Об утверждении Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей

Приказ Министра энергетики Республики Казахстан от 30 марта 2015 года № 247. Зарегистрирован в Министерстве юстиции Республики Казахстан 15 мая 2015 года № 11066.

В соответствии с подпунктом 10) статьи 5 Закона Республики Казахстан от 9 июля 2004 года "Об электроэнергетике" ПРИКАЗЫВАЮ:

1. Утвердить прилагаемые Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей.

2. Департаменту электроэнергетики Министерства энергетики Республики Казахстан в установленном законодательством Республики Казахстан порядке обеспечить:

1) государственную регистрацию настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан;

2) направление на официальное опубликование копию настоящего приказа в течение десяти календарных дней после его государственной регистрации в Министерстве юстиции Республики Казахстан в периодические печатные издания и в информационно-правовой системе "Әділет";

3) размещение настоящего приказа на официальном интернет-ресурсе Министерства энергетики Республики Казахстан и на интранет-портале государственных органов;

4) в течение десяти рабочих дней после государственной регистрации настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан представление в Департамент юридической службы Министерства энергетики Республики Казахстан сведений об исполнении мероприятий, предусмотренных подпунктами 2) и 3) настоящего пункта.

3. Контроль за исполнением настоящего приказа возложить на курирующего вице-министра энергетики Республики Казахстан.

4. Настоящий приказ вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования.

Министр энергетики
Республики Казахстан	В. Школьник

"СОГЛАСОВАН"

Министр по инвестициям и развитию

Республики Казахстан

______________ А. Исекешев

от "____" ____________ 2015 год

"СОГЛАСОВАН"

Министр внутренних дел

Республики Казахстан

______________ К. Касымов

от 7 апреля 2015 год

Утверждены приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 30 марта 2015 года № 247

Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей

Глава 1. Общие положения

Сноска. Заголовок главы 1 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 28.09.2020 № 335 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

1. Настоящие Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей (далее – Правила) разработаны в соответствии с подпунктом 10) статьи 5 Закона Республики Казахстан от 9 июля 2004 года "Об электроэнергетике" (далее – Закон) и определяют порядок технической эксплуатации электрических станций и сетей.

2. Настоящие Правила применяются к персоналу, связанному с эксплуатацией, ремонтом, монтажом, наладкой и испытаниями электроустановок действующих и реконструируемых электростанций, электрических и тепловых сетей Республики Казахстан (далее - Работники отрасли).

3. В настоящих Правилах используются следующие основные понятия:

1) текущий ремонт – ремонт, выполняемый для устранения обнаруженных дефектов, препятствующих нормальной эксплуатации оборудования (установки) и устранение которых не возможно на работающем оборудовании;

2) местная инструкция – инструкция, разрабатываемая для пользования в пределах предприятия и утверждаемая руководством энергетических объектов;

3) тепловые сети – совокупность насосных станций, тепловых пунктов, трубопроводов и арматуры, предназначенных для передачи и распределения тепловой энергии;

4) ремонт – комплекс операций по восстановлению исправности или работоспособности оборудования и восстановлению ресурсов его составных частей;

5) капитальный ремонт - плановый ремонт, осуществляемый с целью восстановления исправности и ресурса энергетического оборудования или сети путем замены или восстановления любых частей оборудования, включая базовые, проверки и регулировки отремонтированных частей и оборудования в целом, замены или восстановления изношенных конструкций и участков сети или замены их на более прочные и экономичные;

6) котельная – энергетический объект, предназначенный для производства тепловой энергии, содержащий строительную часть, оборудование для преобразования энергии и необходимое вспомогательное оборудование;

7) гидроэлектростанция – электростанция, в качестве источника энергии использующая энергию водного потока;

8) электростанция – энергетический объект, предназначенный для производства электрической и тепловой энергии, содержащий строительную часть, оборудование для преобразования энергии и необходимое вспомогательное оборудование.

Иные понятия, используемые в настоящих Правилах, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области электроэнергетики.

Глава 2. Организация эксплуатации

Сноска. Заголовок главы 2 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 28.09.2020 № 335 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

Параграф 1. Задачи и организационная структура

4. Основными задачами электростанций, котельных, электрических и тепловых сетей являются производство, передача и отпуск электрической энергии и тепла потребителям (далее – энергопроизводство).

Сноска. Пункт 4 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 28.09.2020 № 335 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

5. Основными технологическими звеньями энергопроизводства являются энергопроизводящие организации (электростанции, котельные), энергопередающие организации (электрические и тепловые сети), (далее – энергообъекты), связанные общностью режимов и централизованным оперативно-диспетчерским управлением.

