. О всех выявленных неисправностях должны быть произведенызаписи и поставлен в известность вышестоящийоперативно-диспетчерский и инженерно-технический персонал. Неисправности должны быть устранены в кратчайший срок. При изменении окраски оболочки токопровод должен бытьотключен. 5.4.16. При обнаружении утечек сжатого воздуха у отключенныхвоздушных выключателей прекращение подачи в них сжатого воздухадолжно производиться только после снятия напряжения с выключателейс разборкой схемы разъединителями. 5.4.17. Шкафы с аппаратурой устройств релейной защиты иавтоматики, связи и телемеханики, шкафы управления ираспределительные шкафы воздушных выключателей, а также шкафыприводов масляных выключателей, отделителей, короткозамыкателей идвигательных приводов разъединителей, установленные в РУ, в которыхтемпература окружающего воздуха может быть ниже допустимогозначения, должны иметь устройства электроподогрева. Масляные выключатели должны быть оборудованы устройствомэлектроподогрева днищ баков и корпусов, включаемым при понижениитемпературы окружающего воздуха ниже допустимой по характеристикаммасла. 5.4.18. В масляных баковых выключателях, установленных врайонах с зимними температурами окружающего воздуха ниже минус25-30°С, должно применяться арктическое масло или выключателидолжны быть оборудованы устройством электро подогрева масла,включаемым при понижении температуры окружающего воздуха нижедопустимой по характеристикам масла.

5.4.19. Комплектные распределительные устройства 6-10 кВдолжны иметь быстродействующую защиту от дуговых коротких замыканийвнутри шкафов КРУ. 5.4.20. Автоматическое управление, защита и сигнализациявоздухоприготовительной установки, а также предохранительныеклапаны необходимо систематически проверять и регулировать согласнодействующим нормативным документам. 5.4.21. Осушка сжатого воздуха для коммутационных аппаратовдолжна осуществляться термодинамическим способом. Требуемая степень осушки сжатого воздуха обеспечивается прикратности перепада между номинальным компрессорным и номинальнымрабочим давлением коммутационных аппаратов не менее двух для 2аппаратов с номинальным рабочим давлением 20 кгс/см (2 МПа) и неменее четырех для аппаратов с номинальным рабочим давлением 226-40 кгс/см (2,6-4 МПа). В целях уменьшения влагосодержания рекомендуется дополнительноприменять адсорбционные методы осушки сжатого воздуха. 5.4.22. Влага из всех воздухосборников компрессорного давления 240-45 кгс/см (4-4,5 МПа) должна удаляться не реже 1 раза в 3 сут.,а на объектах без постоянного дежурства персонала - поутвержденному графику. Днища воздухосборников и спускной вентиль должны быть утепленыи оборудованы устройством электроподогрева, включаемым на время,необходимое для таяния льда при отрицательных значениях температурынаружного воздуха. Удаление влаги из конденсатосборников групп баллонов давлением 2230 кгс/см (23 МПа) должно осуществляться автоматически при каждомзапуске компрессоров. Во избежание замерзания влаги нижние частибаллонов и конденсатосборники должны быть установлены втеплоизоляционной камере с электроподогревом<1>. Продувка влагоотделителя блока очистки сжатого воздуха (БОВ)должна производиться не реже 3 раз в сутки. Проверка степениосушки - точки росы воздуха на выходе из БОВ должна производиться1 раз в сутки. Точка росы должна быть не выше минус 50°С приположительной температуре окружающего воздуха и не выше минус40°С - при отрицательной температуре. 5.4.23. Резервуары воздушных выключателей и других аппаратов,а также воздухосборники и баллоны должны удовлетворять положениямправил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих поддавлением, установленных органами государственного контроля инадзора. Резервуары воздушных выключателей и других аппаратов высокогонапряжения регистрации в органах государственного контроля инадзора не подлежат. Внутренний осмотр и гидравлические испытания воздухосборникови баллонов компрессорного давления должны производиться всоответствии с правилами органов государственного контроля инадзора. Внутренний осмотр резервуаров воздушных выключателей идругих аппаратов должен производиться при среднем ремонте. Гидравлические испытания резервуаров воздушных выключателейдолжны проводиться в тех случаях, когда при осмотре обнаруживаютсядефекты, вызывающие сомнение в достаточной прочности резервуаров. Внутренние поверхности резервуаров должны иметьантикоррозионное покрытие. 5.4.24. Сжатый воздух, используемый в воздушных выключателях иприводах других коммутационных аппаратов, должен быть очищен отмеханических примесей с помощью фильтров, установленных враспределительных шкафах каждого воздушного выключателя или напитающем привод каждого аппарата воздухопроводе. После окончания

монтажа воздухоприготовительной сети перед первичным наполнениемрезервуаров воздушных выключателей и приводов других аппаратовдолжны быть продуты все воздухопроводы. Для предупреждения загрязнения сжатого воздуха в процессеэксплуатации должны производиться продувки: магистральных воздухопроводов при плюсовой температуреокружающего воздуха - не реже 1 раза в 2 мес.; воздухопроводов отпаек от сети до распределительного шкафа иот шкафов до резервуаров каждого полюса выключателей и приводовдругих аппаратов с их отсоединением от аппарата - после каждогосреднего ремонта аппарата; резервуаров воздушных выключателей - после текущего и среднегоремонта. 5.4.25. У воздушных выключателей должно периодическипроверяться наличие вентиляции внутренних полостей изоляторов (длявыключателей, имеющих указатели). Периодичность проверок должна быть установлена в соответствиис рекомендациями изготовителей. После спуска сжатого воздуха из резервуаров и прекращениявентиляции изоляция выключателя перед включением его в сеть должнабыть просушена продувкой воздуха через систему вентиляции. 5.4.26. Контроль концентрации элегаза в помещении КРУ и ЗРУдолжен производиться с помощью специальных приборов на высоте10-15 см от уровня пола. Концентрация элегаза в помещении не должна превышатьдопустимых норм, указанных в инструкциях заводов - изготовителейаппаратов. 5.4.27. Выключатели и их приводы должны быть оборудованыуказателями отключенного и включенного положений. На выключателях со встроенным приводом или с приводом,расположенным в непосредственной близости к выключателю и неотделенным от него сплошным непрозрачным ограждением (стенкой),допускается установка одного указателя - на выключателе или наприводе. На выключателях, наружные контакты которых ясно указываютвключенное положение, наличие указателя необязательно. Приводы разъединителей, заземляющих ножей, отделителей,короткозамыкателей и других аппаратов, отделенных от аппаратовстенкой, должны иметь указатели отключенного и включенногоположений. 5.4.28. Вакуумные дугогасительные камеры (КДВ) должныиспытываться в объемах и в сроки, установленные инструкциямизаводов - изготовителей выключателей. При испытании КДВ повышеннымнапряжением с амплитудным значением более 20 кВ необходимоиспользовать экран для защиты персонала от возникающихрентгеновских излучений. 5.4.29. Первый текущий и средний ремонт оборудования РУ долженпроизводиться в сроки, указанные в технической документациизаводов-изготовителей. Периодичность последующего среднего ремонтаможет быть изменена исходя из опыта эксплуатации. Изменениепериодичности ремонта по присоединениям, находящимся в веденииорганов диспетчерского управления соответствующего уровня,осуществляется решением технического руководителя энергосистемы, апо остальным присоединениям - решением технического руководителяэнергообъекта. Текущий ремонт оборудования РУ, а также проверки его действия(опробования) должны производиться по мере необходимости в сроки,установленные техническим руководителем энергообъекта. После исчерпания ресурса должен производиться средний ремонтоборудования РУ независимо от продолжительности его эксплуатации. 5.4.30. Испытания электрооборудования РУ должны проводиться всоответствии с объемом и нормами испытаний электрооборудования. ________________ <1> За исключением баллонов, установленных после блоков

очистки сжатого воздуха.

5.5. Аккумуляторные установки

5.5.1. При эксплуатации аккумуляторных установок должны бытьобеспечены их длительная надежная работа и необходимый уровеньнапряжения на шинах постоянного тока в нормальных и аварийныхрежимах. 5.5.2. При приемке вновь смонтированной или вышедшей изкапитального ремонта аккумуляторной батареи должны быть проверены:емкость батареи током 10-часового разряда, качество заливаемогоэлектролита, напряжение элементов в конце заряда и разряда исопротивление изоляции батареи относительно земли. Батареи должнывводиться в эксплуатацию после достижения ими 100% номинальнойемкости. 5.5.3. Аккумуляторные батареи должны эксплуатироваться врежиме постоянного подзаряда. Для батарей типа СК напряжениеподзаряда должно составлять 2,2 +- 0,05 В на элемент, для батарейтипа СН - 2,18 +- 0,04 В на элемент. Подзарядная установка должна обеспечивать стабилизациюнапряжения на шинах батареи с отклонениями, не превышающими 2%номинального напряжения. Дополнительные элементы батареи, постоянно не используемые вработе, должны эксплуатироваться в режиме постоянного подзаряда. 5.5.4. Кислотные батареи должны эксплуатироваться безтренировочных разрядов и периодических уравнительных перезарядов.Один раз в год должен быть произведен уравнительный заряд батареитипа СК напряжением 2,3-2,35 В на элемент до достиженияустановившегося значения плотности электролита во всех элементах 31,2-1,21 г/см при температуре 20°С. Продолжительность уравнительного заряда зависит от состояниябатареи и должна быть не менее 6 ч. Уравнительные заряды батарей типа СН производятся принапряжении 2,25-2,4 В на элемент после доливки воды до уровня35-40 мм над предохранительным щитком (при понижении уровняэлектролита до 20 мм над предохранительным щитком) до достижения 3плотности электролита 1,235-1,245 г/см . Продолжительность уравнительного заряда ориентировочносоставляет при напряжении 2,25 В - 30 сут., при 2,4 В - 5 сут. 5.5.5. На тепловых электростанциях 1 раз в 1-2 года долженвыполняться контрольный разряд батареи для определения еефактической емкости (в пределах номинальной емкости). На подстанциях и гидроэлектростанциях не менее 1 раза в годдолжна проверяться работоспособность батареи по падению напряженияпри толчковых токах, а контрольные разряды - производиться по меренеобходимости. В тех случаях, когда число элементов недостаточно,чтобы обеспечить напряжение на шинах в конце разряда в заданныхпределах, допускается понижать на 50-70% номинальную емкость илиосуществлять разряд части основных элементов. Значение тока разряда каждый раз должно быть одно и то же.Результаты измерений при контрольных разрядах должны сравниваться срезультатами измерений предыдущих разрядов. Заряжать и разряжатьбатарею допускается током, значение которого не выше максимальногодля данной батареи. Температура электролита в конце заряда должна быть не выше40°С для батарей типа СК. Для батарей типа СН температура должнабыть не выше 35°С при максимальном зарядном токе. 5.5.6. Приточно-вытяжная вентиляция помещения аккумуляторнойбатареи на электростанциях должна быть включена перед началомзаряда батареи и отключена после полного удаления газов, но нераньше чем через 1,5 ч после окончания заряда.

Порядок эксплуатации системы вентиляции в помещенияхаккумуляторных батарей на подстанциях с учетом конкретных условийдолжен быть определен местной инструкцией. При режиме постоянного подзаряда и уравнительного заряданапряжением до 2,3 В на элемент помещение аккумуляторной батареидолжно вентилироваться в соответствии с местной инструкцией. 5.5.7. После аварийного разряда батареи на электростанциипоследующий ее заряд до емкости, равной 90% номинальной, долженбыть осуществлен не более чем за 8 ч. При этом напряжение нааккумуляторах может достигать 2,5-2,7 В на элемент. 5.5.8. При применении выпрямительных устройств для подзаряда изаряда аккумуляторных батарей цепи переменного и постоянного токадолжны быть связаны через разделительный трансформатор.Выпрямительные устройства должны быть оборудованы устройствамисигнализации об отключении. Коэффициент пульсации на шинах постоянного тока не долженпревышать допустимых значений по условиям питания устройств РЗА. 5.5.9. Напряжение на шинах постоянного тока, питающих цепиуправления, устройства релейной защиты, сигнализации, автоматики ителемеханики, в нормальных эксплуатационных условиях допускаетсяподдерживать на 5% выше номинального напряжения электроприемников. Все сборки и кольцевые магистрали постоянного тока должны бытьобеспечены резервным питанием. 5.5.10. Сопротивление изоляции аккумуляторной батареи взависимости от номинального напряжения должно быть следующим:

Напряжение аккумуляторной батареи, В 220 110 60 48 24Сопротивление изоляции, кОм, не менее 100 50 30 25 15

Устройство для контроля изоляции на шинах постоянногооперативного тока должно действовать на сигнал при понижениисопротивления изоляции полюсов до уровня 20 кОм в сети 220 В,10 кОм в сети 110 В, 6 кОм в сети 60 В, 5 кОм в сети 48 В, 3 кОм всети 24 В. В условиях эксплуатации сопротивление изоляции сетипостоянного тока должно быть не ниже двукратного значения указаннойуставки устройства для контроля изоляции. 5.5.11. При срабатывании устройства сигнализации в случаепонижения уровня изоляции относительно земли в цепи оперативноготока должны быть немедленно приняты меры к устранениюнеисправностей. При этом производство работ без снятия напряжения вэтой сети, за исключением поисков места повреждения изоляции, недопускается. Для энергообъектов, на которых применяются микроэлектронныеили микропроцессорные устройства РЗА, использовать методопределения мест понижения сопротивления изоляции путемпоочередного отключения присоединений на щите постоянного тока нерекомендуется. 5.5.12. Анализ электролита кислотной аккумуляторной батареидолжен проводиться ежегодно по пробам, взятым из контрольныхэлементов. Количество контрольных элементов должно быть установленотехническим руководителем энергообъекта в зависимости от состояниябатареи, но не менее 10%. Контрольные элементы должны ежегодноменяться. При контрольном разряде пробы электролита должныотбираться в конце разряда. Для доливки должна применяться дистиллированная вода,проверенная на отсутствие хлора и железа. Допускается использование парового конденсата,удовлетворяющего требованиям государственного стандарта надистиллированную воду. Для уменьшения испарения баки аккумуляторных батарей типов С иСК должны накрываться пластинами из стекла или другогоизоляционного материала, не вступающего в реакцию с электролитом.

Использование масла для этой цели запрещается. 5.5.13. Температура в помещении аккумуляторной батареи должнаподдерживаться не ниже 10°С; на подстанциях без постоянногодежурства персонала и в случаях, если емкость батареи выбрана ирассчитана с учетом понижения температуры, допускается понижениетемпературы до 5°С. 5.5.14. На дверях помещения аккумуляторной батареи должны бытьнадписи "Аккумуляторная", "Огнеопасно", "Запрещается курить" иливывешены соответствующие знаки безопасности в соответствии сгосударственными стандартами о запрещении пользоваться открытымогнем и курить. 5.5.15. Осмотр аккумуляторных батарей должен производиться пографику, утвержденному техническим руководителем энергообъекта. Измерения напряжения, плотности и температуры электролитакаждого элемента должны выполняться не реже 1 раза в месяц. 5.5.16. Обслуживание аккумуляторных установок наэлектростанциях и подстанциях должно быть возложено нааккумуляторщика или специально обученного электромонтера (ссовмещением профессии). На каждой аккумуляторной установке долженбыть журнал для записи данных осмотров и объемов проведенных работ. 5.5.17. Персонал, обслуживающий аккумуляторную установку,должен быть обеспечен: приборами для контроля напряжения отдельных элементов батареи,плотности и температуры электролита; специальной одеждой и специальным инвентарем согласно типовойинструкции. 5.5.18. Ремонт аккумуляторной установки и батареи долженпроизводиться по мере необходимости. 5.5.19. Батареи с кислотными аккумуляторами других типовисполнения, а также с щелочными аккумуляторами должныэксплуатироваться в соответствии с положениями инструкцийзаводов-изготовителей, которые должны быть отражены в местныхинструкциях по эксплуатации аккумуляторных батарей.

5.6. Конденсаторные установки<1>

5.6.1. Управление режимом работы конденсаторной установкидолжно быть автоматическим, если при ручном управлении невозможнообеспечить требуемое качество электроэнергии. Конденсаторная установка (конденсаторная батарея или еесекция) должна включаться при напряжении ниже номинального иотключаться при повышении напряжения до 105-110% номинального. 5.6.2. Допускается работа конденсаторной установки принапряжении 110% номинального и с перегрузкой по току до 130% засчет повышения напряжения и содержания в составе тока высшихгармонических составляющих. 5.6.3. Если напряжение на выводах единичного конденсаторапревышает 110% его номинального напряжения, эксплуатацияконденсаторной установки не допускается. 5.6.4. Температура окружающего воздуха в месте установкиконденсаторов не должна превышать верхнего значения, указанного винструкции по эксплуатации конденсаторов. Должны быть приняты меры,усиливающие эффективность вентиляции. Если в течение 1 ч непроизошло понижения температуры, конденсаторная установка должнабыть отключена. 5.6.5. Не допускается включение конденсаторной установки притемпературе конденсаторов ниже: минус 40°С - для конденсаторов климатического исполненияУ и Т; минус 60°С - для конденсаторов климатического исполнения ХЛ. Включение конденсаторной установки в соответствии синструкцией по ее эксплуатации разрешается лишь после повышениятемпературы конденсаторов (окружающего воздуха) до указанных в

инструкции значений и выдержки их при этой температуре в течениеуказанного времени. 5.6.6. Если токи в фазах различаются более чем на 10%, работаконденсаторной установки не допускается. 5.6.7. Повторное включение конденсаторной установкидопускается не ранее чем через 1 мин. после отключения. 5.6.8. Включение конденсаторной установки, отключившейсядействием защит, разрешается после выяснения и устранения причиныее отключения. 5.6.9. Конденсаторы с пропиткой трихлордифенилом должны иметьна корпусе отличительный знак в виде равностороннего треугольникажелтого цвета со стороной 40 мм. При обслуживании этих конденсаторов должны быть приняты меры,предотвращающие попадание трихлордифенила в окружающую среду.Вышедшие из строя конденсаторы с пропиткой трихлордифенилом должныхраниться в герметичном контейнере, конструкция которого исключаетпопадание трихлордифенила в окружающую среду. Уничтожение поврежденных конденсаторов с пропиткойтрихлордифенилом должно производиться централизованно на специальнооборудованном полигоне. 5.6.10. Осмотр конденсаторной установки без отключения долженпроизводиться не реже 1 раза в месяц. 5.6.11. Средний ремонт конденсаторных установок долженпроизводиться в зависимости от их технического состояния по решениютехнического руководителя энергообъекта. Текущий ремонт конденсаторных установок должен производитьсяежегодно. 5.6.12. Испытания конденсаторных установок должны бытьорганизованы в соответствии с объемом и нормами испытанийэлектрооборудования и заводскими инструкциями. ________________ <1> Установки напряжением 6 кВ и выше и частотой 50 Гц,предназначенные для выработки реактивной мощности и регулированиянапряжения.

5.7. Воздушные линии электропередачи

5.7.1. При эксплуатации воздушных линий электропередачи (ВЛ)должны производиться техническое обслуживание и ремонт,направленные на обеспечение их надежной работы. 5.7.2. При выдаче задания на проектирование ВЛ, сооружаемых иподлежащих техническому перевооружению, реконструкции имодернизации, энергосистемам и организациям, эксплуатирующимэлектрические сети, необходимо предоставлять проектным организациямимеющиеся данные о фактических условиях в зоне проектируемой ВЛ(данные по гололеду и ветру, загрязнениям атмосферы на трассе ВЛ,отказам ВЛ и их элементов и другие данные, характеризующие местныеусловия), которые должны быть учтены в проектной документации. 5.7.3. При сооружении, техническом перевооружении,реконструкции и модернизации ВЛ, выполняемых подрядной организациейи подлежащих сдаче в эксплуатацию организации, эксплуатирующейэлектрические сети, последней должны быть организованы техническийнадзор за производством работ, проверка выполненных работ насоответствие утвержденной технической документации. 5.7.4. Приемка в эксплуатацию законченных строительством ВЛорганизацией, эксплуатирующей электрические сети, должнапроизводиться в соответствии со строительными нормами и правилами иправилами устройства электроустановок. 5.7.5. При техническом обслуживании должны производитьсяработы по поддержанию работоспособности и исправности ВЛ и ихэлементов путем выполнения профилактических проверок и измерений,предохранению элементов ВЛ от преждевременного износа. При капитальном ремонте ВЛ выполняются работы по

восстановлению исправности и работоспособности ВЛ и их элементовпутем ремонта или замены новыми, повышающими их надежность иулучшающими эксплуатационные характеристики линии. Перечень работ, которые должны выполняться на ВЛ притехническом обслуживании, ремонте и техническом перевооружении,приведен в правилах технического обслуживания и ремонта зданий исооружения электростанций и сетей и типовых инструкциях поэксплуатации ВЛ. 5.7.6. Техническое обслуживание и ремонтные работы должны бытьорганизованы, как правило, комплексно путем проведения всехнеобходимых работ с максимально возможным сокращениемпродолжительности отключения ВЛ. Они могут производиться сотключением ВЛ, одной фазы (пофазный ремонт) и без снятиянапряжения. 5.7.7. Техническое обслуживание и ремонт ВЛ должны выполнятьсяс использованием специальных машин, механизмов, транспортныхсредств, такелажа, оснастки, инструмента и приспособлений. Средства механизации должны быть укомплектованы в соответствиис действующими нормативами и размещены на ремонтно-производственныхбазах (РПБ) предприятий и их подразделений. Бригады, выполняющие работы на ВЛ, должны быть оснащенысредствами связи с РПБ и органами диспетчерского управлениясоответствующего уровня. 5.7.8. При эксплуатации ВЛ должны строго соблюдаться правилаохраны электрических сетей и контролироваться их выполнение. Организация, эксплуатирующая электрические сети, должнаосуществлять контроль за соблюдением правил охраны электрическихсетей со стороны юридических лиц и населения, информироватьпредприятия, организации и граждан, находящихся в районепрохождения ВЛ, о положениях указанных правил. 5.7.9. Антикоррозионная защита стальных опор и металлическихдеталей железобетонных и деревянных опор, грозозащитных тросов итросовых элементов опор должна возобновляться или производитьсязаново по мере необходимости по распоряжению техническогоруководителя организации, эксплуатирующей электрические сети. 5.7.10. На участках ВЛ, подверженных интенсивному загрязнению,должна применяться специальная или усиленная изоляция и принеобходимости выполняться чистка (обмывка) изоляции, заменазагрязненных изоляторов. В зонах интенсивных загрязнений изоляции птицами и местах ихмассовых гнездований на конструкциях опор ВЛ должны устанавливатьсяспециальные устройства, исключающие возможность перекрытий, а такжеприменяться устройства, отпугивающие птиц и не угрожающие их жизни. 5.7.11. При эксплуатации ВЛ в пролетах пересечения действующейлинии с другими ВЛ и линиями связи на каждом проводе или тросепересекающей ВЛ допускается не более двух соединителей; количествосоединений проводов и тросов на пересекаемой ВЛ нерегламентируется. 5.7.12. Организации, эксплуатирующие электрические сети,должны содержать в исправном состоянии: сигнальные знаки на берегах в местах пересечения ВЛ ссудоходной или сплавной рекой, озером, водохранилищем, каналом,установленные согласно уставу внутреннего водного транспорта посогласованию с бассейновым управлением водного пути (управлениемканалов); устройства светоограждения, установленные на опорах ВЛ всоответствии с требованиями правил маркировки и светоограждениявысотных препятствий; постоянные знаки, установленные на опорах в соответствии спроектом ВЛ и положениями нормативных документов. 5.7.13. Организация, эксплуатирующая электрические сети,должна следить за исправностью дорожных знаков ограничениягабаритов, устанавливаемых на пересечениях ВЛ с автомобильными

дорогами; дорожных знаков, устанавливаемых на пересечениях ВЛ330 кВ и выше с автомобильными дорогами и запрещающих остановкутранспорта в охранных зонах этих ВЛ. 5.7.14. При эксплуатации ВЛ должны быть организованы ихпериодические и внеочередные осмотры. График периодических осмотровдолжен быть утвержден техническим руководителем организации,эксплуатирующей электрические сети. Периодичность осмотров каждой ВЛ по всей длине должна быть нереже 1 раза в год<1>. Кроме того, не реже 1 раза в годинженерно-техническим персоналом должны производиться выборочныеосмотры отдельных ВЛ (или их участков), а все ВЛ (участки),подлежащие капитальному ремонту, должны быть осмотрены полностью. Верховые осмотры с выборочной проверкой проводов и тросов взажимах и в дистанционных распорках на ВЛ напряжением 35 кВ и вышеили их участках, имеющих срок службы 20 лет и более или проходящихв зонах интенсивного загрязнения, а также по открытой местности,должны производиться не реже 1 раза в 6 лет; на остальных ВЛ 35 кВи выше (участках) - не реже 1 раза в 12 лет. На ВЛ 0,38-20 кВ верховые осмотры должны производиться принеобходимости. 5.7.15. Внеочередные осмотры ВЛ или их участков должныпроизводиться: при образовании на проводах и тросах гололеда, при пляскепроводов, во время ледохода и разлива рек, при лесных и степныхпожарах, а также после стихийных бедствий; после автоматического отключения ВЛ релейной защитой. 5.7.16. На ВЛ должны выполняться следующие проверки иизмерения: проверка состояния трассы ВЛ - при проведении осмотров иизмерения расстояний от проводов до деревьев и кустарников подпроводами, измерения стрел провеса проводов - при необходимости;измерение ширины просеки - не реже 1 раза в 3 года; проверка загнивания деталей деревянных опор - через 3-6 летпосле ввода ВЛ в эксплуатацию, далее - не реже 1 раза в 3 года, атакже перед подъемом на опору или сменой деталей; проверка визуально состояния изоляторов и линейной арматурыпри осмотрах, а также проверка электрической прочности подвесныхтарельчатых фарфоровых изоляторов первый раз на 1-2, второй раз на6-10 годах после ввода ВЛ в эксплуатацию и далее с периодичностью,приведенной в типовой инструкции по эксплуатации воздушных линийэлектропередачи напряжением 35-800 кВ в зависимости от уровняотбраковки и условий работы изоляторов на ВЛ; проверка состояния опор, проводов, тросов при проведенииосмотров; проверка состояния прессуемых, сварных, болтовых (на ВЛнапряжением до 20 кВ), выполненных овальными соединителямисоединений проводов производится визуально при осмотре линии помере необходимости; проверка состояния болтовых соединений проводовВЛ напряжением 35 кВ и выше путем электрических измерений - не реже1 раза в 6 лет; болтовые соединения, находящиеся внеудовлетворительном состоянии, подвергаются вскрытию, а затемремонтируются или заменяются; проверка и подтяжка бандажей, болтовых соединений и гаеканкерных болтов - не реже 1 раза в 6 лет; выборочная проверка состояния фундаментов и U-образных болтовна оттяжках со вскрытием грунта - не реже 1 раза в 6 лет; проверка состояния железобетонных опор и приставок - не реже 1раза в 6 лет; проверка состояния антикоррозионного покрытия металлическихопор и траверс, металлических подножников и анкеров оттяжек свыборочным вскрытием грунта - не реже 1 раза в 6 лет; проверка тяжения в оттяжках опор - не реже 1 раза в 6 лет; измерения сопротивления заземления опор, а также повторных

заземлений нулевого провода - в соответствии с п. 5.10.7 настоящихПравил; измерения сопротивления петли фаза-нуль на ВЛ напряжением до1000 В при приемке в эксплуатацию, в дальнейшем - при подключенииновых потребителей и выполнении работ, вызывающих изменение этогосопротивления; проверка состояния опор, проводов, тросов, расстояний отпроводов до поверхности земли и различных объектов, до пересекаемыхсооружений - при осмотрах ВЛ. 5.7.17. Неисправности, выявленные при осмотре ВЛ ипроизводстве проверок и измерений, должны быть отмечены вэксплуатационной документации и в зависимости от их характераустранены в кратчайший срок при проведении или техническогообслуживания, или капитального ремонта ВЛ. 5.7.18. Капитальный ремонт ВЛ должен выполняться по решениютехнического руководителя организации, эксплуатирующейэлектрические сети, на ВЛ с железобетонными и металлическимиопорами - не реже 1 раза в 12 лет, на ВЛ с деревянными опорами - нереже 1 раза в 6 лет. 5.7.19. Конструктивные изменения опор и других элементов ВЛ, атакже способа закрепления опор в грунте должны выполняться толькопри наличии технической документации и с разрешения техническогоруководителя организации, эксплуатирующей электрические сети. 5.7.20. Плановый ремонт, техническое перевооружение,реконструкция и модернизация ВЛ, проходящих по сельскохозяйственнымугодьям, садовым, дачным и огородным участкам, должны производитьсяпо согласованию с землепользователями и, как правило, в период,когда эти угодья не заняты сельскохозяйственными культурами иликогда возможно обеспечение сохранности этих культур. Работы по предотвращению нарушений в работе ВЛ и ликвидациипоследствий таких нарушений могут производиться в любое время годабез согласования с землепользователями, но с уведомлением их опроводимых работах. После выполнения указанных работ организация, эксплуатирующаяэлектрические сети, должна привести земельные угодья в состояние,пригодное для их использования по целевому назначению, а такжевозместить землепользователям убытки, причиненные при производстверабот. 5.7.21. Организации, эксплуатирующие ВЛ с совместной подвескойпроводов, должны производить плановый ремонт в согласованные сроки.В аварийных случаях ремонтные работы должны производиться спредварительным уведомлением другой стороны (владельца линии илипроводов). 5.7.22. На ВЛ напряжением выше 1000 В, подверженныхинтенсивному гололедообразованию, должна осуществляться плавкагололеда электрическим током. Организация, эксплуатирующая электрические сети, должнаконтролировать процесс гололедообразования на ВЛ и обеспечиватьсвоевременное включение схем плавки гололеда; ВЛ, на которыхпроизводится плавка гололеда, должны быть, как правило, оснащеныустройствами автоматического контроля и сигнализациигололедообразования и процесса плавки, а также закорачивающимикоммутационными аппаратами. 5.7.23. Для дистанционного определения мест повреждения ВЛнапряжением 110 кВ и выше, а также мест междуфазных замыканий на ВЛ6-35 кВ должны быть установлены специальные приборы. На ВЛнапряжением 6-35 кВ с отпайками должны быть установлены указателиповрежденного участка. Организации, эксплуатирующие электрические сети, должны бытьоснащены переносными приборами для определения мест замыкания наземлю ВЛ 6-35 кВ. 5.7.24. В целях своевременной ликвидации аварийных поврежденийна ВЛ в организациях, эксплуатирующих электрические сети, должен

храниться неснижаемый аварийный запас материалов и деталей согласноустановленным нормам. ________________ <1> В данном и последующих пунктах настоящего раздела слова"не реже" означают, что конкретные сроки выполнения данногомероприятия в пределах, установленных настоящими Правилами, должныбыть определены техническим руководителем энергообъекта.

5.8. Силовые кабельные линии

5.8.1. При эксплуатации силовых кабельных линий должныпроизводиться техническое обслуживание и ремонт, направленные наобеспечение их надежной работы. 5.8.2. Для каждой кабельной линии при вводе в эксплуатациюдолжны быть установлены наибольшие допустимые токовые нагрузки.Нагрузки должны быть определены по участку трассы с наихудшимитепловыми условиями, если длина участка не менее 10 м. Повышениеэтих нагрузок допускается на основе тепловых испытаний при условии,что нагрев жил не будет превышать допустимый государственнымистандартами и техническими условиями. При этом нагрев кабелейдолжен проверяться на участках трасс с наихудшими условиямиохлаждения. 5.8.3. В кабельных сооружениях должен быть организовансистематический контроль за тепловым режимом работы кабелей,температурой воздуха и работой вентиляционных устройств. Температура воздуха внутри кабельных туннелей, каналов и шахтв летнее время не должна превышать температуру наружного воздухаболее чем на 10°С. 5.8.4. На период послеаварийного режима допускается перегрузкапо току для кабелей с пропитанной бумажной изоляцией на напряжениедо 10 кВ включительно - на 30%, для кабелей с изоляцией изполиэтилена и поливинилхлоридного пластиката - на 15%, для кабелейиз резины и вулканизированного полиэтилена - на 18% длительнодопустимой нагрузки продолжительностью не более 6 ч в сутки втечение 5 сут., но не более 100 ч в год, если нагрузка в остальныепериоды не превышает длительно допустимой. Для кабелей, находящихся в эксплуатации более 15 лет,перегрузка по току не должна превышать 10%. Перегрузка кабелей с пропитанной бумажной изоляцией нанапряжение 20 и 35 кВ не допускается. Перегрузка кабельных линий на напряжение 110 кВ и выше должнарегламентироваться нормативными документами. 5.8.5. Для каждой маслонаполненной линии или ее секциинапряжением 110 кВ и выше в зависимости от профиля линии должныбыть установлены пределы допустимых изменений давления масла. Приотклонениях от них кабельная линия должна быть отключена, и еевключение разрешается только после выявления и устранения причиннарушений. 5.8.6. Пробы масла из маслонаполненных кабельных линий и пробыжидкости из муфт кабелей с пластмассовой изоляцией на напряжение110 кВ и выше должны отбираться перед включением новой линии вработу, через 1 год после включения, затем через 3 года и впоследующем 1 раз в 6 лет. 5.8.7. При сдаче в эксплуатацию кабельных линий на напряжениесвыше 1000 В должна быть оформлена и передана организации,эксплуатирующей электрические сети, документация, предусмотреннаястроительными нормами и правилами и отраслевыми правилами приемки,а также: исполнительный чертеж трассы с указанием мест установкисоединительных муфт, выполненный в масштабах 1 : 200 и 1 : 500 взависимости от развития коммуникаций в данном районе трассы; скорректированный проект кабельной линии на напряжение 110 кВи выше, согласованный перед прокладкой с организацией,

эксплуатирующей линии, а в случае изменения марки кабеля - сзаводом-изготовителем и эксплуатирующей организацией; чертеж профиля кабельной линии в местах пересечения с дорогамии другими коммуникациями для кабельных линий на напряжение 35 кВ идля особо сложных трасс кабельных линий на напряжение 6-10 кВ; акты состояния кабелей на барабанах и в случае необходимостипротоколы разборки и осмотра образцов (для импортных кабелейразборка обязательна); кабельный журнал; инвентарная опись всех элементов кабельной линии; акты строительных и скрытых работ с указанием пересечений исближений кабелей со всеми подземными коммуникациями; акты на монтаж кабельных муфт; акты приемки траншей, блоков, труб, каналов под монтаж; акты на монтаж устройств по защите кабельных линий отэлектрохимической коррозии, а также результаты коррозионныхиспытаний в соответствии с проектом; протокол испытания изоляции кабельной линии повышеннымнапряжением после прокладки; результаты измерения сопротивления изоляции; акты осмотра кабелей, проложенных в траншеях и каналах передзакрытием; протокол прогрева кабелей на барабанах перед прокладкой принизких температурах; акт проверки и испытания автоматических стационарных установоксистем пожаротушения и пожарной сигнализации. Кроме перечисленной документации при приемке в эксплуатациюкабельной линии напряжением 110 кВ и выше монтажной организациейдолжны быть дополнительно переданы энергообъекту: исполнительные высотные отметки кабеля и подпитывающейаппаратуры (для линий 110-220 кВ низкого давления); результаты испытаний масла во всех элементах линий; результаты пропиточных испытаний; результаты опробования и испытаний подпитывающих агрегатов налиниях высокого давления; результаты проверки систем сигнализации давления; акты об усилиях тяжения при прокладке; акты об испытаниях защитных покровов повышенным напряжениемпосле прокладки; протоколы заводских испытаний кабелей, муфт и подпитывающейаппаратуры; результаты испытаний устройств автоматического подогрева муфт; результаты измерения тока по токопроводящим жилам и оболочкам(экранам) каждой фазы; результаты измерения рабочей емкости жил кабелей; результаты измерения активного сопротивления изоляции; результаты измерения сопротивления заземления колодцев иконцевых муфт. При сдаче в эксплуатацию кабельных линий на напряжение до1000 В должны быть оформлены и переданы организации: кабельныйжурнал, скорректированный проект линий, акты, протоколы испытанийи измерений. 5.8.8. Прокладка и монтаж кабельных линий всех напряжений,сооружаемых организациями других ведомств и передаваемых вэксплуатацию, должны быть выполнены под техническим надзоромэксплуатирующей организации. 5.8.9. Каждая кабельная линия должна иметь паспорт с указаниемосновных данных по линии, а также архивную папку с документацией поп. 5.8.7 настоящих Правил. Для предприятий, имеющих автоматизированную систему учета,паспортные данные могут быть введены в память ЭВМ. Открыто проложенные кабели, а также все кабельные муфты должныбыть снабжены бирками с обозначениями; на бирках кабелей в конце и

начале линии должны быть указаны марки, напряжения, сечения, номераили наименования линии; на бирках соединительных муфт - номермуфты, дата монтажа. Бирки должны быть стойкими к воздействию окружающей среды. Бирки должны быть расположены по длине линии через 50 м наоткрыто проложенных кабелях, а также на поворотах трассы и в местахпрохода кабелей через огнестойкие перегородки и перекрытия (с обеихсторон). 5.8.10. Металлическая неоцинкованная броня кабелей,проложенных в кабельных сооружениях, и металлические конструкции снеметаллизированным покрытием, по которым проложены кабели, а такжекабельные короба из обычной стали должны периодически покрыватьсянегорючими антикоррозионными лаками и красками. 5.8.11. На ответственных кабельных линиях, отходящих отэлектростанций и подстанций, имеющих постоянный дежурный персонал,контроль за нагрузками производится по стационарным приборам,показания которых записываются в суточные ведомости. На подстанциях, не имеющих постоянный дежурный персонал,контроль за нагрузками производится не реже 1 раза в год в периодлетнего или осенне-зимнего максимума в часы суток, соответствующиемаксимальной нагрузке кабельной линии. Кроме измерений в период максимума нагрузки должныпроизводиться измерения во всех случаях изменения схемы илиприсоединения дополнительных токоприемников и изменения режимаработы кабельных линий. Сроки устанавливаются техническимруководителем энергообъекта. На основании данных этих измерений при необходимости должныуточняться режим работы и схема кабельной сети. Положения этого пункта распространяются и на кабельные линиипотребителей, отходящие от шин РУ электростанций и подстанций. 5.8.12. Осмотры кабельных линий должны производиться 1 раз вследующие сроки, мес.:

Напряжение кабеля, кВ

До 35 10-500

Трассы кабелей, проложенных в земле 3 1Трассы кабелей, проложенных подусовершенствованным покрытием на 12 -территории городовТрассы кабелей, проложенных в кол-лекторах, туннелях, шахтах и по желез- 6 3нодорожным мостамПодпитывающие пункты при наличиисигнализации давления масла (при от- - 1сутствии сигнализации - по местныминструкциям)Кабельные колодцы 24 3

Осмотр кабельных муфт напряжением ниже 1000 В должен такжепроизводиться при осмотре электрооборудования. Осмотр подводных кабелей должен производиться в сроки,установленные техническим руководителем организации,эксплуатирующей кабельные линии. Периодически должны производиться выборочные контрольныеосмотры кабельных линий инженерно-техническим персоналом. Внеочередные осмотры производятся в период паводков и послеливней, а также при отключении кабельной линии релейной защитой. О выявленных при осмотрах нарушениях на кабельных линияхдолжны быть сделаны записи в журнале дефектов и неполадок.Нарушения должны устраняться в сроки, установленные техническимруководителем энергообъекта.

5.8.13. Туннели, шахты, кабельные этажи и каналы наэлектростанциях и подстанциях с постоянным оперативнымобслуживанием должны осматриваться не реже 1 раза в месяц, а наэлектростанциях и подстанциях без постоянного оперативногообслуживания - в сроки, установленные техническим руководителемэнергообъекта. 5.8.14. Технический надзор и эксплуатация устройств пожарнойсигнализации и автоматического пожаротушения, установленных вкабельных сооружениях, должны производиться в установленномпорядке. 5.8.15. Устройство в кабельных помещениях каких-либо временныхи вспомогательных сооружений (мастерских, инструментальных,кладовых и т. д.), а также хранение в них каких-либо материалов иоборудования не допускается. 5.8.16. В районах с электрифицированным рельсовым транспортомили с агрессивными грунтами кабельная линия может быть принята вэксплуатацию только после осуществления ее антикоррозионной защиты. В этих районах на кабельных линиях должны проводитьсяизмерения блуждающих токов, составляться и систематическикорректироваться потенциальные диаграммы кабельной сети (или ееотдельных участков) и карты почвенных коррозионных зон. В техгородах, где организована совместная антикоррозионная защита длявсех подземных коммуникаций, снятие потенциальных диаграмм нетребуется. Потенциалы кабелей должны измеряться в зонах блуждающих токов,местах сближения силовых кабелей с трубопроводами и кабелями связи,имеющими катодную защиту, и на участках кабелей, оборудованныхустановками по защите от коррозии. На кабелях с шланговымизащитными покровами должно контролироваться состояниеантикоррозионного покрытия в соответствии с инструкцией поэксплуатации силовых кабельных линий и объемом и нормами испытанийэлектрооборудования. 5.8.17. Энергообъекты должны контролировать выполнениеуправлениями и службами городского трамвая, метрополитена иэлектрифицированных железных дорог мероприятий по уменьшениюзначений блуждающих токов в земле в соответствии с государственнымистандартами. При обнаружении на кабельных линиях опасности разрушенияметаллических оболочек вследствие электрокоррозии, почвенной илихимической коррозии должны быть приняты меры к ее предотвращению. Вцелях предотвращения коррозии участков алюминиевых оболочек,примыкающих к муфтам, необходимо обеспечить их защиту всоответствии с нормативными документами. За защитными устройствами должно быть установлено регулярноенаблюдение. 5.8.18. Раскопки кабельных трасс или земляные работы вблизиних должны производиться с разрешения эксплуатирующей организации. Перед началом раскопок должно быть произведено контрольноевскрытие кабельной трассы под надзором персонала эксплуатирующейорганизации. 5.8.19. Раскопка кабельных линий специальными землеройнымимашинами, а также рыхление грунта над кабелем с применениемотбойных молотков, ломов и кирок производится не более чем наглубину залегания защитного покрытия или сигнальной ленты или наглубину, при которой до кабеля остается слой грунта не менее 25 см.Остальной слой грунта должен удаляться вручную лопатами. При проведении работ, не связанных с раскопкой, прокладкой илиремонтом кабелей, применение землеройной техники на расстояниименее 1 м, а ударных и вибропогружных механизмов - менее 5 м откабельной трассы не допускается. Для производства взрывных работ должны быть выданыдополнительные технические условия. 5.8.20. Организации, эксплуатирующие электрические сети,

должны периодически оповещать организации и население района, гдепроходят кабельные трассы, о порядке производства земляных работвблизи этих трасс. 5.8.21. Кабельные линии должны периодически подвергатьсяпрофилактическим испытаниям повышенным напряжением постоянного токав соответствии с объемом и нормами испытаний электрооборудования. Необходимость внеочередных испытаний на кабельных линиях послеремонтных работ или раскопок, связанных с вскрытием трасс,определяется руководством энергообъекта, района, организации,эксплуатирующей электрические сети. 5.8.22. Для предупреждения электрических пробоев навертикальных участках кабелей с бумажной изоляцией напряжением20-35 кВ необходимо периодически контролировать степень осушенияизоляции вертикальных участков по графику, утвержденномутехническим руководством энергообъекта. По результатам контроля принеобходимости следует их заменять или устанавливать на нихстопорные муфты. На кабельных линиях напряжением 20-35 кВ с кабелями снестекающей пропиточной массой и пластмассовой изоляцией или сгазонаполненными кабелями дополнительного наблюдения за состояниемизоляции вертикальных участков и их периодической замены нетребуется. 5.8.23. При надзоре за прокладкой и при эксплуатациинебронированных кабелей со шланговым покрытием должно обращатьсяособое внимание на состояние шланга. Кабели со шлангами, имеющимисквозные порывы, задиры и трещины, должны быть отремонтированы илизаменены. 5.8.24. Организации, эксплуатирующие кабельные линии, должныиметь лаборатории, оснащенные аппаратами для определения местповреждения, измерительными приборами и передвижными измерительнымии испытательными установками. 5.8.25. Образцы поврежденных кабелей и поврежденные кабельныемуфты должны подвергаться лабораторным исследованиям дляустановления причин повреждения и разработки мероприятий по ихпредотвращению.