6. Основные функциональные обязанности Работников отрасли:

1) соблюдение договорных условий энергоснабжения потребителей;

2) поддержание нормального качества отпускаемой энергии – стандартной частоты и напряжения электрического тока, давления и температуры теплоносителя;

3) соблюдение оперативно-диспетчерской дисциплины;

4) содержание оборудования, зданий и сооружений в состоянии эксплуатационной готовности;

5) обеспечение максимальной надежности энергопроизводства и экономичности в полном соответствии с законодательством по энергосбережению и настоящими Правилами;

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

7) выполнение требований законодательства по безопасности и охране труда;

8) снижение вредного влияния производства на людей и окружающую среду;

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

7. На каждом энергообъекте между структурными подразделениями распределяются функции и границы по обслуживанию оборудования, зданий, сооружений и коммуникаций.

8. Каждый Работник отрасли строго соблюдает трудовую и технологическую дисциплину, правила трудового распорядка, содержит в чистоте и порядке свое рабочее место.

9. Порядок подготовки и контроля знаний персонала осуществляется в соответствии с Правилами аттестации руководителей и специалистов энергетических организаций, утверждаемыми в соответствии с подпунктом 24) статьи 5 Закона.

Параграф 2. Контроль за эффективностью работы электростанций и
сетей

10. На каждой тепловой электростанции мощностью 10 мегаватт (далее – МВт) и более, гидроэлектростанции мощностью 30 МВт и более, в каждой районной котельной теплопроизводительностью 50 Гигакаллорий в час (далее – Гкал/ч) (209,5 Гигаджоулей в час (далее – Гдж/ч) и более разрабатываются энергетические характеристики оборудования, устанавливающие зависимость технико-экономических показателей его работы в абсолютном или относительном исчислении от электрических и тепловых нагрузок. Кроме того, на тепловой электростанции и в районной котельной разрабатываются графики исходно-номинальных удельных расходов топлива на отпущенную электрическую и тепловую энергию, а на гидроэлектростанции – нормативных удельных расходов воды на отпущенную электрическую энергию.

Параграф 3. Приемка в эксплуатацию оборудования и сооружений

11. Перед приемкой в эксплуатацию энергообъекта (пускового комплекса) проводятся:

1) индивидуальные испытания оборудования и функциональные испытания отдельных систем, завершающиеся пробным пуском основного и вспомогательного оборудования;

2) комплексное опробование оборудования.

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

12. Индивидуальные и функциональные испытания оборудования и отдельных систем проводятся генподрядчиком с привлечением персонала заказчика по проектным схемам после окончания всех строительных и монтажных работ по данному узлу. Перед индивидуальным и функциональным испытаниями проверяется выполнение требований: настоящих Правил, строительных норм и правил (далее – СНиП), государственных стандартов (далее – ГОСТ), включая систему стандартов безопасности труда (далее – ССБТ), норм технологического проектирования, законодательства в сфере электроэнергетики, энергосбережения и энергоэффективности, Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок, утверждаемыми в соответствии с подпунктом 17) статьи 5 Закона, Правил пожарной безопасности для энергетических предприятий, утверждаемыми в соответствии с подпунктом 29) статьи 5 Закона, указаний и инструкций заводов-изготовителей по монтажу оборудования.

13. Дефекты и недоделки, допущенные в ходе строительства и монтажа, а также дефекты оборудования, выявленные в процессе индивидуальных и функциональных испытаний, устраняются строительными, монтажными организациями и заводами – изготовителями до начала комплексного опробования.

14. Пробные пуски энергоблоков до комплексного опробования проводятся заказчиком. При пробном пуске проверяется работоспособность оборудования и технологических схем, безопасность их эксплуатации, осуществляется проверка и настройка всех систем контроля и управления, в том числе автоматических регуляторов, устройств защиты и блокировок, устройств сигнализации и контрольно-измерительных приборов, проверяется готовность оборудования к комплексному опробованию.

Перед пробным пуском подготавливаются условия для надежной и безопасной эксплуатации энергообъекта:

1) укомплектовывается, обучается (с проверкой знаний) эксплуатационный и ремонтный персонал;

2) разрабатываются и утверждаются техническим руководителем организации эксплуатационные инструкции, инструкции по безопасности и охране труда и оперативные схемы, техническая документация по учету и отчетности;

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

4) монтируются и налаживаются системы контроля и управления;

5) подготавливаются запасы топлива, реагентов, материалов, инструментов.

15. Комплексное опробования проводит заказчик.