5.9. Релейная защита и электроавтоматика

5.9.1. Силовое электрооборудование электростанций, подстанцийи электрических сетей должно быть защищено от коротких замыканий инарушений нормальных режимов устройствами релейной защиты,автоматическими выключателями или предохранителями и оснащеноустройствами электроавтоматики, в том числе устройствамипротивоаварийной автоматики и устройствами автоматическогорегулирования. Устройства релейной защиты и электроавтоматики (РЗА), в томчисле противоаварийной автоматики, по принципам действия, уставкам,настройке и выходным воздействиям должны соответствовать схемам ирежимам работы энергосистем и постоянно находиться в работе, кромеустройств, которые должны выводиться из работы в соответствии сназначением и принципом действия, режимом работы энергосистемы иусловиями селективности. 5.9.2. В эксплуатации должны быть обеспечены условиянормальной работы аппаратуры РЗА и вторичных цепей (допустимыетемпература, влажность, вибрация, отклонения рабочих параметров отноминальных, условия электромагнитной совместимости и др.). 5.9.3. Все случаи срабатывания и отказа срабатывания устройствРЗА, а также выявляемые в процессе их эксплуатации дефекты должнытщательно анализироваться и учитываться в установленном порядкеслужбами РЗА. Выявленные дефекты должны быть устранены. О каждом случае неправильного срабатывания или отказасрабатывания устройств РЗА, а также о выявленных дефектах схем иаппаратуры вышестоящая организация, в управлении или ведении

которой находится устройство, должна быть проинформирована. 5.9.4. На панелях РЗА и шкафах двустороннего обслуживания, атакже на панелях и пультах управления на лицевой и оборотнойсторонах должны быть надписи, указывающие их назначение всоответствии с диспетчерскими наименованиями. Установленная на панелях, пультах и в шкафах с поворотнымипанелями аппаратура должна иметь с обеих сторон надписи илимаркировку согласно схемам. Расположение надписей или маркировкидолжно однозначно определять соответствующий аппарат. На панели с аппаратурой, относящейся к разным присоединениямили разным устройствам РЗА одного присоединения, которые могутпроверяться раздельно, должны быть нанесены четкиеразграничительные линии и должна быть обеспечена возможностьустановки ограждения при проверке отдельных устройств РЗА. Надписи у устройств, которыми управляет оперативный персонал,должны четко указывать назначение этих устройств. 5.9.5. Силовое электрооборудование и линии электропередачимогут находиться под напряжением только с включенной релейнойзащитой от всех видов повреждений. При выводе из работы илинеисправности отдельных видов защит оставшиеся в работе устройстварелейной защиты должны обеспечить полноценную защитуэлектрооборудования и линий электропередачи от всех видовповреждений. Если это условие не выполняется, должна бытьосуществлена временная быстродействующая защита или введеноускорение резервной защиты, или присоединение должно бытьотключено. 5.9.6. При наличии быстродействующих релейных защит иустройств резервирования в случае отказа выключателей (УРОВ) всеоперации по включению линий, шин и оборудования после ремонта илинахождения без напряжения, а также операции по переключениюразъединителями и воздушными выключателями должны осуществлятьсяпри введенных в работу этих защитах; если на время проведенияопераций какие-либо из этих защит не могут быть введены в работуили должны быть выведены из работы по принципу действия, следуетввести ускорение на резервных защитах либо выполнить временнуюзащиту, хотя бы неселективную, но с таким же временем действия, каки постоянная защита. 5.9.7. Сопротивление изоляции электрически связанных вторичныхцепей напряжением выше 60 В относительно земли, а также междуцепями различного назначения, электрически не связанными(измерительные цепи, цепи оперативного тока, сигнализации), должноподдерживаться в пределах каждого присоединения не ниже 1 МОм. Сопротивление изоляции вторичных цепей, рассчитанных нарабочее напряжение 60 В и ниже, питающихся от отдельного источникаили через разделительный трансформатор, должно поддерживаться нениже 0,5 МОм. Сопротивление изоляции измеряется мегаомметром в первом случаена напряжение 1000-2500 В; а во втором случае - 500 В. Измерение сопротивления изоляции цепей 24 В и ниже устройствРЗА на микроэлектронной и микропроцессорной базе производится всоответствии с указаниями завода-изготовителя. При проверке изоляции вторичных цепей должны быть принятыпредусмотренные соответствующими инструкциями меры к предотвращениюповреждения этих устройств. 5.9.8. При включении после монтажа и первом профилактическомконтроле изоляция относительно земли электрически связанных цепейРЗА и всех других вторичных цепей каждого присоединения, а такжемежду электрически не связанными цепями, находящимися в пределаходной панели, за исключением цепей элементов, рассчитанных нарабочее напряжение 60 В и ниже, должна быть испытана напряжением1000 В переменного тока в течение 1 мин. Кроме того, напряжением 1000 В в течение 1 мин. должна бытьиспытана изоляция между жилами контрольного кабеля тех цепей, где

имеется повышенная вероятность замыкания между жилами с серьезнымипоследствиями (цепи газовой защиты, цепи конденсаторов,используемых как источник оперативного тока, вторичные цепитрансформаторов тока с номинальным значением тока 1 А и т. п.). В последующей эксплуатации изоляция цепей РЗА (за исключениемцепей напряжением 60 В и ниже) должна испытываться припрофилактических восстановлениях напряжением 1000 В переменноготока в течение 1 мин. или выпрямленным напряжением 2500 В сиспользованием мегаомметра или специальной установки. Испытание изоляции цепей РЗА напряжением 60 В и нижепроизводится в процессе ее измерения по п. 5.9.7 настоящих Правил. 5.9.9. Вновь смонтированные устройства РЗА и вторичные цепиперед вводом в работу должны быть подвергнуты наладке и приемочнымиспытаниям. Разрешение на ввод новых устройств и их включение в работувыдается в установленном порядке с записью в журнале релейнойзащиты и электроавтоматики. 5.9.10. В службе РЗА электротехнической лаборатории (ЭТЛ)энергопредприятия на устройства РЗА, находящиеся в эксплуатации,должна быть следующая техническая документация: паспорта-протоколы; инструкции или методические указания по наладке и проверке; технические данные об устройствах в виде карт уставок ихарактеристик; исполнительные рабочие схемы: принципиальные, монтажные илипринципиально-монтажные; рабочие программы вывода в проверку (ввода в работу) сложныхустройств РЗА с указанием последовательности, способа и местаотсоединения их цепей от остающихся в работе устройств РЗА, цепейуправления оборудованием и цепей тока и напряжения; перечень группустройств, на которые должны быть составлены рабочие программы,утверждается техническим руководителем энергосистемы илиэнергообъекта. Результаты технического обслуживания должны быть занесены впаспорт-протокол (подробные записи по сложным устройствам РЗА принеобходимости должны быть сделаны в рабочем журнале). В службах РЗА всех уровней управления должны быть техническиеданные об устройствах, находящихся в управлении и ведении этихслужб, в виде карт (таблиц) или журналов (характеристик),принципиальных или структурных схем (технологических алгоритмовфункционирования). 5.9.11. Вывод из работы, изменение параметров настройки илиизменение действия устройств РЗА должны быть оформлены всоответствии с пп. 6.4.2; 6.4.5; 6.4.6 и 6.4.10 настоящих Правил. При угрозе неправильного срабатывания устройство РЗА должнобыть выведено из работы с учетом требования п. 5.9.5 настоящихПравил без разрешения вышестоящего оперативно-диспетчерскогоперсонала, но с последующим сообщением ему (в соответствии сместной инструкцией) и последующим оформлением заявки всоответствии с п. 6.4.6 настоящих Правил. 5.9.12. Реле, аппараты и вспомогательные устройства РЗА, заисключением тех, уставки которых изменяет оперативный персонал,разрешается вскрывать только работникам служб РЗА, ЭТЛ электроцеховэлектростанций, эксплуатирующим эти устройства, или висключительных случаях по их указанию оперативному персоналу. Работы в устройствах РЗА должен выполнять персонал, обученныйи допущенный к самостоятельной проверке соответствующих устройств. 5.9.13. На сборках (рядах) зажимов пультов управления, шкафови панелей не должны находиться в непосредственной близости зажимы,случайное соединение которых может вызвать включение или отключениеприсоединения, короткое замыкание в цепях оперативного тока или вцепях возбуждения генератора (синхронного компенсатора). 5.9.14. При работе на панелях, пультах, в шкафах и в цепях

управления и РЗА должны быть приняты меры против ошибочногоотключения оборудования. Работы должны выполняться толькоизолированным инструментом. Выполнение этих работ без исполнительных схем, протоколапроверки и типовой или специальной рабочей программы вывода (ввода)устройства РЗА не допускается. Операции во вторичных цепях трансформаторов тока и напряжения(в том числе с испытательными блоками) должны производиться свыводом из действия устройств РЗА (или отдельных их ступеней),которые по принципу действия и параметрам настройки (уставкам)могут срабатывать ложно в процессе выполнения указанных операций. По окончании работ должны быть проверены исправность иправильность присоединения цепей тока, напряжения и оперативныхцепей. Оперативные цепи РЗА и цепи управления должны бытьпроверены, как правило, путем опробования в действии. 5.9.15. Работы в устройствах РЗА, которые могут вызватьнеправильное отключение защищаемого или других присоединений, атакже иные непредусмотренные воздействия на оборудование,действующие устройства РЗА, должны производиться по разрешеннойзаявке, учитывающей эти возможности. 5.9.16. Контроль правильности положения переключающихустройств на панелях и шкафах РЗА, крышек испытательных блоков;контроль исправности предохранителей или автоматическихвыключателей в цепях управления и защит; контроль работы устройствРЗА по показаниям имеющихся на аппаратах и панелях (шкафах)устройств внешней сигнализации и приборов; опробование выключателейи прочих аппаратов; обмен сигналами высокочастотных защит;измерения контролируемых параметров устройств высокочастотноготелеотключения, низкочастотной аппаратуры каналов автоматики,высокочастотной аппаратуры противоаварийной автоматики; измерениетока небаланса в защите шин и устройства контроля изоляции вводов;измерение напряжения небалансов в разомкнутом треугольникетрансформатора напряжения; опробование устройств автоматическогоповторного включения, автоматического включения резерва ификсирующих приборов; завод часов автоматических осциллографов ит. п. должен осуществлять оперативный персонал. Периодичность контроля и опробования, перечень аппаратов иустройств, подлежащих опробованию, порядок операций приопробовании, а также порядок действий персонала при выявленииотклонений от норм должны быть установлены местными инструкциями. 5.9.17. Персонал служб РЗА организаций, эксплуатирующихэлектрические сети, и ЭТЛ электростанций должен периодическиосматривать все панели и пульты управления, панели релейной защиты,электроавтоматики, сигнализации, обращая особое внимание направильность положения переключающих устройств (рубильников, ключейуправления, накладок и пр.) и крышек испытательных блоков исоответствие их положения схемам и режимам работыэлектрооборудования. Периодичность осмотров должна быть установлена руководствомэнергообъекта. Независимо от периодических осмотров персоналомслужбы РЗА оперативно-диспетчерский персонал должен отвечать заправильное положение тех элементов РЗА, с которыми ему разрешеновыполнять операции. 5.9.18. Устройства РЗА и вторичные цепи должны быть провереныи опробованы в объеме и в сроки, указанные в действующих правилах иинструкциях. После неправильного срабатывания или отказа срабатывания этихустройств должны быть произведены дополнительные (послеаварийные)проверки. 5.9.19. Провода и жилы контрольных кабелей, присоединенные ксборкам (рядам) зажимов, должны иметь маркировку, соответствующуюсхемам. Контрольные кабели должны иметь маркировку на концах, вместах разветвления и пересечения потоков кабелей, при проходе их

через стены, потолки и пр. Концы свободных жил контрольных кабелейдолжны быть изолированы. 5.9.20. При устранении повреждений контрольных кабелей сметаллической оболочкой или их наращивании соединение жил должноосуществляться с установкой герметичных муфт или с помощьюпредназначенных для этого коробок. Указанные муфты и коробки должныбыть зарегистрированы. Кабели с поливинилхлоридной и резиновой оболочкой должнысоединяться, как правило, с помощью эпоксидных соединительных муфтили на переходных рядах зажимов. На каждые 50 м одного кабеля в среднем должно быть не болееодного из указанных выше соединений. 5.9.21. При применении контрольных кабелей с изоляцией жил,подверженной разрушению под воздействием воздуха, света и масла, научастках жил от зажимов до концевых разделок должно бытьдополнительное покрытие, препятствующее этому разрушению. 5.9.22. Вторичные обмотки трансформаторов тока должны бытьвсегда замкнуты на реле и приборы или закорочены. Вторичные цепитрансформаторов тока, напряжения и вторичные обмотки фильтровприсоединения ВЧ каналов должны быть заземлены. 5.9.23. Установленные на электростанциях и подстанцияхсамопишущие приборы с автоматическим ускорением записи в аварийныхрежимах, автоматические осциллографы, в том числе их устройствапуска, фиксирующие приборы (амперметры, вольтметры и омметры) идругие устройства, используемые для анализа работы устройства РЗА иопределения места повреждения на линиях электропередачи, должныбыть всегда готовы к действию. Ввод и вывод из работы указанныхустройств должны осуществляться по заявке. 5.9.24. В цепях оперативного тока должна быть обеспеченаселективность действия аппаратов защиты (предохранителей иавтоматических выключателей). Автоматические выключатели, колодки предохранителей должныиметь маркировку с указанием назначения и тока. 5.9.25. Для выполнения оперативным персоналом на панелях и вшкафах устройств РЗА переключений с помощью ключей, накладок,испытательных блоков и других приспособлений должны применятьсятаблицы положения указанных переключающих устройств дляиспользуемых режимов или другие наглядные методы контроля, а такжепрограммы для сложных переключений. Об операциях по этим переключениям должна быть сделана записьв оперативный журнал. 5.9.26. На щитах управления электростанций и подстанций, атакже на панелях и шкафах переключающие устройства в цепях РЗАдолжны быть расположены наглядно, а однотипные операции с нимидолжны производиться одинаково.

5.10. Заземляющие устройства

5.10.1. Заземляющие устройства должны удовлетворятьтребованиям обеспечения электробезопасности людей и защитыэлектроустановок, а также эксплуатационных режимов работы. Все металлические части электрооборудования иэлектроустановок, которые могут оказаться под напряжениемвследствие нарушения изоляции, должны быть заземлены или занулены. 5.10.2. При сдаче в эксплуатацию заземляющих устройствэлектроустановок монтажной организацией, кроме документации,указанной в п. 1.2.9 настоящих Правил, должны быть представленыпротоколы приемо-сдаточных испытаний этих устройств. 5.10.3. Каждый элемент установки, подлежащий заземлению,должен быть присоединен к заземлителю посредством отдельногозаземляющего проводника. Последовательное соединение заземляющими проводникаминескольких элементов установки не допускается.

5.10.4. Присоединение заземляющих проводников к заземлителю изаземляемым конструкциям должно быть выполнено сваркой, а ккорпусам аппаратов, машин и опорам воздушных линийэлектропередачи - сваркой или болтовым соединением. 5.10.5. Заземляющие проводники должны быть предохранены откоррозии. Открыто проложенные заземляющие проводники должны иметьчерную окраску. 5.10.6. Для контроля заземляющего устройства должныпроизводиться: измерение сопротивления заземляющего устройства и не реже1 раза в 12 лет выборочная проверка со вскрытием грунта для оценкикоррозионного состояния элементов заземлителя, находящихся в земле; проверка наличия и состояния цепей между заземлителем изаземляемыми элементами, соединений естественных заземлителей сзаземляющим устройством - не реже 1 раза в 12 лет; измерение напряжения прикосновения в электроустановках,заземляющее устройство которых выполнено по нормам на напряжениеприкосновения; проверка (расчетная) соответствия напряжения на заземляющемустройстве требованиям правил устройства электроустановок - послемонтажа, переустройства и капитального ремонта заземляющегоустройства, но не реже 1 раза в 12 лет; в установках до 1000 В проверка пробивных предохранителей иполного сопротивления петли фаза-нуль - не реже 1 раза в 6 лет. 5.10.7. Измерение сопротивления заземляющих устройств должнопроизводиться: после монтажа, переустройства и капитального ремонта этихустройств на электростанциях, подстанциях и линиях электропередачи; при обнаружении на тросовых опорах ВЛ напряжением 110 кВ ивыше следов перекрытий или разрушений изоляторов электрическойдугой; на подстанциях воздушных распределительных сетей напряжением35 кВ и ниже - не реже 1 раза в 12 лет. В сетях напряжением 35 кВ иниже у опор с разъединителями, защитными промежутками, трубчатыми ивентильными разрядниками и у опор с повторными заземлителяминулевых проводов - не реже 1 раза в 6 лет; выборочно на 2% опор сзаземлителями в населенной местности, на участках ВЛ с наиболееагрессивными, оползневыми, выдуваемыми или плохо проводящимигрунтами - после монтажа, переустройства, ремонта, а также вэксплуатации - не реже 1 раза в 12 лет. Измерения должнывыполняться в периоды наибольшего высыхания грунта. 5.10.8. В электроустановках, выполненных по нормам нанапряжение прикосновения, измерения напряжений прикосновения должныпроизводиться после монтажа, переустройства и капитального ремонтазаземляющего устройства, но не реже 1 раза в 6 лет. Измерения должны выполняться при присоединенных естественныхзаземлителях и тросах ВЛ. 5.10.9. Проверка коррозионного состояния заземлителей должнапроизводиться: на подстанциях и электростанциях - в местах, где заземлителинаиболее подвержены коррозии, а также вблизи нейтралей силовыхтрансформаторов, короткозамыкателей; на ВЛ - у 2% опор с заземлителями. Для заземлителей подстанций и опор ВЛ, в случае необходимости,по решению технического руководителя организации, эксплуатирующейэлектрические сети, может быть установлена более частая проверкакоррозионного состояния.

5.11. Защита от перенапряжений

5.11.1. На электростанциях, подстанциях и в организациях,эксплуатирующих электрические сети, должны иметься сведения позащите от перенапряжений каждого РУ и ВЛ:

очертание защитных зон молниеотводов, прожекторных мачт,металлических и железобетонных конструкций, возвышающихсясооружений и зданий; схемы устройств заземления РУ с указанием мест подключениязащитных аппаратов, заземляющих спусков подстанционногооборудования и порталов с молниеотводами, расположениядополнительных заземляющих электродов с данными по их длине иколичеству; паспортные данные по импульсной прочности (импульсныеиспытательные и пробивные напряжения) оборудования РУ; паспортные защитные характеристики использованных на РУ и ВЛограничителей перенапряжений, вентильных и трубчатых разрядников иискровых промежутков; схемы РУ со значениями длин защищенных тросом подходов ВЛ (дляВЛ с тросом по всей длине - длин опасных зон) и соответствующими имрасстояниями по ошиновке между защитными аппаратами РУ и защищаемымоборудованием; значения сопротивлений заземления опор ВЛ, в том числетросовых подходов ВЛ, РУ, ТП и переключательных пунктов; данные о проводимости грунтов по трассе ВЛ и территории РУ; данные о пересечении ВЛ между собой, с линиями связи,радиотрансляции, автоблокировочными линиями железных дорог. 5.11.2. Подвеска проводов ВЛ напряжением до 1000 В любогоназначения (осветительных, телефонных, высокочастотных и т. п.) наконструкциях ОРУ, отдельно стоящих стержневых молниеотводах,прожекторных мачтах, дымовых трубах и градирнях, а также подводкаэтих линий к взрывоопасным помещениям не допускается. Для указанных целей должны применяться кабели с металлическимиоболочками или кабели без оболочек, проложенные в металлическихтрубах в земле. Оболочки кабелей, металлические трубы должны быть заземлены. Подводка кабелей к взрывоопасным помещениям должна бытьвыполнена с учетом требований действующей инструкции по устройствумолниезащиты зданий и сооружений. 5.11.3. Ежегодно перед грозовым сезоном должна производитьсяпроверка состояния защиты от перенапряжений РУ и ВЛ иобеспечиваться готовность защиты от грозовых и внутреннихперенапряжений. На энергопредприятиях должны регистрироваться случаи грозовыхотключений и повреждений ВЛ, оборудования РУ и ТП. На основанииполученных данных должна производиться оценка надежностигрозозащиты и должны разрабатываться, в случае необходимости,мероприятия по повышению ее надежности. При установке в РУ нестандартных аппаратов или оборудованиянеобходима разработка соответствующих грозозащитных мероприятий. 5.11.4. Ограничители перенапряжений и вентильные разрядникивсех напряжений должны быть постоянно включены. В ОРУ допускается отключение на зимний период (или отдельныеего месяцы) вентильных разрядников, предназначенных только длязащиты от грозовых перенапряжений, в районах с ураганным ветром,гололедом, резким изменением температуры и интенсивнымзагрязнением. 5.11.5. Профилактические испытания вентильных и трубчатыхразрядников, а также ограничителей перенапряжений должныпроводиться в соответствии с действующими объемом и нормамииспытаний электрооборудования. 5.11.6. Трубчатые разрядники и защитные промежутки должныосматриваться при обходах ВЛ. Срабатывание разрядников должно бытьотмечено в листках обхода. Проверка трубчатых разрядников соснятием с опор должна производиться 1 раз в 3 года. Верховой осмотр без снятия с опор, а также дополнительныеосмотры и проверки трубчатых разрядников, установленных в зонахинтенсивного загрязнения, должны выполняться в соответствии с

положениями местных инструкций. Ремонт трубчатых разрядников должен производиться по меренеобходимости в зависимости от результатов проверок и осмотров. 5.11.7. В сетях с изолированной нейтралью или с компенсациейемкостных токов допускается работа воздушных и кабельных линийэлектропередачи с замыканием на землю до устранения повреждения. При этом к отысканию места повреждения на ВЛ, проходящих внаселенной местности, где возникает опасность поражения током людейи животных, следует приступать немедленно и ликвидироватьповреждение в кратчайший срок. В сетях генераторного напряжения, а также в сетях, к которымподключены двигатели высокого напряжения, работа с замыканием наземлю допускается в соответствии с п. 5.1.24 настоящих Правил. 5.11.8. Компенсация емкостного тока замыкания на землюдугогасящими реакторами должна применяться при емкостных токах,превышающих следующие значения:

Номинальное на- 6 10 15-20 35пряжение сети, кВ и вышеЕмкостный ток за- 30 20 15 10мыкания на землю, А

В сетях собственных нужд 6 кВ блочных электростанцийдопускается режим работы с заземлением нейтрали сети черезрезистор. В цепях генераторного напряжения при обоснованиисоответствующими расчетами допускается режим работы с изолированнойнейтралью. В сетях 6-35 кВ с ВЛ на железобетонных и металлических опорахдолжны использоваться дугогасящие реакторы при емкостном токезамыкания на землю более 10 А. Работа сетей 6-35 кВ без компенсации емкостного тока при егозначениях, превышающих указанные выше, не допускается. Для компенсации емкостных токов замыкания на землю в сетяхдолжны применяться заземляющие дугогасящие реакторы с ручным илиавтоматическим регулированием. Измерение емкостных токов, токов дугогасящих реакторов, токовзамыкания на землю и напряжений смещения нейтрали в сетях скомпенсацией емкостного тока должно производиться при вводе вэксплуатацию дугогасящих реакторов и значительных измененияхрежимов сети, но не реже 1 раза в 6 лет. 5.11.9. Мощность дугогасящих реакторов должна быть выбрана поемкостному току сети с учетом ее перспективного развития. Заземляющие дугогасящие реакторы должны быть установлены наподстанциях, связанных с компенсируемой сетью не менее чем двумялиниями электропередачи. Установка дугогасящих реакторов на тупиковых подстанциях недопускается. Дугогасящие реакторы должны быть подключены к нейтралямтрансформаторов, генераторов или синхронных компенсаторов черезразъединители. Для подключения дугогасящих реакторов, как правило, должныиспользоваться трансформаторы со схемой соединения обмотокзвезда-треугольник. Подключение дугогасящих реакторов к трансформаторам,защищенным плавкими предохранителями, не допускается. Ввод дугогасящего реактора, предназначенный для заземления,должен быть соединен с общим заземляющим устройством черезтрансформатор тока. 5.11.10. Дугогасящие реакторы должны иметь резонанснуюнастройку. Допускается настройка с перекомпенсацией, при которой степеньрасстройки компенсации должна быть не более 5%. Если установленныев сетях 6-20 кВ дугогасящие реакторы имеют большую разность токов

смежных ответвлений, допускается настройка с реактивнойсоставляющей тока замыкания на землю не более 10 А. В сетях 35 кВпри емкостном токе замыкания на землю менее 15 А допускаетсястепень расстройки не более 10%. Работа сетей с недокомпенсацией емкостного тока, как правило,не допускается. Разрешается применение настройки с недокомпенсациейлишь временно при отсутствии дугогасящих реакторов необходимоймощности и при условии, что аварийно возникающие несимметрииемкостей фаз сети не могут привести к появлению напряжения смещениянейтрали, превышающего 70% фазного напряжения. 5.11.11. В сетях, работающих с компенсацией емкостного тока,напряжение несимметрии должно быть не выше 0,75% фазногонапряжения. При отсутствии в сети замыкания на землю напряжение смещениянейтрали допускается не выше 15% фазного напряжения длительно и невыше 30% в течение 1 ч. Понижение напряжения несимметрии и смещения нейтрали доуказанных значений должно быть осуществлено выравниванием емкостейфаз сети относительно земли (изменением взаимного положения фазныхпроводов, а также распределением конденсаторов высокочастотнойсвязи между фазами линий). При подключении к сети конденсаторов высокочастотной связи иконденсаторов молниезащиты вращающихся машин должна быть проверенадопустимость несимметрии емкостей фаз относительно земли. Пофазные включения и отключения воздушных и кабельных линий,которые могут приводить к напряжению смещения нейтрали,превышающему указанные значения, не допускаются. 5.11.12. В сетях 6-20 кВ, как правило, должны применятьсяплавнорегулируемые дугогасящие реакторы с автоматическимирегуляторами настройки тока компенсации. При применении дугогасящих реакторов с ручным регулированиемтока показатели настройки должны определяться по измерителюрасстройки компенсации. Настройка дугогасящих реакторов на основании результатовизмерений емкостного тока замыкания на землю и тока компенсациидугогасящих реакторов разрешается, только если емкостный токзамыкания на землю компенсируемой сети изменяется в среднем не чаще2 раз в сутки с расстройкой компенсации не более 5%. 5.11.13. В установках с вакуумными выключателями, как правило,должны быть предусмотрены мероприятия по защите от перенапряженийпри коммутациях индуктивных элементов (электродвигателей,трансформаторов); отказ от мероприятий по защите должен бытьобоснован. 5.11.14. На подстанциях 110-220 кВ для предотвращениявозникновения перенапряжений от самопроизвольных смещений нейтралиили опасных феррорезонансных процессов оперативные действия должныначинаться с заземления нейтрали трансформатора, включаемого наненагруженную систему шин с трансформаторами напряжения НКФ-110 иНКФ-220. Перед отделением от сети ненагруженной системы шин странсформаторами НКФ-110 и НКФ-220 нейтраль питающеготрансформатора должна быть заземлена. В сетях 110-220 кВ при появлении неполнофазного режима питаниятрансформаторов, работающих с изолированной нейтралью, оперативныедействия, связанные с заземлением нейтрали этих трансформаторов, недопускаются. Распределительные устройства 150-500 кВ с электромагнитнымитрансформаторами напряжения и выключателями, контакты которыхшунтированы конденсаторами, должны быть проверены на возможностьвозникновения феррорезонансных перенапряжений при отключенияхсистем шин. При необходимости должны быть приняты меры кпредотвращению феррорезонанса при оперативных и автоматическихотключениях.

В сетях и на присоединениях 6-35 кВ в случае необходимостидолжны быть приняты меры к предотвращению феррорезонансныхпроцессов, в том числе самопроизвольных смещений нейтрали. 5.11.15. Неиспользуемые обмотки низшего (среднего) напряжениятрансформаторов и автотрансформаторов должны быть соединены взвезду или треугольник и защищены от перенапряжений. Защита неиспользуемых обмоток низшего напряжения,расположенных между обмотками более высокого напряжения, должнабыть осуществлена вентильными разрядниками или ограничителямиперенапряжений, присоединенными к вводу каждой фазы. Защита нетребуется, если к обмотке низшего напряжения постоянно подключенакабельная линия длиной не менее 30 м, имеющая заземленную оболочкуили броню. Защита неиспользуемых обмоток низшего и среднего напряжения вдругих случаях должна быть осуществлена заземлением одной фазы илинейтрали либо вентильными разрядниками (или ограничителямиперенапряжений), присоединенными к вводу каждой фазы. 5.11.16. В сетях напряжением 110 кВ и выше разземлениенейтрали обмоток 110-220 кВ трансформаторов, а также выбор действиярелейной защиты и системной автоматики должны быть осуществленытаким образом, чтобы при различных оперативных и автоматическихотключениях не выделялись участки сети без трансформаторов сзаземленными нейтралями. Защита от перенапряжений нейтрали трансформатора с уровнемизоляции ниже, чем у линейных вводов, должна быть осуществленавентильными разрядниками или ограничителем перенапряжений. 5.11.17. В сетях 110-750 кВ при оперативных переключениях и ваварийных режимах повышение напряжения промышленной частоты (50 Гц)на оборудовании должно быть не выше значений, указанных в таблице5.3<1>. Указанные значения распространяются также на амплитудунапряжения, образованного наложением на синусоиду 50 Гцсоставляющих другой частоты. В числителях таблицы 5.3 указаны значения для изоляциифаза-земля в долях амплитуды наибольшего рабочего фазногонапряжения, в знаменателях - для изоляции фаза-фаза в доляхамплитуды наибольшего рабочего междуфазного напряжения. Значения для изоляции фаза-фаза относятся только к трехфазнымсиловым трансформаторам, шунтирующим реакторам и электромагнитнымтрансформаторам напряжения, а также к аппаратам в трехполюсномисполнении при расположении трех полюсов в одном баке или на однойраме. При этом для аппаратов значения 1,6; 1,7 и 1,8 относятсятолько к внешней междуфазной изоляции аппаратов 110, 150 и 220 кВ. При длительности t повышения напряжения, промежуточной междудвумя значениями, приведенными в таблице 5.3, допустимое повышениенапряжения равно указанному для большего из этих двух значенийдлительности. При 0,1 < t < 0,5 с допускается повышение напряжения,равное U + 0,3 (U - U ), где U и U - допустимые 1с 0,1с 1с 1с 0,1сповышения напряжения при длительности соответственно 1 и 0,1 с. При одновременном воздействии повышения напряжения нанесколько видов оборудования допустимым для электроустановки вцелом является значение, низшее из нормированных для этих видовоборудования. Количество повышений напряжения продолжительностью 1200 сдолжно быть не более 50 в течение 1 года. Количество повышенийнапряжения продолжительностью 20 с должно быть не более 100 за срокслужбы электрооборудования, указанный в государственном стандарте,или за 25 лет, если срок службы не указан. При этом количествоповышений напряжения длительностью 20 с должно быть не более 15 втечение 1 года и не более 2 в течение 1 сут. Промежуток времени между двумя повышениями напряжениядлительностью 1200 и 20 с должен быть не менее 1 ч. Если повышениенапряжения длительностью 1200 с имело место два раза (с часовым

интервалом), то в течение ближайших 24 ч повышение напряжения втретий раз допускается лишь в случае, если это требуется ввидуаварийной ситуации, но не ранее чем через 4 ч. Количество повышений напряжения длительностью 0,1 и 1 с нерегламентировано. Не регламентировано также количество повышенийнапряжения для вентильных разрядников. Для предотвращения повышения напряжения сверх допустимыхзначений в местных инструкциях должен быть указан порядок операцийпо включению и отключению каждой линии электропередачи 330-750 кВ илиний 110-220 кВ большой длины. Для линий 330-750 кВ и тех линий110-220 кВ, где возможно повышение напряжения более 1,1 наибольшегорабочего, должна быть предусмотрена релейная защита от повышениянапряжения. В схемах, в том числе пусковых, в которых при плановыхвключениях линии возможно повышение напряжения более 1,1, а приавтоматических отключениях более - 1,4 наибольшего рабочего,рекомендуется предусматривать автоматику, ограничивающую додопустимых значение и продолжительность повышения напряжения. _________________ <1> Таблица 5.3 не приводится. - Прим. ред.

5.12. Освещение

5.12.1. Рабочее, аварийное и эвакуационное освещение во всехпомещениях, на рабочих местах и на открытой территории должнообеспечивать освещенность согласно установленным требованиям. Светильники аварийного освещения должны отличаться отсветильников рабочего освещения знаками или окраской.Светоограждение дымовых труб и других высоких сооружений должносоответствовать правилам маркировки и светоограждения высотныхпрепятствий. 5.12.2. В помещениях главного, центрального и блочного щитовуправления электростанций и подстанций, а также на диспетчерскихпунктах светильники аварийного освещения должны обеспечивать нафасадах панелей основного щита освещенность не менее 30 лк;одна-две лампы должны быть присоединены к шинам постоянного токачерез предохранители или автоматы и включены круглосуточно. Эвакуационное освещение должно обеспечивать в помещениях ипроходах освещенность не менее 0,5 лк на уровне пола. 5.12.3. Рабочее и аварийное освещение в нормальном режимедолжно питаться от разных независимых источников питания. Приотключении источников питания на электростанциях и подстанциях и надиспетчерских пунктах аварийное освещение должно автоматическипереключаться на аккумуляторную батарею или другой независимыйисточник питания. Присоединение к сети аварийного освещения других видовнагрузок, не относящихся к этому освещению, не допускается. Сеть аварийного освещения не должна иметь штепсельных розеток. Светильники эвакуационного освещения должны быть присоединенык сети, не зависящей от сети рабочего освещения. При отключенииисточника питания эвакуационного освещения оно должно переключатьсяна аккумуляторную батарею или двигатель-генераторную установку. 5.12.4. Переносные ручные светильники ремонтного освещениядолжны питаться от сети напряжением не выше 42 В, а при повышеннойопасности поражения электрическим током - не выше 12 В. Вилки 12-42 В не должны подходить к розеткам 127 и 220 В.Розетки должны иметь надписи с указанием напряжения. 5.12.5. Установка ламп мощностью больше допустимой для данноготипа светильников не допускается. Снятие рассеивателейсветильников, экранирующих и защитных решеток не допускается. 5.12.6. Сети внутреннего, наружного, а также охранногоосвещения электростанций и подстанций должны иметь питание поотдельным линиям.

Управление сетью наружного рабочего освещения, кроме сетиосвещения склада топлива и удаленных объектов электростанций, атакже управление сетью охранного освещения должно осуществляться изпомещения главного или центрального щита управления. 5.12.7. Сеть освещения электростанций должна получать питаниечерез стабилизаторы или от отдельных трансформаторов,обеспечивающих возможность поддержания напряжения освещения внеобходимых пределах. Напряжение на лампах должно быть не выше номинального.Понижение напряжения у наиболее удаленных ламп сети внутреннегорабочего освещения, а также прожекторных установок должно быть неболее 5% номинального напряжения; у наиболее удаленных ламп сетинаружного и аварийного освещения и в сети 12-42 В - не более 10%(для люминесцентных ламп - не более 7,5%). 5.12.8. В коридорах РУ, имеющих два выхода, и в проходныхтуннелях освещение должно быть выполнено с двустороннимуправлением. 5.12.9. На щитах и сборках осветительной сети на всехвыключателях (рубильниках, автоматах) должны быть надписи снаименованием присоединения, а на предохранителях - с указаниемзначения тока плавкой вставки. 5.12.10. У дежурного персонала должны быть схемы сетиосвещения и запас плавких калиброванных вставок и ламп всехнапряжений осветительной сети. Дежурный и оперативно-ремонтныйперсонал даже при наличии аварийного освещения должен быть снабженпереносными электрическими фонарями. 5.12.11. Очистку светильников, замену ламп и плавких вставок,ремонт и осмотр осветительной сети на электростанциях долженпроизводить персонал электроцеха. В помещениях с мостовыми кранамидопускается их использование для обслуживания светильников ссоблюдением мер безопасности. Очистка светильников и замена перегоревших ламп можетвыполняться обученным персоналом технологических цеховэнергообъектов, имеющих группу по электробезопасности не ниже II, спомощью устройств, обеспечивающих удобный и безопасный доступ ксветильникам. Периодичность очистки должна быть установлена с учетом местныхусловий. 5.12.12. Осмотр и проверка осветительной сети должныпроизводиться в следующие сроки: проверка действия автомата аварийного освещения - не реже 1раза в месяц в дневное время; проверка исправности аварийного освещения при отключениирабочего освещения - 2 раза в год; измерение освещенности рабочих мест - при вводе в эксплуатациюи в дальнейшем по мере необходимости; испытание изоляции стационарных трансформаторов 12-42 В -1 раз в год; переносных трансформаторов и светильников 12-42 В -2 раза в год. Обнаруженные при проверке и осмотре дефекты должны бытьустранены в кратчайший срок. 5.12.13. Проверка состояния стационарного оборудования иэлектропроводки аварийного, эвакуационного и рабочего освещения,испытание и измерение сопротивления изоляции должны производитьсяпри пуске в эксплуатацию, а в дальнейшем - по графику,утвержденному техническим руководителем энергообъекта.

5.13. Электролизные установки

5.13.1. При эксплуатации электролизных установок должныконтролироваться: напряжение и ток на электролизерах, давлениеводорода и кислорода, уровни жидкости в аппаратах, разностьдавлений между системами водорода и кислорода, температура

электролита в циркуляционном контуре и температура газов вустановках осушки, влажность водорода после установок осушки,чистота водорода и кислорода в аппаратах и содержание водорода впомещениях установки. Нормальные и предельные значения контролируемых параметровдолжны быть установлены на основе инструкции завода-изготовителя ипроведенных испытаний и строго соблюдаться при эксплуатации. 5.13.2. Технологические защиты электролизных установок должныдействовать на отключение преобразовательных агрегатов(двигателей-генераторов) при следующих отклонениях отустановленного режима: разности давлений в регуляторах давления водорода и кислорода 2более 200 кгс/м (2 кПа); содержании водорода в кислороде 2%; содержании кислорода в водороде 1%; давлении в системах выше номинального; межполюсных коротких замыканиях; однополюсных коротких замыканиях на землю (для электролизеровс центральным отводом газов); исчезновении напряжения на преобразовательных агрегатах(двигателях-генераторах) со стороны переменного тока. При автоматическом отключении электролизной установки, а такжеповышении температуры электролита в циркуляционном контуре до 70°С,при увеличении содержания водорода в воздухе помещенийэлектролизеров и датчиков газоанализаторов до 1% на щит управлениядолжен подаваться сигнал. После получения сигнала оперативный персонал должен прибыть наустановку не позднее чем через 15 мин. Повторный пуск установки после отключения ее технологическойзащитой должен осуществляться оперативным персоналом только послевыявления и устранения причины отключения. 5.13.3. Электролизная установка, работающая без постоянногодежурства персонала, должна осматриваться не реже 1 раза в смену.Обнаруженные дефекты и неполадки должны регистрироваться в журнале(картотеке) и устраняться в кратчайшие сроки. При осмотре установки оперативный персонал должен проверять: соответствие показаний дифференциального манометра-уровнемерауровням воды в регуляторах давления работающего электролизера; положение уровней воды в регуляторах давления отключенногоэлектролизера; открытие клапанов выпуска газов в атмосферу из регуляторовдавления отключенного электролизера; наличие воды в гидрозатворах; расход газов в датчиках газоанализаторов (по ротаметрам); нагрузку и напряжение на электролизере; температуру газов на выходе из электролизера; давление водорода и кислорода в системе и ресиверах; давление инертного газа в ресиверах. 5.13.4. Для проверки исправности автоматическихгазоанализаторов 1 раз в сутки должен проводиться химический анализсодержания кислорода в водороде и водорода в кислороде. Принеисправности одного из автоматических газоанализаторовсоответствующий химический анализ должен проводиться каждые 2 ч. 5.13.5. На регуляторах давления водорода и кислорода и наресиверах предохранительные клапаны должны быть отрегулированы надавление, равное 1,15 номинального. Предохранительные клапаны нарегуляторах давления должны проверяться не реже 1 раза в 6 мес., апредохранительные клапаны на ресиверах - не реже 1 раза в 2 года.Предохранительные клапаны должны испытываться на стенде азотом иличистым воздухом. 5.13.6. На трубопроводах подачи водорода и кислорода вресиверах, а также на трубопроводе подачи обессоленной воды

(конденсата) в питательные баки должны быть установлены газоплотныеобратные клапаны. 5.13.7. Для питания электролиза должна применяться вода, покачеству соответствующая дистилляту (обессоленная вода, конденсат).При этом удельная электрическая проводимость воды должна быть неболее 5 мкСм/см (или удельное сопротивление - не менее 200 кОм/см). Для приготовления электролита в соответствии с действующимигосударственными стандартами должен применяться гидрат окиси калия(КОН): технический высшего сорта, поставляемый в виде чешуек, илимарок ЧДА, Ч. 5.13.8. Чистота водорода, вырабатываемого электролизнымиустановками, должна быть не ниже 99,5% (в электролизных установкахтипа СЭУ-4м и СЭУ-8м - не ниже 99%), а кислорода - не ниже 98,5%. 5.13.9. Температура электролита в электролизере должна быть невыше 80°С, а разность температур наиболее горячих и холодных ячеекэлектролизера - не более 20°С. 5.13.10. При использовании кислорода для нужд электростанциидавление в ресиверах кислорода должно автоматически поддерживатьсяниже давления водорода в них. 5.13.11. Перед включением электролизера в работу все аппаратыи трубопроводы должны быть продуты азотом. Чистота азота дляпродувки должна быть не ниже 97,5%. Продувка считается законченной,если содержание азота в выдуваемом газе достигает 97%. Продувка аппаратуры электролизеров углекислым газом недопускается. 5.13.12. Подключение электролизера к ресиверам, находящимсяпод давлением водорода, должно осуществляться при превышениидавления в системе электролизера по отношению к давлению в 2ресиверах не менее чем на 0,5 кгс/см (50 кПа). 5.13.13. Для вытеснения воздуха или водорода из ресиверовдолжен применяться углекислый газ или азот. Воздух долженвытесняться углекислым газом до тех пор, пока содержаниеуглекислого газа в верхней, части ресиверов не достигнет 85%, а привытеснении водорода приблизительно 95%. Вытеснение воздуха или водорода азотом должно производиться,пока содержание азота в выдуваемом газе не достигнет 97%. При необходимости внутреннего осмотра ресиверов они должныпредварительно продуваться воздухом до тех пор, пока содержаниекислорода в выдуваемом газе не достигнет 20%. Азот или углекислый газ должен вытесняться водородом изресиверов, пока в их нижней части содержание водорода не достигнет99%. 5.13.14. В процессе эксплуатации электролизной установкидолжны проверяться: плотность электролита - не реже 1 раза в мес.; напряжение на ячейках электролизеров - не реже 1 раза в6 мес.; действие технологических защит, предупредительной и аварийнойсигнализации и состояние обратных клапанов - не реже 1 раза в3 мес.; влажность водорода - не реже 1 раза в сутки. 5.13.15. При работе установки сорбционной осушки водорода иликислорода переключение адсорберов-осушителей должно выполняться пографику. Температура точки росы водорода после установки осушкидолжна быть не выше минус 5°С. При осушке водорода методом охлаждения температура водорода навыходе из испарителя должна быть не выше минус 5°С. Для оттаивания испаритель должен периодически по графикуотключаться. 5.13.16. При отключении электролизной установки на срок до 1 чразрешается оставлять аппаратуру под номинальным давлением газа,при этом сигнализация повышения разности давлений в регуляторах

давления кислорода должна быть включена. При отключении электролизной установки на срок до 4 ч давлениегазов в аппаратах должно быть понижено до 20,1-0,2 кгс/см (10-20 кПа), а при отключении на срок более 4 чаппараты и трубопроводы должны быть продуты азотом. Продувка должнавыполняться также во всех случаях вывода электролизера из работыпри обнаружении неисправности. 5.13.17. При работе на электролизной установке одногоэлектролизера и нахождении другого в резерве вентили выпускаводорода и кислорода в атмосферу на резервном электролизере должныбыть открыты. 5.13.18. Промывка электролизеров, проверка усилия затяжки ихячеек и ревизия арматуры должны производиться 1 раз в 6 мес. Текущий ремонт, включающий вышеупомянутые работы, а такжеразборку электролизеров с заменой прокладок, промывку и очисткудиафрагм и электродов и замену дефектных деталей, долженосуществляться 1 раз в 3 года. Капитальный ремонт с заменой асбестовой ткани на диафрагменныхрамах должен производиться 1 раз в 6 лет. При отсутствии утечек электролита из электролизеров исохранении нормальных параметров технологического режимадопускается удлинение срока работы электролизной установки междутекущими и капитальными ремонтами по решению техническогоруководителя энергообъекта. 5.13.19. Трубопроводы электролизной установки должныокрашиваться в соответствии с действующими государственнымистандартами; окраска аппаратов должна выполняться по цвету окраскитрубопроводов соответствующего газа; окраска ресиверов - светлойкраской с кольцами по цвету окраски трубопроводов соответствующегогаза.

5.14. Энергетические масла

5.14.1. При эксплуатации энергетических масел должны бытьобеспечены: надежная работа технологических системмаслонаполненного оборудования; сохранение эксплуатационных свойствмасел; сбор и регенерация отработанных масел в целях повторногоприменения по прямому назначению. 5.14.2. Все энергетические масла (турбинные,электроизоляционные, компрессорные, индустриальные и др.),принимаемые на энергопредприятиях от поставщиков, должны иметьсертификаты качества или паспорта предприятия-изготовителя и бытьподвергнуты лабораторному анализу в целях определения ихсоответствия государственным стандартам или техническим условиям. Вслучае несоответствия их качества применение этих масел воборудовании не допускается. Отбор проб масел из транспортных емкостей осуществляется встрогом соответствии с положениями действующих государственныхстандартов, определяющих порядок отбора проб. 5.14.3. Контроль качества электроизоляционного масла долженбыть организован в соответствии с объемом и нормами испытанийэлектрооборудования. 5.14.4. Электрооборудование в зависимости от типа и классанапряжения после ремонта, выполнявшегося со сливом масла изоборудования, должно быть залито подготовленным электроизоляционныммаслом. Качество электроизоляционного масла должно соответствоватьположениям объема и норм испытаний электрооборудования,определяющим качество регенерированных или очищенныхэксплуатационных масел. Электрооборудование (активная часть, маслобак и т. д.) должнобыть промыто или очищено от остатков загрязнения до начала заливаэлектроизоляционного масла, которое затем будет в нем

эксплуатироваться. Качество электроизоляционного масла в электрооборудовании,ремонт которого выполнялся без слива масла, должно соответствоватьположениям объема и норм испытаний электрооборудования,определяющим качество эксплуатационных масел в области "нормальногосостояния". 5.14.5. Марка свежего трансформаторного масла должнавыбираться в зависимости от типа и класса напряжения оборудования.При необходимости допускается смешивание свежих масел, имеющиходинаковые или близкие области применения. Смесь масел,предназначенных для оборудования различных классов напряжения,должна заливаться только в оборудование низшего класса напряжения. 5.14.6. Сорбенты в термосифонных и адсорбционных фильтрахтрансформаторов мощностью свыше 630 кВ х А должны заменяться придостижении значения кислотного числа масла 0,1 мг КОН на 1 г масла,а также в случае появления в масле растворенного шлама,водорастворимых кислот и (или) повышения значения тангенса угладиэлектрических потерь выше эксплуатационной нормы. Замена сорбента в фильтрах трансформаторов до 630 кВ х Авключительно должна производиться во время ремонта или приэксплуатации при ухудшении характеристик твердой изоляции. Содержание воды в сорбенте, загружаемом в фильтры, должно бытьне более 0,5% массы. 5.14.7. Контроль качества трансформаторного масла при приеме ихранении осуществляется в соответствии с положениями объема и нормиспытаний электрооборудования. Допускается определять класспромышленной чистоты вместо определения содержания механическихпримесей. 5.14.8. Баки (резервуары) для хранения масел должны бытьоборудованы воздухоосушительными фильтрами. Перед заливом маслабаки проверяются на чистоту и при необходимости очищаются отзагрязнений. 5.14.9. На электростанциях должен постоянно храниться запастрансформаторного масла в количестве, равном (или более)вместимости одного самого вместительного масляного выключателя, изапас на доливки не менее 1% всего масла, залитого в оборудование;на электростанциях, имеющих только воздушные или малообъемныемасляные выключатели, - не менее 10% объема масла, залитого втрансформатор наибольшей емкости. В организациях, эксплуатирующих электрические сети (врайонах), должен постоянно храниться запас трансформаторного маслане менее 2% залитого в оборудование. 5.14.10. До слива из цистерн турбинные нефтяные и огнестойкиемасла должны быть подвергнуты лабораторному испытанию: нефтяное - на кислотное число, температуру вспышки,кинематическую вязкость, реакцию водной вытяжки, времядеэмульсации, содержание механических примесей и воды; огнестойкое - на кислотное число, содержание водорастворимыхкислот и щелочей, температуру вспышки, вязкость, плотность, цвет;содержание механических примесей должно определятьсяэкспресс-методом. Нефтяное турбинное масло, слитое из цистерны в свободныйчистый сухой резервуар, должно быть проверено на времядеэмульсации, стабильность против окисления, антикоррозионныесвойства. В случае несоответствия качества масла по этимпоказателям государственным стандартам должен быть выполнен анализпробы, отобранной из цистерны. Масло перед заливом в оборудование должно быть подготовлено исоответствовать положениям инструкций по эксплуатации турбинныхмасел, определяющих качество масел, заливаемых в оборудование. 5.14.11. Эксплуатационное турбинное масло в паровых турбинах,питательных электро- и турбонасосах должно удовлетворять следующимнормам:

а) нефтяное: кислотное число - не более 0,3 мг КОН на 1 г масла; вода, шлам, механические примеси должны отсутствовать(определяются визуально); растворенный шлам должен отсутствовать (определяется прикислотном числе масла 0,1 мг КОН на 1 г масла и выше); термоокислительная стабильность - для масла Тп-22С или Тп-22Б(кислотное число - не более 0,8 КОН на 1 г масла; массовая доляосадка - не более 0,15%). Условия окисления масла: температура испытания - 120 +- 0,5°С, 3время - 14 ч, скорость подачи кислорода - 200 см /мин. Термоокислительная стабильность масла определяется 1 раз в годперед наступлением осенне-зимнего максимума для масел или их смесейс кислотным числом 0,1 мг КОН на 1 г масла и более. Для масла измаслосистем питательных электро- и турбонасосов этот показатель неопределяется; б) огнестойкое синтетическое: кислотное число - не более 1 мг КОН на 1 г масла; содержание водорастворимых кислот - не более 0,4 мг КОН на 1 гмасла; массовая доля механических примесей - не более 0,01%; изменение вязкости - не более 10% исходного значения длятоварного масла; содержание растворенного шлама (по методике ВТИ) - изменениеоптической плотности не менее 25% (определяется при кислотном числемасла 0,7 мг КОН на 1 г масла и выше). Вместо определения содержания механических примесейдопускается определение класса промышленной чистоты - не более11 класса. 5.14.12. Огнестойкие турбинные масла, достигшие предельнойэксплуатационной нормы по кислотному числу, должны быть отправленына завод-изготовитель для восстановления качества. Эксплуатацияогнестойких турбинных масел должна осуществляться в соответствии сположениями специальной инструкции. 5.14.13. Эксплуатационное масло Тп-30 в гидротурбинах должноудовлетворять следующим нормам: кислотное число - не более 0,6 мг КОН на 1 г масла; вода, шлам, механические примеси должны отсутствовать(определяются визуально); массовая доля растворенного шлама - не более 0,01%. Вместо определения содержания механических примесейдопускается определение класса промышленной чистоты - не более13 класса. 5.14.14. В процессе хранения и эксплуатации турбинное маслодолжно периодически подвергаться визуальному контролю исокращенному анализу. В объем сокращенного анализа нефтяного масла входитопределение кислотного числа, наличия механических примесей, шламаи воды; огнестойкого масла - определение кислотного числа,содержания водорастворимых кислот, наличия воды, количественноеопределение содержания механических примесей экспресс-методом. Визуальный контроль масла заключается в проверке его повнешнему виду на содержание воды, шлама и механических примесей длярешения необходимости его очистки. Дополнительно рекомендуется определять класс промышленнойчистоты. 5.14.15. Периодичность проведения сокращенного анализатурбинного масла следующая: масла Тп-22С или Тп-22Б - не позднее чем через 1 мес. послезаливки в масляные системы и далее в процессе эксплуатации не реже1 раза в 2 мес. при кислотном числе до 0,1 мг КОН на 1 г маславключительно и не реже 1 раза в 1 мес. при кислотном числе более

0,1 мг КОН на 1 г масла; огнестойкого масла - не позднее чем через 1 нед. после началаэксплуатации и далее не реже 1 раза в 2 мес. при кислотном числе невыше 0,5 мг КОН на 1 г масла и не реже 1 раза в 3 нед. прикислотном числе выше 0,5 мг КОН на 1 г масла; турбинного масла, залитого в систему смазки синхронныхкомпенсаторов,- не реже 1 раза в 6 мес.; масла Тп-30, применяемого в гидротурбинах,- не позднее чемчерез 1 мес. после заливки в масляную систему и далее не реже 1раза в год при полной прозрачности масла и массовой долерастворенного шлама не более 0,005%; при массовой долерастворенного шлама более 0,005% - не реже 1 раза в 6 мес. При помутнении масла должен быть выполнен внеочереднойсокращенный анализ. При обнаружении в масле шлама или механических примесей вовремя визуального контроля должен быть проведен внеочереднойсокращенный анализ. Находящееся в резерве нефтяное турбинное масло должноподвергаться сокращенному анализу не реже 1 раза в 3 года и передзаливкой в оборудование, а огнестойкое масло - не реже 1 раза в годи перед заливкой в оборудование. 5.14.16. Визуальный контроль масла, применяемого в паровыхтурбинах и турбонасосах, должен проводиться 1 раз в сутки. Визуальный контроль масла, применяемого в гидротурбинах, наэлектростанциях с постоянным дежурством персонала долженпроводиться 1 раз в неделю, а на автоматизированных электростанциях- при каждом очередном осмотре оборудования, но не реже 1 раза вмесяц. 5.14.17. На электростанциях должен храниться постоянный запаснефтяного турбинного масла в количестве, равном (или более)вместимости маслосистемы самого крупного агрегата, и запас надоливки не менее 45-дневной потребности; в организациях,эксплуатирующих электрические сети, постоянный запас масла долженбыть равен (или более) вместимости масляной системы одногосинхронного компенсатора и запас на доливки не менее 45-дневнойпотребности. Постоянный запас огнестойкого турбинного масла должен быть неменее годовой потребности его на доливки для одного турбоагрегата. 5.14.18. Получаемые индустриальные масла и пластичные смазкидолжны быть подвергнуты визуальному контролю в целях обнаружениямеханических примесей и воды. Индустриальное масло, кроме того,должно быть дополнительно испытано на вязкость для контролясоответствия этого показателя государственному стандарту илитехническим условиям. 5.14.19. Для вспомогательного оборудования и механизмов наэлектростанциях и в организациях, эксплуатирующих электрическиесети, должны быть установлены нормы расхода, периодичность контролякачества и смены смазочных материалов. Марка смазочного материала,используемого для этих целей, должна соответствовать требованиямзаводских инструкций по эксплуатации к ассортименту смазок,допущенных к применению на данном оборудовании. Возможность заменысмазочных материалов должна быть согласована с предприятием -изготовителем оборудования. В системах смазки вспомогательного оборудования спринудительной циркуляцией масло должно подвергаться визуальномуконтролю на содержание механических примесей, шлама и воды не реже1 раза в месяц. При обнаружении загрязнения масло должно бытьочищено или заменено. На каждой электростанции и в каждой организации,эксплуатирующей электрические сети, должен храниться постоянныйзапас смазочных материалов для вспомогательного оборудования неменее 45-дневной потребности. 5.14.20. Контроль качества свежих и эксплуатационных

энергетических масел на энергообъектах и выдачу рекомендаций поприменению масел, в том числе составление графиков их контроля, атакже техническое руководство технологией обработки долженосуществлять химический цех (химическая лаборатория илисоответствующее подразделение). Масляное хозяйство организации,эксплуатирующей электрические сети, должно находиться в подчинениислужбы изоляции и молниезащиты или другого производственногоподразделения, определенного приказом руководителя. На электростанциях обслуживание оборудования для обработкиэлектроизоляционных масел осуществляет персонал электроцеха, а дляобработки турбинных масел - персонал котлотурбинного цеха. Объединенное центральное масляное хозяйство электростанцийдолжно находиться в подчинении производственного подразделения,определенного приказом руководителя. 5.14.21. В химической лаборатории на турбинные,трансформаторные и индустриальные масла, залитые в оборудование,должен быть заведен журнал, в который вносятся: номергосударственного стандарта или технических условий, названиезавода-изготовителя, результаты испытания масла, тип и станционныйномер оборудования, сведения о вводе присадок, количестве икачестве долитого масла. 5.14.22. Необходимость и периодичность дополнительных анализовэксплуатационного масла должны быть определены инструкциями по егоэксплуатации в конкретном оборудовании. 5.14.23. Прием из транспортных емкостей и подачатрансформаторного или турбинного масла к оборудованию должныосуществляться по раздельным маслопроводам, а при отсутствиимаслопроводов - с применением передвижных емкостей илиметаллических бочек. Транспортирование подготовленных к заливу в оборудование иотработанных масел должно осуществляться по раздельнымтрубопроводам; передвижные емкости, применяемые для этих целей,должны быть подготовлены в соответствии с действующимигосударственными стандартами. Стационарные маслопроводы в нерабочем состоянии должны бытьцеликом заполнены маслом. На трубопроводах, предназначенных для залива масла воборудование, должны быть выполнены пробоотборные устройстванепосредственно перед запорной арматурой на входе в оборудование. Перед подачей подготовленных к заливу в оборудование масел вслучае несоответствия качества масла в трубопроводе положениямнормативных документов, определяющих качество масел,предназначенных для залива в оборудование, трубопроводы должны бытьопорожнены и очищены от загрязнений. 5.14.24. Подготовленные к заливу масла, отвечающие положениямдействующих нормативных документов по их эксплуатации, должнызаливаться в маслосистемы, не содержащие загрязнений, масляногошлама и принятые на чистоту.

6. Оперативно-диспетчерское управление

6.1. Задачи и организация управления

6.1.1. В каждой энергосистеме, объединенных и единойэнергосистемах должно быть организовано круглосуточноеоперативно-диспетчерское управление согласованной работойэлектростанций, электрических и тепловых сетей независимо от ихформ собственности. Задачами оперативно-диспетчерского управления являются: планирование и ведение режимов работы электростанций, сетей иэнергосистем, объединенных и единой энергосистем, обеспечивающихэнергоснабжение потребителей; планирование и подготовка ремонтных работ;

обеспечение надежности функционирования энергосистемы,объединенных и единой энергосистем; выполнение требований к качеству электрической энергии итепла; предотвращение и ликвидация технологических нарушений припроизводстве, передаче и распределении электрической энергии итепла. 6.1.2. На каждом энергообъекте (электростанции, электрическойсети, тепловой сети и подстанциях с постоянным обслуживающимперсоналом) должно быть организовано круглосуточноеоперативно-диспетчерское управление, задачами которого являются: ведение требуемого режима работы; производство переключений, пусков и остановов; локализация аварий и восстановление режима работы; подготовка к производству ремонтных работ. 6.1.3. Для каждого уровня оперативно-диспетчерского управлениядолжны быть установлены две категории управления оборудованием исооружениями - оперативное управление и оперативное ведение. 6.1.4. В оперативном управлении диспетчера должны находитьсяоборудование, теплопроводы, линии электропередачи, устройстварелейной защиты, аппаратура систем противоаварийной и режимнойавтоматики, средства диспетчерского и технологического управления,операции с которыми оперативно-диспетчерский персонал данногоуровня выполняет непосредственно или если эти операции требуюткоординации действий подчиненного оперативно-диспетчерскогоперсонала и согласованных изменений на нескольких объектах. Операции с указанным оборудованием и устройствами должныпроизводиться оперативно-диспетчерским персоналом непосредственноили под руководством диспетчера, в оперативном управлении которогонаходятся данное оборудование и устройства. 6.1.5. В оперативном ведении диспетчера должны находитьсяоборудование, теплопроводы, линии электропередачи, устройстварелейной защиты, аппаратура систем противоаварийной и режимнойавтоматики, средства диспетчерского и технологического управления,оперативно-информационные комплексы, состояние и режим которыхвлияют на располагаемую мощность и резерв электростанций иэнергосистемы в целом, режим и надежность сетей, а также настройкупротивоаварийной автоматики. Операции с указанным оборудованием и устройствами должныпроизводиться с разрешения диспетчера. 6.1.6. Все линии электропередачи, теплопроводы, оборудование иустройства электростанций и сетей должны быть распределены поуровням оперативно-диспетчерского управления. Перечни линий электропередач, теплопроводов, оборудования иустройств, находящихся в оперативном управлении и оперативномведении диспетчеров энергообъектов, энергосистем, объединенныхэнергосистем, должны быть составлены с учетом решений вышестоящегооргана оперативно-диспетчерского управления и утвержденысоответственно техническим руководителем этого энергообъекта,главными диспетчерами органов оперативно-диспетчерского управленияэнергосистемы, объединенных и единой энергосистем. 6.1.7. Оперативно-диспетчерское управление должноосуществляться с диспетчерских пунктов и щитов управления,оборудованных средствами диспетчерского и технологическогоуправления и системами контроля, укомплектованных оперативнымисхемами и оперативно-диспетчерской документацией по списку,утвержденному техническим руководителем. 6.1.8. На каждом объекте, в каждом предприятии электрических итепловых сетей, в органах оперативно-диспетчерского управленияэнергосистем, объединенных и единой энергосистем с учетом ихспецифики и структурных особенностей должны быть разработаныинструкции по оперативно-диспетчерскому управлению, производствупереключений и ликвидации аварийных режимов.

Ведение оперативных переговоров и записей воперативно-технической документации должно производиться всоответствии с типовыми инструкциями, указаниями и распоряжениями сприменением единой общепринятой терминологии.

6.2. Планирование режима работы

6.2.1. Управление режимами работы электростанций и сетейдолжно осуществляться на основе расчетов и данных долгосрочного икраткосрочного планирования. 6.2.2. При планировании режимов работы должны быть обеспечены: сбалансированность потребления и нагрузки электростанций сучетом внешних перетоков энергосистем, объединенных и единойэнергосистем; минимизация суммарных затрат покупателей электроэнергии приобеспечении требуемой надежности с учетом режимных условий(составляющих баланса мощности, схемы электрической сети иобеспеченности электрических станций энергоресурсами), условийзаключенных договоров на поставки электрической энергии и мощностии действующих правил купли-продажи электрической энергии имощности; поддержание требуемых резервов активной и реактивной мощности. 6.2.3. При планировании режимов должны учитываться ииспользоваться следующие данные: прогноз потребления энергосистем, объединенных и единойэнергосистем России электрической энергии и мощности на год,квартал, месяц, неделю, сутки и каждые полчаса (час); характеристики электрических станций с точки зрения готовностиих оборудования к несению нагрузки и обеспеченностиэнергоресурсами, а также технико-экономические характеристикиоборудования; характеристики электрических сетей, используемых для передачии распределения электроэнергии, с точки зрения пропускнойспособности, потерь и других характеристик; нормы расхода гидроэнергоресурсов, устанавливаемые для ГЭСдействующими межведомственными документами и заданиямигосударственных органов с учетом интересов других водопользователей(судоходства, орошения, рыбного хозяйства, водоснабжения и др.). 6.2.4. При долгосрочном планировании должен осуществлятьсярасчет балансов электрической энергии и мощности на периоды год,квартал, месяц: годовой баланс электрической энергии и мощности долженвключать в себя годовой баланс электрической энергии с разбивкой покаждому кварталу года и баланс электрической мощности на часмаксимума нагрузки характерного рабочего дня каждого месяца года; квартальный баланс электрической энергии и мощности долженвключать в себя квартальный баланс электрической энергии сразбивкой по каждому месяцу квартала и баланс электрическоймощности на час максимума нагрузки характерного рабочего днякаждого месяца квартала; месячный баланс электрической энергии и мощности долженвключать в себя месячный баланс электрической энергии с разбивкойпо неделям месяца и баланс электрической мощности на час максимуманагрузки характерного рабочего дня каждой недели месяца. 6.2.5. При краткосрочном планировании должен осуществлятьсярасчет балансов электрической энергии и мощности на каждый деньнедели, а также расчет диспетчерского графика. Диспетчерский график должен включать в себя заданные объектамоперативно-диспетчерского управления получасовые (часовые) значениямощности генерации, потребления, перетоков мощности, а такжезначения заданных резервов мощности и уровней напряжения. Диспетчерский график должен быть выдан соответствующемудиспетчеру на каждом уровне оперативно-диспетчерского управления

после утверждения соответственно главным диспетчером (техническимруководителем) органа оперативно-диспетчерского управленияэнергосистемы или энергообъекта, объединенных и единойэнергосистем. График тепловой нагрузки для каждой ТЭЦ и другихтеплоисточников должен быть составлен диспетчерской службойтепловой сети и утвержден главным диспетчером (начальникомдиспетчерской службы) тепловой сети. 6.2.6. Планирование капитальных, средних и текущих ремонтовосновного оборудования и сооружений (дымовых труб, градирен и др.)электростанций на предстоящий год должно производиться на основаниинормативов и заданных значений ремонтной мощности по месяцам года. Графики ремонтов должны быть согласованы с органамиоперативно-диспетчерского управления объединенных или единойэнергосистем и утверждены в установленном порядке. Изменение годовых графиков капитальных и средних ремонтовдопускается в исключительных случаях по согласованию с органамиоперативно-диспетчерского управления объединенных, единойэнергосистем с утверждением изменений в установленном порядке. 6.2.7. Годовые графики ремонта линий электропередачи иоборудования подстанций, устройств релейной защиты и автоматики,средств связи и диспетчерского управления, оборудования тепловыхсетей и теплоисточников должны быть утверждены главным диспетчером(техническим руководителем) органа оперативно-диспетчерскогоуправления единой, объединенных энергосистем, энергосистемы илиэнергообъекта в зависимости от уровня оперативного подчинения. Графики ремонта тепловых сетей, отключение которых приводит кограничению горячего водоснабжения в межотопительный период, должныбыть согласованы с местными органами управления. 6.2.8. Контрольные измерения потокораспределения, нагрузок иуровней напряжения в электрических сетях энергосистем, объединенныхи единой энергосистем должны производиться 2 раза в год - в третьюсреду июня и декабря. Эти данные должны использоваться для расчетов электрическихрежимов, при долгосрочном и краткосрочном планировании и присоставлении перспективных, на несколько лет, планов и балансов. 6.2.9. Органы оперативно-диспетчерского управления единой,объединенных энергосистем, энергосистемы периодически, а также привводе новых генерирующих мощностей и сетевых объектов должныпроизводить: расчеты электрических режимов для определения значенийдопустимых перетоков активной мощности и уровней напряжения; проверку соответствия настройки устройств противоаварийнойавтоматики складывающимся электрическим режимам; расчеты токов короткого замыкания, проверку соответствия схеми режимов электродинамической и термической устойчивостиоборудования и отключающей способности выключателей, а также выборпараметров противоаварийной и режимной автоматики; расчеты технико-экономических характеристик электростанций,теплоисточников, электрических и тепловых сетей для оптимальноговедения режима; уточнение, при необходимости, инструкций для оперативногоперсонала по ведению режима и использованию средствпротивоаварийной и режимной автоматики; определение потребности в установке новых устройствпротивоаварийной и режимной автоматики. 6.2.10. Органы оперативно-диспетчерского управления единой иобъединенных энергосистем должны ежегодно задавать по объединенными отдельным энергосистемам объем и диапазоны уставок устройствавтоматической частотной разгрузки (АЧР) и частотного АПВ (ЧАПВ). Органы оперативно-диспетчерского управления энергосистемы сучетом указаний органов оперативно-диспетчерского управления единойи объединенных энергосистем, а изолированно работающих -

самостоятельно должны определять: объем, уставки и размещение устройств АЧР с учетом местныхбалансов мощности, а также объем и уставки устройств ЧАПВ; уставки автоматического пуска агрегатов гидравлических игидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС) и ГТУ при снижениичастоты; автоматического перевода гидроагрегатов, работающих всистеме синхронного компенсатора, в генераторный режим, а такжеперевода агрегатов ГАЭС из насосного режима в турбинный. Перечень потребителей, подключенных к устройствам АЧР, долженбыть утвержден техническим руководителем энергосистемы. 6.2.11. Объем нагрузок, подключаемых к специальной автоматикеотключения нагрузки (САОН), и ее использование по условиямаварийных режимов единой, объединенных и отдельных энергосистемдолжны определяться органами оперативно-диспетчерского управленияединой, объединенных энергосистем, энергосистемы. Условия подключения к САОН должны быть установленыэнергоснабжающей организацией. Решения о вводе САОН в работу должны приниматься органамиоперативно-диспетчерского управления единой, объединенныхэнергосистем, энергосистемы. 6.2.12. Значение нагрузки, фактически подключенной к отдельнымочередям устройств АЧР и к САОН, должно измеряться два раза в год(в июне и декабре) ежечасно в течение одних рабочих суток. 6.2.13. В каждой энергосистеме на основе заданий органовоперативно-диспетчерского управления единой энергосистемы должныежегодно разрабатываться и утверждаться графики ограниченияпотребителей и отключения нагрузки при недостатке электрическойэнергии и мощности.

6.3. Управление режимами работы

6.3.1. Управление режимами работы объектовоперативно-диспетчерского управления должно осуществляться всоответствии с заданным диспетчерским графиком. 6.3.2. При изменении режимных условий (составляющих балансамощности, схемы электрической сети и обеспеченности электростанцийэнергоресурсами) диспетчер должен скорректировать диспетчерскийграфик нижестоящего уровня оперативно-диспетчерского управления. Коррекция диспетчерского графика должна быть зафиксированадиспетчером в оперативно-диспетчерской документации с указаниемпричины коррекции. О всех вынужденных (фактических и ожидаемых) отклонениях отзаданного диспетчерского графика оперативно-диспетчерский персоналобязан немедленно доложить диспетчеру вышестоящего уровнядиспетчерского управления для принятия решения о коррекциидиспетчерского графика. Электростанции обязаны по распоряжению диспетчераэнергосистемы немедленно повышать нагрузку до полной рабочеймощности или снижать ее до технического минимума со скоростью,определяемой соответствующими инструкциями. При необходимости диспетчер энергосистемы, объединенных иединой энергосистем должен дать распоряжение о включении агрегатовиз резерва или выводе их в резерв. Ограничение рабочей мощности электростанций или отклонениеминимально допустимых нагрузок агрегатов от установленных нормдолжно быть оформлено оперативной заявкой. Диспетчер энергосистемы имеет право изменить кратковременно(не более чем на 3 ч) график тепловой сети. Понижение температурысетевой воды допускается не более чем на 10°С по сравнению с еезначением в утвержденном графике. При наличии среди потребителейпромышленных предприятий с технологической нагрузкой или тепличныххозяйств значение понижения температуры должно быть согласовано сними. Не допускается понижать температуру ниже минимальной,

принятой для сетевой воды. О вынужденных отклонениях от графика оперативно-диспетчерскийперсонал электростанции и теплоисточника должен немедленно сообщатьдежурному диспетчеру энергосистемы и диспетчеру тепловой сети. 6.3.3. На электростанциях, в энергосистемах, объединенных иединой энергосистемах должно осуществляться непрерывноекруглосуточное регулирование текущего режима работы по частоте иперетокам активной мощности, обеспечивающее: исполнение заданных диспетчерских графиков активной мощности; поддержание частоты в нормированных пределах; поддержание перетоков активной мощности в допустимыхдиапазонах исходя из условий обеспечения надежностифункционирования энергосистем, объединенных и единой энергосистем; корректировку заданных диспетчерских графиков и режимов работыобъединенных и единой энергосистем при изменении режимных условий. Регулирование частоты и перетоков активной мощности должноосуществляться совместным действием систем первичного (общего инормированного), вторичного и третичного регулирования. 6.3.4. Общее первичное регулирование частоты должноосуществляться всеми электростанциями путем изменения мощности подвоздействием автоматических регуляторов частоты вращения роторовтурбоагрегатов и производительности котлов, реакторов АЭС и т. п.При этом статизм регулирования (степень неравномерности), а такжезона (степень) нечувствительности по частоте должны соответствоватьуказанным в разделах 3.3, 4.4-4.6 характеристикам регуляторовчастоты вращения роторов соответствующих турбин и обеспечиватьсясовокупностью всего энергетического оборудования и системрегулирования энергоблока, электростанции. Нормированное первичное регулирование частоты должнообеспечиваться выделенными электростанциями. На них долженразмещаться необходимый первичный резерв. Параметры и диапазоннормированного первичного регулирования должны задаватьсясоответствующими органами диспетчерского управления. 6.3.5. Вторичное регулирование (в целом по единойэнергосистеме и в отдельных регионах) должно осуществляться с цельюподдержания и восстановления плановых режимов по частоте иперетокам активной мощности. Вторичное регулирование должно осуществляться оперативно либоавтоматически (с использованием систем автоматическогорегулирования частоты и перетоков мощности - АРЧМ) выделенными дляэтих целей электростанциями, на которых должен поддерживатьсянеобходимый вторичный резерв активной мощности. В целях непротиводействия первичному регулированию вторичноерегулирование должно осуществляться с коррекцией по частоте(частотной коррекцией). 6.3.6. Третичное регулирование в единой энергосистеме Россиидолжно осуществляться для восстановления израсходованных вторичныхрезервов и последующей оперативной коррекции диспетчерскихграфиков. Для третичного регулирования должны размещаться иподдерживаться соответствующие резервы мощности. 6.3.7. Параметры и диапазон регулирования, необходимыевторичные и третичные резервы, включая их размещение, должнызадаваться соответствующими органами диспетчерского управления. 6.3.8. Использование системы автоматического управления ирежимов работы, препятствующих изменению мощности при измененияхчастоты (ограничители мощности и регуляторы давления "до себя" натурбинах, режим скользящего давления при полностью открытыхклапанах турбин, регуляторы мощности без частотной коррекции,отключение регуляторов мощности или устройств автоматическогорегулирования производительности котельных установок и т. п.),допускается только временно при неисправности основногооборудования или систем автоматического регулирования с разрешениятехнического руководителя энергосистемы по заявке органам

диспетчерского управления. После изменения мощности, вызванного изменением частоты,персонал электростанций должен принять необходимые меры длявыполнения требований участия в первичном регулировании частоты,поддерживая устойчивый режим оборудования вплоть до восстановлениячастоты. Противодействие первичному регулированию частоты недопускается, за исключением следующих случаев: с разрешения диспетчера; при выходе мощности за допустимые при данном состоянииоборудования значения. Восстановление заданной графиком мощности разрешается послевосстановления нормального значения частоты. 6.3.9. При снижении частоты ниже установленных значенийдиспетчер единой энергосистемы России или изолированно работающей(аварийно отделившейся) объединенной энергосистемы (энергосистемы,энергорайона) должен ввести в действие имеющиеся резервы мощности. В случае, если частота продолжает снижаться, а все имеющиесярезервы мощности использованы, диспетчер должен остановить снижениечастоты и обеспечить ее восстановление путем ограничения илиотключения потребителей согласно инструкции. 6.3.10. При возникновении перегрузки линий электропередачидиспетчер должен ликвидировать ее путем мобилизации резервовактивной мощности, а в случае их исчерпания и сохраненияперегрузки - путем ограничения (отключения) потребителей. 6.3.11. При аварийных отклонениях частоты персоналэлектростанций должен принимать участие в восстановлении частоты всоответствии с указаниями местной инструкции или по указаниювышестоящего диспетчера. 6.3.12. При регулировании напряжения в электрических сетяхдолжны быть обеспечены: соответствие показателей напряжения требованиямгосударственного стандарта; соответствие уровня напряжения значениям, допустимым дляоборудования электрических станций и сетей с учетом допустимыхэксплутационных повышений напряжения промышленной частоты наэлектрооборудовании (в соответствии с данными заводов-изготовителейи циркуляров); необходимый запас устойчивости энергосистем; минимум потерь электроэнергии в электрических сетяхэнергосистем. 6.3.13. На трансформаторах и автотрансформаторах,оборудованных устройствами РПН, питающих распределительные сети6-35 кВ, должны быть включены автоматические регуляторы напряжения. Отключение автоматических регуляторов допускается только позаявке. На трансформаторах в распределительной сети 6-35 кВ должныиспользоваться ответвления переключателей без возбуждения (ПБВ),обеспечивающие с учетом регулирования напряжения трансформаторами сРПН соответствие напряжения на выводах приемников в сетях 0,4 кВтребованиям государственного стандарта. Настройка регуляторов напряжения и положения ответвлений ПБВтрансформаторов должны корректироваться в соответствии сизменениями схемы сети и нагрузки. Параметры настройки автоматических регуляторов и положенияответвлений ПБВ трансформаторов должны быть утверждены техническимруководителем энергообъекта. 6.3.14. Регулирование напряжения в сети 110 кВ и выше должноосуществляться в контрольных пунктах в соответствии с утвержденнымина каждый квартал графиками напряжения в функции времени илихарактеристиками зависимости напряжения от параметров режима сучетом состава включенного оборудования. Характеристики регулирования и графики напряжения вконтрольных пунктах должны быть определены диспетчерскими органами

энергосистем, объединенных и единой энергосистем на предстоящийквартал и корректироваться, если необходимо, при краткосрочномпланировании режима. Контрольные пункты должны быть установлены соответствующимидиспетчерскими службами (управлениями) в зависимости от степенивлияния уровня напряжения в этом пункте на устойчивость и потериэлектроэнергии в отдельных, объединенных и единой энергосистемах.Регулирование напряжения должно осуществляться преимущественносредствами автоматики и телемеханики, а при их отсутствии -оперативно-диспетчерским персоналом энергообъектов под контролемдиспетчера электрических сетей, отдельных, объединенных и единойэнергосистем. 6.3.15. Перечень пунктов, напряжение которых контролируетсядиспетчером отдельных, объединенных и единой энергосистем, а такжеграфики напряжения и характеристики регулирования в этих пунктахдолжны быть утверждены соответствующими органами диспетчерскогоуправления. 6.3.16. Порядок использования источников реактивной мощностипотребителей должен быть задан при заключении договоров междуэнергоснабжающей организацией и потребителем. При необходимостидиспетчерские органы должны использовать источники реактивноймощности у потребителей для регулирования напряжения в контрольныхточках. 6.3.17. Для контролируемых диспетчером энергосистемы узловыхпунктов электростанций и подстанций с синхронными компенсаторамидолжны быть установлены аварийные пределы снижения напряжения,определяемые условиями статической устойчивости энергосистемы иузлов нагрузки. Если напряжение в этих пунктах снижается до указанногоаварийного предела, оперативно-диспетчерский персоналэлектростанций и подстанций с синхронными компенсаторами долженсамостоятельно поддерживать напряжение путем использованияперегрузочной способности генераторов и компенсаторов, а диспетчерыэнергосистем, объединенных и единой энергосистем должны оказыватьэлектростанциям и электрическим сетям помощь путем мобилизациирезервов средств по регулированию напряжения в прилегающих районах.При этом не разрешается поднимать напряжение в отдельныхконтрольных пунктах выше значений, предельно допустимых дляоборудования. В тех узлах энергосистем, объединенных и единойэнергосистемах, где возможно снижение напряжения ниже аварийнодопустимого предела при изменении режима работы или схемы сети,должна быть установлена автоматика отключения нагрузки в объеме,необходимом для предотвращения нарушения устойчивости нагрузки вузле. 6.3.18. Регулирование параметров тепловых сетей должнообеспечивать поддержание заданного давления и температурытеплоносителя в контрольных пунктах. Допускается отклонение температуры теплоносителя от заданныхзначений при кратковременном (не более 3 ч) изменении утвержденногографика, если иное не предусмотрено договорными отношениями междуэнергосистемой и потребителями тепла. 6.3.19. Регулирование в тепловых сетях должно осуществлятьсяавтоматически или вручную путем воздействия на: работу источников и потребителей тепла; гидравлический режим тепловых сетей, в том числе изменениемперетоков и режимов работы насосных станций и теплоприемников; режим подпитки путем поддержания постоянной готовностиводоподготовительных установок теплоисточников к покрытиюизменяющихся расходов подпиточной воды.

6.4. Управление оборудованием

6.4.1. Оборудование энергообъектов, принятых в эксплуатацию,должно находиться в одном из четырех оперативных состояний: работе,резерве, ремонте или консервации. 6.4.2. Вывод энергооборудования, устройств релейной защиты иавтоматики, устройств ТАИ, а также оперативно-информационныхкомплексов средств оперативно-диспетчерского и технологическогоуправления (СДТУ) из работы и резерва в ремонт и для испытания,даже по утвержденному плану, должен быть оформлен заявкой,подаваемой в орган оперативно-диспетчерского управления единой,объединенных энергосистем и энергосистемы, осуществляющий ихоперативно-диспетчерское управление. Сроки подачи заявок и сообщений об их разрешении должны бытьустановлены соответствующим органом оперативно-диспетчерскогоуправления. Заявки должны быть утверждены техническим руководителемэнергообъекта. 6.4.3. Испытания, в результате которых может существенноизмениться режим отдельной, объединенных и единой энергосистем,должны быть проведены по рабочей программе, утвержденной главнымдиспетчером энергосистемы и согласованной с органомоперативно-диспетчерского управления объединенной и единойэнергосистемами по оперативной подчиненности. Рабочие программы других испытаний оборудования энергообъектовдолжны быть утверждены техническим руководителем энергообъекта. Рабочая программа должна быть представлена на утверждение исогласование не позднее чем за 7 дней до начала испытаний. 6.4.4. Заявки делятся на плановые, соответствующиеутвержденному плану ремонта и отключений, и срочные для проведениянепланового и неотложного ремонта. Срочные заявки разрешаетсяподавать в любое время суток непосредственно диспетчеру, вуправлении или ведении которого находится отключаемое оборудование. Разрешение на более длительный срок должно быть данотехническим руководителем энергообъекта, главным диспетчеромсоответствующего органа оперативно-диспетчерского управления. 6.4.5. При необходимости немедленного отключения оборудованиедолжно быть отключено оперативным персоналом энергообъекта, гдеустановлено отключаемое оборудование, в соответствии с требованиямипроизводственных инструкций с предварительным, если это возможно,или последующим уведомлением вышестоящего оперативно-диспетчерскогоперсонала. После останова оборудования оформляется срочная заявка суказанием причин и ориентировочного срока ремонта. 6.4.6. Разрешение на вывод или перевод в капитальный, среднийили текущий ремонт основного оборудования энергообъекта,находящегося в ведении или управлении диспетчера энергообъекта,энергосистемы, объединенных или единой энергосистем, должно бытьвыдано в установленном порядке по заявке диспетчерской службойэнергообъекта или соответствующего органа оперативно-диспетчерскогоуправления энергосистемы, объединенных или единой энергосистем (пооперативной подчиненности). 6.4.7. Время операций, связанных с выводом в ремонт и вводом вработу оборудования и линий электропередачи, а также растопкойкотла, пуском турбины и набором на них требуемой нагрузки, должнобыть включено в срок ремонта, разрешенного по заявке. Если по какой-либо причине оборудование не было отключено внамеченный срок, длительность ремонта должна быть сокращена, а датавключения оставаться прежней. Продлить срок ремонта может только диспетчерская службаэнергообъекта или соответствующий орган оперативно-диспетчерскогоуправления энергосистемы, объединенных, единой энергосистем (пооперативной подчиненности). 6.4.8. Несмотря на разрешенную заявку, вывод оборудования изработы и резерва или его испытания могут быть выполнены лишь с

разрешения диспетчера соответствующего органаоперативно-диспетчерского управления энергообъекта, энергосистемы,объединенных или единой энергосистем непосредственно перед выводомиз работы или перед проведением испытаний. 6.4.9. Персонал электростанции или электрических сетей неимеет права без разрешения начальника смены электростанции,диспетчера электрических сетей, диспетчера органаоперативно-диспетчерского управления энергосистемы, объединенныхили единой энергосистем осуществлять отключения, включения,испытания и изменение уставок системной автоматики, а также СДТУ,находящихся в ведении или управлении соответствующего диспетчера(начальника смены электростанции). Проверка (испытания) устройств релейной защиты и автоматики,аппаратура которых расположена на двух и более объектах, должнавыполняться одновременно на всех этих объектах. 6.4.10. Начальник смены электростанции, диспетчерэлектрических сетей, диспетчер органа оперативно-диспетчерскогоуправления энергосистемы, объединенных, единой энергосистем приизменениях схем электрических соединений должны проверить ипривести в соответствие новому состоянию этих схем настройку защит,системы противоаварийной и режимной автоматики. 6.4.11. Оборудование считается введенным в работу из ремонтапосле уведомления эксплуатирующей организацией о завершенииремонтных работ, включения его в сеть и закрытия оперативнойзаявки.

6.5. Предупреждение и ликвидация технологических нарушений

6.5.1. Основными задачами оперативно-диспетчерского управленияпри ликвидации технологических нарушений являются: предотвращение развития нарушений, исключение травмированияперсонала и повреждения оборудования, не затронутоготехнологическим нарушением; быстрое восстановление энергоснабжения потребителей инормальных параметров отпускаемой потребителям электроэнергии; создание наиболее надежной послеаварийной схемы; быстрое восстановление режима работы субъектов рынка энергии имощности; выяснение состояния отключившегося и отключенного оборудованияи при возможности - включение его в работу и восстановление схемысети. 6.5.2. На каждом диспетчерском пункте органаоперативно-диспетчерского управления объединенных энергосистем,энергосистемы, щите управления энергообъекта должны быть местнаяинструкция по предотвращению и ликвидации технологическихнарушений, которая составляется в соответствии с инструкциейвышестоящего органа оперативно-диспетчерского управления, и планыликвидации технологических нарушений в тепловых сетях и газовомхозяйстве электростанций и котельных. Планы ликвидации технологических нарушений в тепловых сетяхгородов и крупных населенных пунктов должны быть согласованы вустановленном порядке. Аварийно-диспетчерскими службами городов и энергообъектамидолжны быть согласованы документы, определяющие их взаимодействиепри ликвидации технологических нарушений на энергообъектах. 6.5.3. Распределение функций по ликвидации технологическихнарушений между диспетчерами органов оперативно-диспетчерскогоуправления единой, объединенных энергосистем, энергосистемы,электрических сетей, электростанций и подстанций должно бытьрегламентировано соответствующими инструкциями. Распределение функций при ликвидации технологических нарушенийна связях между единой энергосистемой России и энергосистемамисоседних государств должно быть регламентировано

взаимосогласованными инструкциями, соглашениями и другимидокументами. 6.5.4. Ликвидацией технологических нарушений на электростанциидолжен руководить начальник смены станции. На подстанциях руководство ликвидацией технологическихнарушений должно возлагаться на дежурного подстанции,оперативно-выездную бригаду, мастера или начальника группыподстанций в зависимости от типа обслуживания подстанции. Руководство ликвидацией технологических нарушений в тепловыхсетях должно осуществляться диспетчером тепловых сетей. Егоуказания являются также обязательными для оперативно-диспетчерскогоперсонала ТЭЦ или других самостоятельно действующихтеплоисточников. Технологические нарушения в электрических сетях, имеющиеместное значение и не затрагивающие режима работы энергосистемы,должны ликвидироваться под руководством диспетчера электрическихсетей или диспетчера опорной подстанции в зависимости от районараспространения таких нарушений и структуры управления сетями. Ликвидация технологических нарушений, затрагивающих режимработы одной энергосистемы, должна производиться под руководствомдиспетчера энергосистемы. Руководство ликвидацией технологических нарушений,охватывающих несколько энергосистем, должно осуществлятьсядиспетчером органа оперативно-диспетчерского управленияобъединенных (единой) энергосистем. В случае необходимости оперативные руководители илиадминистративные руководители лиц, указанных выше, имеют правопоручить руководство ликвидацией технологического нарушения другомулицу или взять руководство на себя, сделав запись в оперативномжурнале. О замене ставится в известность как вышестоящий, так иподчиненный оперативный персонал. 6.5.5. Приемка и сдача смены во время ликвидациитехнологических нарушений допускается. Пришедший на смену оперативный персонал используется поусмотрению лица, руководящего ликвидацией технологическихнарушений. При затянувшейся ликвидации технологического нарушения взависимости от его характера допускается сдача смены с разрешениявышестоящего оперативно-диспетчерского персонала. В тех случаях, когда при ликвидации технологического нарушенияоперации производятся на оборудовании, не находящемся в оперативномуправлении или ведении вышестоящего оперативно-диспетчерскогоперсонала, сдача смены допускается с разрешения руководящегоадминистративно-технического персонала энергообъекта, на которомпроизошло технологическое нарушение. 6.5.6. Оперативно-диспетчерский персонал руководит ликвидациейтехнологического нарушения, принимая решения и осуществляямероприятия по восстановлению нормального режима независимо отприсутствия лиц из числа административно-технического персонала. 6.5.7. Все оперативные переговоры и распоряжения диспетчероввсех уровней диспетчерского управления, а также начальников сменэлектростанций и дежурных крупных подстанций во время ликвидациитехнологического нарушения должны записываться на магнитофон.

6.6. Требования к оперативным схемам

6.6.1. Схемы электрических соединений единой, объединенныхэнергосистем, энергосистем, электрических сетей, электростанций иподстанций, настройка средств РЗА для нормальных и ремонтныхрежимов должны обеспечивать: электроснабжение потребителей электроэнергией, качествокоторой должно соответствовать требованиям государственногостандарта (по договорным обязательствам);

устойчивую работу электрической сети единой, объединенныхэнергосистем и энергосистем; соответствие токов короткого замыкания значениям, допустимымдля оборудования; экономичное распределение потоков активной и реактивноймощности; локализацию аварий с минимальными потерями как дляпроизводителей, так и для потребителей электроэнергии. 6.6.2. Схемы собственных нужд (СН) переменного и постоянноготока электростанций и подстанций должны выбираться с учетомобеспечения их надежности в нормальных, ремонтных и аварийныхрежимах путем: секционирования шин; автоматического ввода резервного питания любой секции шин СНвсех напряжений; распределения источников питания СН по системам и секциям шинс учетом действия устройств АВР и сохранения в работе механизмов СНпри исчезновении напряжения на секции. Источники рабочего ирезервного питания должны быть присоединены к разным секциям шинраспределительного устройства; распределения механизмов СН по секциям шин из условияминимального нарушения работы электростанции или подстанции вслучае выхода из строя любой секции; обеспечения надежного питания механизмов СН при несинхроннойработе шин (частей) электростанции (секционирование шин высокогонапряжения, выделение энергоблоков на отдельную линию, выполнениесхем деления энергосистемы); обеспечения полного или частичного отделения питаниямеханизмов СН электростанции от энергосистемы при понижении частотыи напряжения до значений, угрожающих их бесперебойной работе, снаименьшей потерей рабочей мощности. 6.6.3. Присоединение потребителей (поселков и пр.) к шинамраспределительных устройств СН электростанций не допускается. 6.6.4. Нормальные и ремонтные схемы соединений электрическойсети, подстанции и электростанции ежегодно должен утверждатьтехнический руководитель энергообъекта, а схемы энергосистемы -главный диспетчер органа оперативно-диспетчерского управленияэнергосистемы. Указанные схемы должны быть согласованы с органомдиспетчерского управления, в оперативном ведении или оперативномуправлении которого находится входящее в них оборудование. 6.6.5. Схемы трубопроводов электростанций должны обеспечивать: надежное резервирование СН основного оборудования; минимальные гидравлические потери; отключение аварийных участков преимущественно посредствомприводов с дистанционным управлением; локализацию аварий с минимальными потерями генерирующеймощности и отключение минимальной мощности потребителей. 6.6.6. Схемы сетевых станционных трубопроводов должныобеспечивать возможность локализации отдельных участков ипредотвращение затопления помещений и оборудования электростанций вслучае повреждения трубопроводов. 6.6.7. Схемы трубопроводов тепловых сетей должны обеспечиватьнадежное теплоснабжение потребителей, поддержание заданныхпараметров в тепловой сети, экономное расходование электроэнергиина транспортировку сетевой воды, а также локализацию и ликвидациюаварий с минимальным отключением потребителей.

6.7. Оперативно-диспетчерский персонал

6.7.1. К оперативно-диспетчерскому персоналу управленияэнергообъектов, органам оперативно-диспетчерского управленияэнергосистемы, объединенных, единой энергосистем относятся:

оперативный персонал - персонал, непосредственновоздействующий на органы управления энергоустановок иосуществляющий управление и обслуживание энергоустановок в смене; оперативно-ремонтный персонал - ремонтный персонал с правомнепосредственного воздействия на органы управления; оперативные руководители - персонал, осуществляющийоперативное руководство в смене работой закрепленных за нимобъектов (единой, объединенных энергосистем, энергосистемы,электрических сетей, тепловых сетей, электростанции, энергообъекта)и подчиненного ему персонала. 6.7.2. Оперативно-диспетчерский персонал должен вестибезопасный, надежный и экономичный режим работы оборудованияэнергообъекта, энергосистемы, объединенных, единой энергосистем всоответствии с производственными и должностными инструкциями иоперативными распоряжениями вышестоящего оперативного персонала. Комплектация оперативно-диспетчерского персонала почисленности и квалификации осуществляется в соответствии снормативными документами органов оперативно-диспетчерскогоуправления. Совмещение рабочих мест оперативно-диспетчерского персоналапри его работе в смене неполным составом может быть разрешенотолько по письменному указанию технического руководителяэнергообъекта, главного диспетчера соответствующего органаоперативно-диспетчерского управления. 6.7.3. Оперативно-диспетчерский персонал во время сменыотвечает за эксплуатацию оборудования, находящегося в егооперативном управлении или ведении, в соответствии с настоящимиПравилами, заводскими и местными инструкциями, правиламиэлектробезопасности и другими руководящими документами, а также забезусловное выполнение распоряжений вышестоящегооперативно-диспетчерского персонала. 6.7.4. При нарушениях режимов работы, поврежденииоборудования, а также при возникновении пожараоперативно-диспетчерский персонал должен немедленно принять меры квосстановлению нормального режима работы или ликвидации аварийногоположения и предотвращению развития технологического нарушения, атакже сообщить о происшедшем оперативно-диспетчерскому ируководящему административно-техническому персоналу поутвержденному списку. 6.7.5. Распоряжение вышестоящего оперативно-диспетчерскогоперсонала по вопросам, входящим в его компетенцию, обязательно кисполнению подчиненным ему оперативно-диспетчерским персоналом. 6.7.6. Оборудование, находящееся в оперативном управлении илиоперативном ведении вышестоящего оперативно-диспетчерскогоперсонала, не может быть включено в работу или выведено из работыбез разрешения вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала, заисключением случаев явной опасности для людей и оборудования. 6.7.7. Оперативное распоряжение вышестоящегооперативно-диспетчерского персонала должно быть четким, кратким. Выслушав распоряжение, подчиненный оперативно-диспетчерскийперсонал должен дословно повторить текст распоряжения и получитьподтверждение, что распоряжение понято правильно. Распоряжения вышестоящего оперативно-диспетчерского персоналадолжны выполняться незамедлительно и точно. Оперативно-диспетчерский персонал, отдав или получивраспоряжение или разрешение, должен записать его в оперативныйжурнал. При наличии магнитофонной записи объем записи в оперативныйжурнал определяется соответствующим административно-техническимруководством. 6.7.8. Оперативные переговоры должны вестись техническиграмотно. Все энергооборудование, присоединения, устройстварелейной и технологической защиты и автоматики должны называтьсяполностью согласно установленным диспетчерским наименованиям.

Отступление от технической терминологии и диспетчерскихнаименований не допускается. Оперативные переговоры на всех уровнях диспетчерскогоуправления и оперативные переговоры начальников смен электростанцийи крупных подстанций должны автоматически фиксироваться намагнитной ленте. 6.7.9. В распоряжениях по изменению режима работы оборудованияэлектростанции, энергосистемы, объединенных, единой энергосистемдолжны быть указаны необходимое значение изменяемого режимногопараметра и время, к которому должно быть достигнуто указанноезначение параметра, а также время отдачи распоряжения. 6.7.10. Оперативно-диспетчерский персонал, получивраспоряжение руководящего административно-технического персонала повопросам, входящим в компетенцию вышестоящегооперативно-диспетчерского персонала, должен выполнять его только ссогласия последнего. 6.7.11. Не допускается невыполнение или задержка выполненияраспоряжения вышестоящего оперативно-диспетчерского персоналалицами, обязанными выполнять это распоряжение, даже с разрешенияруководителей, санкционирующих его невыполнение или задержку. 6.7.12. В случае, если распоряжение вышестоящегооперативно-диспетчерского персонала представляется подчиненномуоперативно-диспетчерскому персоналу ошибочным, он должен немедленнодоложить об этом лицу, давшему распоряжение. При подтверждениираспоряжения оперативно-диспетчерский персонал обязан выполнитьего. Не допускается выполнять распоряжения вышестоящего персонала,содержащие нарушения правила электробезопасности, а такжераспоряжения, которые могут привести к повреждению оборудования,потере питания СН электростанции, подстанции. О своем отказе выполнить такое распоряжениеоперативно-диспетчерский персонал обязан немедленно доложитьвышестоящему оперативно-диспетчерскому персоналу, отдавшемураспоряжение, и соответствующему административно-техническомуруководителю, а также записать в оперативный журнал. 6.7.13. Лица оперативно-диспетчерского персонала, находящиесяв резерве, могут быть привлечены к выполнению работ по обслуживаниюэнергоустановки в рамках должностной инструкции и только сразрешения соответствующего административно-технического илиоперативного руководителя, находящегося в смене, с записью всоответствующих документах. 6.7.14. Замена одного лица из числа оперативно-диспетчерскогоперсонала другим до начала смены в случае необходимости допускаетсяс разрешения соответствующего административно-техническогоруководителя и с уведомлением вышестоящегооперативно-диспетчерского персонала. Работа в течение двух смен подряд не допускается. 6.7.15. Каждый работник из числа оперативно-диспетчерскогоперсонала, заступая на рабочее место, должен принять смену отпредыдущего работника, а после окончания работы - сдать сменуследующему по графику работнику. Уход с дежурства без сдачи смены не допускается. 6.7.16. При приемке смены работник из числаоперативно-диспетчерского персонала должен: ознакомиться с состоянием, схемой и режимом работыэнергоустановок, находящихся в его оперативном управлении иведении, в объеме, определяемом соответствующими инструкциями; получить сведения от сдавшего смену об оборудовании, закоторым необходимо вести особо тщательное наблюдение дляпредупреждения нарушений в работе, и об оборудовании, находящемся врезерве и ремонте; выяснить, какие работы выполняются по заявкам, нарядам ираспоряжениям на закрепленном за ним участке;

проверить и принять инструмент, материалы, ключи от помещений,оперативную документацию и документацию рабочего места; ознакомиться со всеми записями и распоряжениями за время,прошедшее с его предыдущего дежурства; принять рапорт от подчиненного персонала и доложитьнепосредственному начальнику по смене о вступлении в дежурство инедостатках, выявленных при приемке смены; оформить приемку-сдачу смены записью в журнале или ведомостиза его подписью и подписью сдающего смену. 6.7.17. Оперативно-диспетчерский персонал должен периодическив соответствии с местной инструкцией опробовать действие устройствавтоматики, сигнализации, СДТУ, а также проверять правильностьпоказаний часов на рабочем месте и т. д. 6.7.18. Оперативно-диспетчерский персонал должен поутвержденным графикам осуществлять переход с рабочего оборудованияна резервное, производить опробование и профилактические осмотрыоборудования. 6.7.19. Оперативные и административно-технические руководителиимеют право снять с рабочего места подчиненный емуоперативно-диспетчерский персонал, не выполняющий свои обязанности,и произвести соответствующую замену или перераспределениеобязанностей в смене. При этом делается запись в оперативномжурнале или выпускается письменное распоряжение и уведомляется посоподчиненности персонал соответствующих уровнейоперативно-диспетчерского управления. 6.7.20. Оперативно-диспетчерский персонал по разрешениювышестоящего оперативно-диспетчерского персонала можеткратковременно привлекаться к ремонтным работам и испытаниям сосвобождением на это время от исполнения обязанностей на рабочемместе и записью в оперативном журнале. При этом должны бытьсоблюдены требования правил электробезопасности.

6.8. Переключения в электрических установках

6.8.1. Все изменения в схемах электрических соединенийэлектрических сетей и электроустановок энергообъектов иэнергосистемы и в цепях устройств РЗА, выполненные при производствепереключений, а также места установки заземлений должны бытьотражены на оперативной схеме с использованиемпрограммно-аппаратного комплекса органа оперативно-диспетчерскогоуправления энергосистемы, объединенных и единой энергосистемсогласно оперативной принадлежности оборудования. 6.8.2. Сложные переключения, а также все переключения (кромеодиночных) на электроустановках, не оборудованных блокировочнымиустройствами или имеющих неисправные блокировочные устройства,должны выполняться по программам, бланкам переключений. К сложным относятся переключения, требующие строгойпоследовательности операций с коммутационными аппаратами,заземляющими разъединителями и устройствами релейной защиты,противоаварийной и режимной автоматики. Перечни сложных переключений, утверждаемых техническимируководителями соответствующих энергообъектов и главнымидиспетчерами органов оперативно-диспетчерского управленияэнергосистем, объединенных и единой энергосистем, должны хранитьсяна их диспетчерских пунктах. Перечни сложных переключений должны пересматриваться приизменении схемы, состава оборудования, устройств защиты иавтоматики. 6.8.3. Для повторяющихся сложных переключений должны бытьиспользованы типовые программы, бланки переключений. При ликвидации технологических нарушений или для ихпредотвращения разрешается производить переключения без бланковпереключений с последующей записью в оперативном журнале.

6.8.4. В программах и бланках переключений, которые являютсяоперативными документами, должны быть установлены порядок ипоследовательность операций при проведении переключений в схемахэлектрических соединений электроустановок и цепях РЗА. Бланки переключений (типовые бланки) должен использоватьоперативно-диспетчерский персонал, непосредственно выполняющийпереключения. Программы переключений (типовые программы) должны применятьоперативные руководители при производстве переключений вэлектроустановках разных уровней управления и разныхэнергообъектов. Степень детализации программ должна соответствовать уровнюдиспетчерского управления. Лицам, непосредственно выполняющим переключения, разрешаетсяприменять программы переключений соответствующего диспетчера,дополненные бланками переключений. Типовые программы и бланки переключений должны бытьскорректированы при изменениях в главной схеме электрическихсоединений электроустановок, связанных с вводом новогооборудования, заменой или частичным демонтажем устаревшегооборудования, реконструкцией распределительных устройств, а такжепри включении новых или изменениях в установленных устройствах РЗА. 6.8.5. При планируемых изменениях схемы и режима работыединой, объединенных энергосистем, энергосистем, изменениях вустройствах РЗА производственными службами соответствующих органовоперативно-диспетчерского управления, в управлении которыхнаходятся оборудование и устройства РЗА, должны быть заранеевнесены необходимые изменения и дополнения в типовые программы ибланки переключений на соответствующих уровнях оперативногоуправления. 6.8.6. Все переключения на электростанциях и подстанцияхдолжны выполняться в соответствии с инструкциями по производствупереключений. 6.8.7. Переключения на электрооборудовании и в устройствахРЗА, находящихся в оперативном управлении вышестоящегооперативно-диспетчерского персонала, должны производиться пораспоряжению, а находящихся в его ведении - с его разрешения. Переключения без распоряжения и разрешения вышестоящегооперативно-диспетчерского персонала, но с последующим егоуведомлением разрешается выполнять в случаях, не терпящихотлагательства (несчастный случай, стихийное бедствие, пожар,авария). При пожаре и ликвидации аварии оперативно-диспетчерскийперсонал должен действовать в соответствии с местными инструкциямии оперативным планом пожаротушения. 6.8.8. В распоряжении о переключениях должна быть указанапоследовательность операций в схеме электроустановки и цепях РЗА снеобходимой степенью детализации, определяемой вышестоящимоперативно-диспетчерским персоналом. Исполнителю переключений должно быть одновременно выдано неболее одного задания на проведение оперативных переключений,содержащего операции одного целевого назначения. 6.8.9. Сложные переключения должны выполнять, как правило, двалица, из которых одно является контролирующим. При выполнении переключений двумя лицами контролирующим, какправило, должен быть старший по должности, который, находясь наданном энергообъекте, помимо функций пооперационного контроля,должен осуществлять контроль за переключениями в целом. Заправильностью переключений должны следить оба лица, производящиепереключения. При наличии в смене одного лица из числаоперативно-диспетчерского персонала контролирующим лицом может бытьработник из административно-технического персонала, знающий схему

данной электроустановки, правила производства переключений идопущенный к выполнению переключений распоряжением поэнергообъекту. Список лиц административно-технического персонала, имеющихправо контролировать переключения, должен быть утверждентехническим руководителем энергообъекта и передан в соответствующийорган оперативно-диспетчерского управления. При сложных переключениях допускается привлекать для операцийв цепях РЗА третьего человека из персонала служб РЗА. Этотработник, предварительно ознакомленный с бланком переключения иподписавший его, должен выполнять каждую операцию по распоряжениюлица, выполняющего переключения. Все остальные переключения при наличии работоспособногоблокировочного устройства могут быть выполнены единоличнонезависимо от состава смены. 6.8.10. При исчезновении напряжения на электроустановкеоперативно-диспетчерский персонал должен быть готов к его подачебез предупреждения. 6.8.11. Отключение и включение под напряжение и в работуприсоединения, имеющего в своей цепи выключатель, должныпроизводиться этим выключателем. Разрешается отключение и включение отделителями,разъединителями, разъемными контактами соединений КРУ (КРУН): нейтралей силовых трансформаторов 110-220 кВ; заземляющихдугогасящих реакторов 6-35 кВ при отсутствии в сети замыкания наземлю; намагничивающего тока силовых трансформаторов 6-500 кВ; зарядного тока и тока замыкания на землю воздушных и кабельныхлиний электропередачи; зарядного тока систем шин, а также зарядного токаприсоединений с соблюдением требований нормативных документов. В кольцевых сетях 6-10 кВ разрешается отключениеразъединителями уравнительных токов до 70 А и замыкание сети вкольцо при разности напряжений на разомкнутых контактахразъединителей более чем на 5%. Допускается отключение и включение трехполюснымиразъединителями наружной установки при напряжении 10 кВ и ниженагрузочного тока до 15 А. Допускается дистанционное отключение разъединителяминеисправного выключателя 220 кВ и выше, зашунтированного однимвыключателем или цепочкой из нескольких выключателей другихприсоединений системы шин (схема четырехугольника, полуторная ит. п.), если отключение выключателя может привести к его разрушениюи обесточению подстанции. Допустимые значения отключаемых и включаемых разъединителямитоков должны быть определены нормативными документами. Порядок и условия выполнения операций для различныхэлектроустановок должны быть регламентированы местнымиинструкциями. 6.8.12. Не допускается самовольно выводить из работыблокировки безопасности оперативно-диспетчерскому персоналу,непосредственно выполняющему переключения. Деблокирование разрешается только после проверки на местеотключенного положения выключателя и выяснения причины отказаблокировки по разрешению и под руководством лиц, уполномоченных наэто письменным указанием по энергообъекту. В случае необходимости деблокирования составляется бланкпереключений с внесением в него операций по деблокированию.

6.9. Переключения в тепловых схемах электростанций и тепловых сетей

6.9.1. Все переключения в тепловых схемах должны выполняться в

соответствии с местными инструкциями по эксплуатации и отражаться воперативной документации. 6.9.2. В случаях, не предусмотренных инструкциями, а также приучастии двух и более смежных подразделений или энергообъектовпереключения должны выполняться по программе. Сложные переключения, описанные в инструкциях, также должнывыполняться по программе. 6.9.3. К сложным относятся переключения: в тепловых схемах со сложными связями; длительные по времени; на объектах большой протяженности; редко выполняемые. К редко выполняемым переключениям могут быть отнесены: ввод основного оборудования после монтажа и реконструкции; гидравлическое испытание оборудования и тепловых сетей; изменения в схемах паропроводов свежего и отборного пара ипитательных трубопроводов; специальные испытания оборудования; проверка и испытания новых нетрадиционных способовэксплуатации оборудования и т. п. Степень сложности переключений и необходимость составленияпрограммы для их выполнения определяются техническим руководителемэнергообъекта в зависимости от условий работы. 6.9.4. На каждом энергообъекте должен быть разработан переченьсложных переключений, утвержденный техническим руководителем.Перечень должен корректироваться с учетом ввода, реконструкции илидемонтажа оборудования, изменения технологических схем и схемтехнологических защит и автоматики и т. п. Перечень долженпересматриваться 1 раз в 3 года. Копии перечня должны находиться нарабочем месте оперативно-диспетчерского персонала цеха иэнергообъекта. 6.9.5. Техническим руководителем энергообъекта должен бытьутвержден список лиц из административно-технического персонала,имеющих право контролировать выполнение переключений, проводимых попрограммам. Список должен быть скорректирован при изменении составаперсонала. Копии списка должны находиться на рабочем местеоперативно-диспетчерского персонала цеха и энергообъекта. 6.9.6. В программе выполнения переключений должны бытьуказаны: цель выполнения переключений; объект переключений; перечень мероприятий по подготовке к выполнению переключений; условия выполнения переключений; плановое время начала и окончания переключений, которое можетуточняться в оперативном порядке; в случае необходимости - схема объекта переключений(наименования и нумерация элементов объекта на схеме должныполностью соответствовать наименованиям и нумерации, принятым наобъекте); порядок и последовательность выполнения операций с указаниемположения запорных и регулирующих органов и элементов цепейтехнологических защит и автоматики; оперативно-диспетчерский персонал, выполняющий переключения; персонал, привлеченный к участию в переключениях; оперативно-диспетчерский персонал, руководящий выполнениемпереключений; в случае участия в переключениях двух и более подразделенийэнергообъекта - лицо административно-технического персонала,осуществляющее общее руководство; в случае участия в переключениях двух и более энергообъектов -лица из числа административно-технического персонала, ответственныеза выполнение переключений на каждом энергообъекте, и лицо из числаадминистративно-технического персонала, осуществляющее общее

руководство проведением переключений; функции лиц, указанных в программе; перечень мероприятий по обеспечению проведения работ; действия персонала при возникновении аварийной ситуации илиположения, угрожающего жизни людей и целостности оборудования. 6.9.7. Программа утверждается техническим руководителемэнергообъекта, а при выходе действия программы за рамки одногоэнергообъекта - техническими руководителями участвующих в программеэнергообъектов. 6.9.8. Для повторяющихся переключений, указанных в п. 6.9.3настоящих Правил, на энергообъектах должны применяться заранеесоставленные типовые программы. Типовые программы должны пересматриваться 1 раз в 3 года икорректироваться с вводом, реконструкцией или демонтажемоборудования, изменением технологических схем и схемтехнологических защит и автоматики. 6.9.9. Программа переключений и типовые программы переключенийприменяются оперативно-диспетчерским персоналом и являютсяоперативными документами при выполнении переключений. 6.9.10. При наличии на объекте мнемосхемы все измененияотражаются на ней после окончания переключений. 6.9.11. Программы переключений должны храниться наравне сдругой оперативной документацией.

6.10. Автоматизированные системы диспетчерского управления

6.10.1. Диспетчерские пункты всех уровней управления должныбыть оснащены автоматизированными системами диспетчерскогоуправления (АСДУ), которые должны обеспечивать решение задачоперативно-диспетчерского управления энергопроизводством, передачейи распределением электрической энергии и тепла и могутфункционировать как самостоятельные системы или интегрироваться сАСУ энергосистем или АСУ ТП энергообъектов. Связанные между собойАСДУ разных уровней управления образуют единую иерархическую АСДУединой энергосистемы в соответствии с иерархией диспетчерскогоуправления. 6.10.2. Задачи оперативно-диспетчерского управления, решаемыес помощью АСДУ, в общем случае включают: долгосрочное (среднесрочное) планирование режимов единой,объединенных энергосистем и энергосистем; годовое планирование режимов основного генерирующего исетевого оборудования; расчеты пятилетних (годовых, квартальных, месячных) балансовэлектроэнергии и мощности; расчеты режимов работы единой энергосистемы для определенияобласти устойчивой (параллельной) работы и подготовку(корректировку) оперативных нормативных материалов, уставокпротивоаварийной автоматики (САОН/АЧР); краткосрочное планирование режимов единой, объединенныхэнергосистем и энергосистем; оперативное управление технологическими режимами единойэнергосистемы в нормальных, критических, аварийных ситуациях всоответствии с нормативно-правовыми актами и правилами; оперативное управление настройками и уставками автоматическихсистем, в том числе ввод (вывод) в ремонт; оперативное управление схемой и режимами на электростанцияхдля обеспечения ремонтов оборудования, ввода (вывода) в резерв,оптимального использования резервов, балансировки режимов,синхронизации для восстановления параллельной работы энергосистем; оперативное управление схемой и режимами на подстанциях дляобеспечения ремонта оборудования, поддержание требуемогонапряжения, контроль за предельными режимами; автоматическое управление (АРЧМ и перетоков мощности, системы

централизованного регулирования напряжения, централизованныесистемы противоаварийной автоматики, системы телеуправленияоборудованием); архивирование, анализ, отчетность в суточном, недельном,месячном, квартальном, годовом, пятилетнем разрезах; оперативно-диспетчерскую информацию (параметры режима работыединой, объединенных энергосистем или энергосистемы, диспетчерскиекоманды, информацию о выполнении диспетчерского графика, информациюо ходе выполнения ремонта, информацию оперативного журнала и др.); нормативно-справочную информацию (информацию об оборудовании); производственно-технологическую информацию (балансыэлектрической и тепловой энергии, запасы и расход топлива,гидроресурсов, технико-экономические показатели и др.). Необходимый перечень и объем решаемых задач, а также способыих решения определяются исходя из иерархического уровня и функцийданного органа диспетчерского управления с учетом обеспечениянадежности и экономичности работы объекта управления. 6.10.3. В состав программно-технических средств АСДУ должнывходить: подсистема диспетчерского управления и сбора данных(оперативно-информационный комплекс (ОИК); подсистема задач планирования и оперативного управлениярежимами единой, объединенных энергосистем или энергосистемы; подсистема сервиса базы данных, предназначенная дляобслуживания других подсистем АСДУ в части хранения ипредоставления доступа к информации; подсистема сбора и передачи информации (ССПИ). 6.10.4. Оперативно-информационный комплекс (ОИК) - этопрограммно-аппаратный комплекс, предназначенный для надежногополучения данных о текущем режиме энергетической системы (единой,объединенной), высокопроизводительной обработки поступающейинформации и выдачи оперативному персоналу всех изменений режима,состояния оборудования и аварийно-предупредительных сообщений втемпе поступления информации. ОИК должен обеспечивать возможность производства операцийдистанционного управления и регулирования как по командедиспетчера, так и по командам, выработанным специализированнымипрограммами, включая подсистемы автоматического управления частотойи перетоками мощности. ОИК должен включать в себя функции, обеспечивающие безопасноепроведение ремонтно-восстановительных работ в энергосистеме,поддержание баланса мощности и ведение согласованного режима. ОИК должен обеспечивать архивирование заданного набораоперативной информации, включая данные о режиме энергосистемы,произошедших событиях, действиях операторов, диспетчеров и другихпользователей на указанную глубину. ОИК должен предоставлять пользователям удобный и единообразныйграфический интерфейс. Структура и состав конкретных ОИК могут быть различными взависимости от уровня иерархии, функций, объема обрабатываемойинформации, но при этом должны обеспечиваться: Требования к полноте данных: ОИК должен обеспечивать прием и обработку параметров всехэлементов электрической схемы. Для функционирования ОИК должна бытьобеспечена передача данных о состоянии и параметрах режима всехэлементов электрической сети объекта управления. Минимальнонеобходимый объем телеинформации, поступающей в ОИК, долженобеспечивать оперативный контроль в реальном времени за состояниеми параметрами оборудования, находящегося в оперативном управлении иведении персонала конкретного диспетчерского пункта. Оптимальныйобъем телеинформации должен обеспечивать наблюдаемость расчетнойсхемы модели реального времени контролируемой электрической сети. Требования к функциональности:

функции приема и передачи данных (обеспечение связи сустройствами телемеханики, телеуправления, телерегулирования;телекоммуникационный обмен данными между центрами диспетчерскогоуправления с интерфейсом, заданным на верхнем уровне управления;прием и передача данных по состоянию и управлению устройствами РЗА,локальной автоматики и т. д.); функции обработки принятых данных (преобразование потокаданных и приведение его к принятой системе величин; достоверизацияинформации; обработка данных для получения производныххарактеристик параметров; обработка данных для синтеза иактуализации расчетных моделей); функции хранения и архивирования данных (управлениенаполнением архивов данными (глубина и цикличность);администрирование архивов (копирование, восстановление и др.);сервис доступа к системе архивирования данных (внешний программныйинтерфейс с учетом политики безопасности и надежности, в том числеимпорт/экспорт данных); хранение и архивирование истории измененийинформационной модели (НСИ); функции администрирования и управления (единая системаобработки событий, оповещения и журналирования; управление единымвременем; контроль и диагностирование программно-аппаратногокомплекса ОИК, а также средств коммуникации; управлениеконфигурацией ОИК; управление состоянием и ресурсами ОИК и др.); функции технологических приложений (ведение режима согласнодиспетчерскому графику; мониторинг режима; ведение оперативногожурнала; информационное обеспечение ремонтных работ и переключенийв сети; контроль и управление напряжением; автоматическоерегулирование частоты и перетоков мощности; контроль за состояниемпротивоаварийной автоматики (ПА); оперативное прогнозированиережима; оперативная оценка надежности режима; сбор и обработкаданных "быстрых" процессов (аварийных режимов) и др.). Требования к удобству и простоте использования: удобство и интуитивно понятный пользовательский интерфейс; максимальное приближение текстов и терминов интерфейсов кпредметной области; наличие интерактивных обучающих средств и материалов дляоблегчения освоения системы; продуманная и развитая документация для пользователей разныхуровней. Требования к надежности: коэффициент готовности ОИК должен быть не менее 99,98%; среднее время восстановления полной работоспособности ОИК недолжно составлять более 4 часов; должна быть обеспечена способность ОИК к постепеннойдеградации (сохранение работоспособности комплекса с понижениемкачества при отказе отдельных элементов технических или программныхсредств). Требования к производительности: разрешающая способность при определении времени коммутации -не более 1 секунды; полный цикл обработки информации от поступления параметра вОИК до архивирования и предоставления информации локальнымпользователям - не более 5 секунд. 6.10.5. Подсистема задач планирования и оперативногоуправления режимами единой, объединенных энергосистем илиэнергосистемы включает задачи прогнозирования, планирования, в томчисле "на сутки вперед", подготовку управляющих воздействий, анализпрошедших режимов с различных точек зрения, моделирование объектадля подготовки персонала. Подсистема должна предоставлятьпользователям удобный и единообразный графический интерфейс ко всемреализованным функциям. Любые новые функции, базирующиеся на работес расчетными моделями энергосистемы, должны относиться к даннойподсистеме. Должны обеспечиваться:

Требования к полноте данных: исходные данные должны полностью обеспечивать расчетную модельв объеме, необходимом для реализации всех функций даннойподсистемы. Требования к функциональности: планирование режима; ведение и управление режимом; анализ режима; моделирование объекта управления для подготовки оперативногоперсонала; функции администрирования и управления. Требования к удобству и простоте использования: удобство и интуитивно понятный пользовательский интерфейс; максимальное приближение текстов и терминов интерфейсов кпредметной области; наличие интерактивных обучающих средств и материалов дляоблегчения освоения системы; продуманная и развитая документация для пользователей разныхуровней. Требования к надежности: в части планирования и анализа режима коэффициент готовностиданной подсистемы должен быть не менее 99%; в части ведения и управления режимом коэффициент готовностиданной подсистемы должен быть не менее 99,98%; требования к точности расчетов в данной подсистеме должныопределяться на следующем уровне декомпозиции для каждой функции икаждого уровня диспетчерского управления отдельно. 6.10.6. Программные средства всех подсистем АСДУ должнысостоять из стандартного и прикладного программного обеспечения.Стандартное программное обеспечение должно соответствоватьсовременному мировому уровню и в обязательном порядке бытьлицензионным. Прикладное программное обеспечение, реализующееосновные функции подсистемы диспетчерского управления и сбораданных (ОИК), должно быть аттестовано уполномоченными организациямина проведение экспертизы средств АСДУ. 6.10.7. В состав подсистемы ССПИ должны входить: измерительные преобразователи; системы телемеханики: - передающие устройства (КП); - приемно-передающие устройства (ПУ, ЦППС); - каналы телемеханики; каналы межуровневого обмена для передачи данных; оконечное оборудование каналов связи; активное и пассивное сетевое оборудование ЛВС. Подсистема ССПИ должна обеспечивать: передачу телеинформации между энергообъектами и ОИКсоответствующего пункта диспетчерского управления, а также междуОИК смежных уровней управления по двум взаиморезервируемым каналам; межуровневый обмен данными между ОИУК смежных уровнейдиспетчерского управления; межуровневый обмен данными между другими подсистемами АСДУсмежных уровней диспетчерского управления. 6.10.8. Программно-аппаратные комплексы всех подсистем АСДУдолжны быть оборудованы системами гарантированного электропитания.Исправность систем электропитания должна периодически проверятьсяпо графику, утвержденному главным диспетчером (начальникомдиспетчерской службы) энергообъекта. 6.10.9. Программно-аппаратные комплексы всех подсистем АСДУдолжны размещаться в специальных помещениях, отвечающих требованиямтехнических условий на оборудование и технические средства,оснащенных средствами пожарной сигнализации и пожаротушения иобеспечивающих разграничение доступа персонала (в соответствии стребованиями защиты от несанкционированного доступа). Способ

выполнения цепей ввода-вывода информации, защитные заземления изаземления информационных цепей должны обеспечиватьпомехозащищенность систем. 6.10.10. Вывод из работы отдельных элементов подсистем АСДУдолжен проводиться по оперативной заявке с разрешения диспетчера, введении которого они находятся.

6.11. Средства диспетчерского и технологического управления

6.11.1. Диспетчерские центры, энергосистемы, электрические итепловые сети, электростанции должны быть оснащены средствами СДТУв соответствии с нормами технологического проектированиядиспетчерских пунктов и узлов СДТУ энергосистем, руководящимиуказаниями по выбору объемов информации, проектированию системсбора и передачи информации в энергосистемах и другими действующиминормативными документами. Эксплуатация СДТУ должна обеспечивать постоянное ихфункционирование и готовность к действию при установленном качествепередачи информации в нормальных и аварийных режимах. 6.11.2. Ведомственные диспетчерские пункты электрифицированныхжелезных дорог, газо- и нефтепроводов, промышленных предприятийдолжны иметь необходимые средства связи и телемеханики сдиспетчерскими центрами (пунктами) электроэнергетики, в объеме,согласованном с диспетчерскими центрами (пунктами)электроэнергетики. Информация с абонентских подстанций напряжением35 кВ и выше должна передаваться в зависимости от конкретныхусловий как на ведомственные диспетчерские пункты, так и надиспетчерские центры электроэнергетики. Объемы и направленияпередаваемой информации с абонентских подстанций должны бытьсогласованы с диспетчерскими центрами (пунктами) соответствующихуровней управления. 6.11.3. Аппаратура СДТУ, установленная в диспетчерских центрахразличных уровней управления, должна быть закреплена за службамителемеханики и связи, службами (предприятиями, подразделениями)СДТУ соответствующего уровня управления и эксплуатироваться ими.Аппаратура СДТУ, установленная на объектах всех уровней управленияэлектроэнергетики, должна быть закреплена за соответствующимиподразделениями этих объектов и эксплуатироваться ими. АппаратураСДТУ, установленная на контролируемых энергообъектах, должнаэксплуатироваться персоналом, обслуживающим СДТУ данного объекта. 6.11.4. Техническое обслуживание и поверка датчиков(преобразователей) телеизмерений, включаемых в цепи вторичныхобмоток трансформаторов тока и напряжения, а также измерительныхприборов средств СДТУ должны производиться персоналомсоответствующих служб РЗА (ЭТЛ) и метрологического обеспечения. 6.11.5. Персонал служб (предприятий, подразделений) СДТУнизшего уровня управления субъектов электроэнергетики долженнаходиться в оперативном подчинении соответствующих служб верхнегоуровня в части эксплуатации оборудования СДТУ, находящегося в егооперативном управлении (ведении). 6.11.6. Техническая эксплуатация магистральных кабельных линийсвязи, радиорелейных линий (РРЛ) прямой видимости, а такжеволоконно-оптических линий связи, проложенных в грунте, должна бытьорганизована в соответствии с правилами технической эксплуатациипервичных сетей связи. 6.11.7. Техническая эксплуатация волоконно-оптических линийсвязи, размещенных на опорах линий электропередачи, должна бытьорганизована в соответствии с правилами проектирования,строительства и эксплуатации волоконно-оптических линий связи навоздушных линиях электропередачи 110 кВ и выше. 6.11.8. Техническая эксплуатация оборудования системвысокочастотной связи по ВЛ должна быть организована в соответствиис нормативными документами электроэнергетики.

6.11.9. Оперативное и техническое обслуживание СДТУ должнобыть обеспечено: - центральными узлами средств управления, принадлежащихорганам диспетчерского управления соответствующего уровня,энергосистемам, электростанциям; - местными узлами средств управления предприятий,эксплуатирующих электрические сети, и электростанций; - лабораториями, входящими в состав служб (предприятий) СДТУ. В целях обеспечения бесперебойной работы СДТУ на узлах всехуровней управления должно быть организовано круглосуточноедежурство оперативного персонала. Центральные и местные узлысредств управления должны быть оснащены вводно-коммутационными,измерительными и проверочными устройствами, а также обеспеченыинструментом, материалами и запасными частями. 6.11.10. Средства оперативно-диспетчерского и технологическогоуправления должны быть обеспечены гарантированным электропитанием всоответствии с действующими нормативными документами. 6.11.11. Ввод в работу и эксплуатация радиорелейных линий исредств радиосвязи (УКВ и KB радиостанций) должны быть организованыв соответствии с действующими нормативными документами. 6.11.12. Структура и качественные показатели производственныхтелефонных сетей всех уровней должны соответствовать действующимотраслевым нормативным документам по системам автоматизированнойтелефонной связи электроэнергетики и министерства связи.Присоединение автоматизированной телефонной сети связиэлектроэнергетики к взаимоувязанной сети связи должноосуществляться в соответствии с правилами присоединенияведомственных и выделенных сетей электросвязи к сети электросвязиобщего пользования. 6.11.13. Порядок охраны линий и сооружений связи на сетяхэлектроэнергетики должен обеспечиваться в соответствии с правиламиохраны линий и сооружений связи Российской Федерации. 6.11.14. Устройства проводной связи должны быть защищены отопасных и мешающих влияний электроустановок высокого напряжения всоответствии с действующими нормативными документами. 6.11.15. Порядок и периодичность измерений мешающихвоздействий и помех, а также порядок действия персонала узлов связипри превышении допустимых значений мешающих влияний или помехдолжны быть установлены местными инструкциями. 6.11.16. Измеренные значения напряженности поля радиопомех,создаваемых линиями электропередачи и подстанциями, должнысоответствовать нормам допускаемых индустриальных радиопомех. 6.11.17. На линиях электропередачи, по которым организованывысокочастотные каналы связи и телемеханики, при работах, требующихналожения заземления, должны применяться переносные заземляющиевысокочастотные заградители. 6.11.18. Плановый и аварийный вывод из работы СДТУ долженоформляться оперативной или аварийной заявкой. 6.11.19. Устройства телеуправления должны исключатьвозможность ложного отключения (включения) управляемогооборудования при повреждении любого элемента этих устройств. Насборках зажимов устройств и панелей телемеханики зажимы, случайноесоединение которых может вызвать отключение или включениеоборудования, не должны располагаться рядом. 6.11.20. Способ выполнения и режим эксплуатации электрическихцепей от датчиков (преобразователей) телеизмерений ителесигнализации до устройств сбора, обработки и передачиинформации должны исключать помехи, приводящие к искажению этойинформации. 6.11.21. Сопротивление изоляции выходных цепей телеуправленияи цепей питания устройств телемеханики напряжением 220 В должноизмеряться мегомметром 1000-2500 В и быть не ниже 10 МОм. 6.11.22. Для вывода из работы цепей формирования команд и

выходных цепей телеуправления на электростанциях, подстанциях идиспетчерских центрах должны применяться специальные общие ключиили отключающие устройства. При формировании команд телеуправленияс компьютеризованного рабочего места диспетчера должныиспользоваться надежные программные способы вывода из работыфункции формирования команд телеуправления. 6.11.23. Персонал производственных подразделений,обслуживающий СДТУ, должен периодически осматривать аппаратуру всоответствии с производственными инструкциями, обращая особоевнимание на правильность положения переключающих устройств исостояние сигнализации неисправностей. 6.11.24. Оборудование СДТУ должно иметь маркировку всоответствии с исполнительными схемами. На аппаратуре должна бытьнадпись с указанием коммутационного устройства источникаэлектропитания. 6.11.25. Полные, частичные проверки и ремонт СДТУ должнывыполняться по утвержденному графику, согласованному сдиспетчерскими службами и вышестоящими эксплуатационнымиподразделениями СДТУ (в соответствии с оперативной принадлежностьюСДТУ). 6.11.26. Все неисправности и неправильные действия СДТУ должнынемедленно устраняться, учитываться и анализироваться вустановленном порядке. В случае неправильного действия устройств, их повреждения илиотклонения параметров от нормированных показателей должныпроводиться дополнительная проверка и устранение указанныхнарушений с уведомлением диспетчера и вышестоящегоэксплуатационного подразделения СДТУ.

6.12. Автоматизированные системы контроля и учета электрической энергии и мощности (АСКУЭ)

6.12.1. В целях обеспечения эффективностиоперативно-технологического и оперативно-коммерческого управлениярежимами работы единой, объединенных энергосистем и энергосистемдолжны максимально использоваться АСКУЭ. 6.12.2. Автоматизированные системы контроля и учетаэлектрической энергии и мощности должны обеспечивать получениеданных о средних 30-минутных (коммерческих) значениях электрическоймощности и об учтенной электроэнергии по зонам суток за календарныесутки и накопительно за заданный отрезок времени (неделю, месяц,год и т. д.). 6.12.3. Автоматизированные системы контроля и учетаэлектрической энергии и мощности должны быть метрологическиаттестованы органами государственного стандарта в соответствии сдействующими нормативными документами. 6.12.4. Функционирование АСКУЭ и мощности должнообеспечиваться на основе сбора и передачи информации отэнергообъектов по структуре, соответствующей, как правило,структуре системы сбора и передачи информации АСДУ: энергообъект -энергосистема - объединенное диспетчерское управление - центральноедиспетчерское управление. 6.12.5. Автоматизированные системы контроля и учетаэлектрической энергии и мощности на всех уровнях управления должныбыть защищены от несанкционированного доступа к информации и еепроизвольного изменения как путем пломбирования отдельныхэлементов, так и программными средствами. 6.12.6. На всех межсистемных (между субъектами рынка) ВЛнапряжением 110 кВ и выше и всех ВЛ 220-1150 кВ учет электроэнергиидолжен выполняться на обоих концах ВЛ. 6.12.7. В условиях эксплуатации должна обеспечиваться работаизмерительных трансформаторов в требуемом классе точности. В схемахучета на всех ВЛ напряжением 110 кВ и выше должны применяться

трехфазные трехэлементные счетчики электроэнергии странсформаторами тока в каждой фазе. На каждую единицу учета долженбыть заведен паспорт-протокол. 6.12.8. Автоматизированные системы контроля и учетаэлектрической энергии и мощности на всех уровнях должны бытьоснащены системами точного астрономического времени игарантированным электропитанием. 6.12.9. Исходными нормативными документами для схемыкоммерческого учета на рынке электрической энергии и мощностиявляются действующие правила работы рынка и договоры (контракты) напоставку (покупку) электроэнергии и мощности между субъектамирынка. При этом должен обеспечиваться учет количества переданной(полученной) электрической энергии и мощности, а такжеинструментальное определение потерь электроэнергии при ее передаче.Учет должен обеспечивать получение данных по сальдо перетокамсубъектов рынка, выработке, отпуску и потреблению, а также помежгосударственным перетокам.

___________