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

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

Оборудование электростанций, прошедшее капитальный ремонт, подлежит приемо-сдаточным испытаниям под нагрузкой в течение 48 часов. Для гидроэлектростанций (далее – ГЭС), работающих в пиковом режиме при ограниченных водных ресурсах, испытания под нагрузкой могут продолжаться несколько дней с суммарной наработкой 24 часов.

Комплексное опробование оборудования считается проведенным при условии нормальной и непрерывной работы основного оборудования в течение 72 часов на основном топливе с номинальной нагрузкой и проектными параметрами пара (для газотурбинных установок (далее – ГТУ) – газа):

1) для электростанций и котельных на основном топливе с номинальной нагрузкой и проектными параметрами пара;

2) для тепловой электростанции, напором и расходом воды;

3) для ГЭС, предусмотренными в пусковом комплекте параметрами, и при постоянной или поочередной работе всего вспомогательного оборудования, входящего в пусковой комплекс.

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

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

Для ГТУ также условием комплексного опробования является, кроме того, успешное проведение 10 пусков, а для гидроагрегатов ГЭС и гидроаккумулирующих электростанций (далее – ГАЭС) - 3 автоматических пусков.

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

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

16. Приемка в эксплуатацию пусковых комплексов, очередей или энергообъекта в целом производится приемочной комиссией.

17. Приемка в эксплуатацию оборудования, зданий и сооружений с дефектами, недоделками не производится.

После комплексного опробования и устранения выявленных дефектов и недоделок, приемочная комиссия оформляет акт приемки в эксплуатацию оборудования с относящимися к нему зданиями и сооружениями.

Приемочная комиссия устанавливает длительность периода освоения серийного оборудования, во время которого завершаются необходимые испытания, наладочные и доводочные работы и обеспечиваются эксплуатация оборудования с проектными показателями. Длительность периода освоения не превышает сроков, указанных в действующих нормах продолжительности освоения проектных мощностей. Для головных образцов оборудования срок освоения устанавливается заказчиком (инвесторами) в соответствии с координационным планом работ по доводке, наладке и освоению этого оборудования.

18. Заказчик представляет приемочной комиссии документацию, подготовленную рабочей комиссией в объеме, предусмотренном действующими СНиП и отраслевыми правилами приемки.

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

20. Подводная часть всех гидротехнических сооружений (с закладкой контрольно-измерительной аппаратурой и оборудованием), а также судопропускных и рыбопропускных устройств выполняется в объеме пускового комплекса и принимается рабочей комиссией до их затопления. Окончательная их приемка в полном проектном объеме производится при приемке в эксплуатацию энергообъекта в целом.

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

Параграф 4. Техническое обслуживание, ремонт и модернизация

22. На каждом энергообъекте организуются техническое обслуживание, плановые ремонт и модернизация оборудования, зданий, сооружений и коммуникаций энергоустановок.

23. Персонал электроэнергетических предприятий подразделяется на три группы:

1) эксплуатационный персонал – категория работников, организующих и осуществляющих управление режимами работы, обслуживание, ремонт, обеспечение монтажа, наладку систем и энергоустановок;

2) неэксплуатационный персонал – категория работников, не попадающих под определение "эксплуатационный персонал", рабочие места которых не находятся и не могут находиться в зоне действующих энергоустановок, и не связаны с обслуживанием, испытанием, монтажом, наладкой и ремонтом оборудования, использованием инструмента, хранением и применением сырья и материалов в зоне действия энергооборудования. Он включает в себя административный персонал и вспомогательный персонал.

3) инспекторский персонал – категория работников, которые выполняют функции по контролю технического состояния энергоустановок и организации проведения работ в них.

Эксплуатационный персонал делится на четыре группы:

1) электротехнический;

2) теплотехнический;

3) гидротехнический;

4) электротехнологический, включающий административно-технический, дежурный, оперативно-ремонтный, ремонтный.

24. Контроль за техническим состоянием оборудования, зданий и сооружений, выполнение объемов ремонтных работ, обеспечивающих стабильность установленных показателей эксплуатации, полноту выполнения подготовительных работ, своевременное обеспечение запланированных объемов ремонтных работ запасными частями, и материалами, а также за сроки и качества выполненных ремонтных работ возлагается на руководителей энергообъектов.

25. Структуры управления техническим обслуживанием и ремонтом энергообъектов предусматривают разделение функций и исполнителей путем организации соответствующих подразделений по подготовке и производству.

26. Работники организации, занятые на работах с вредными веществами, опасными и неблагоприятными производственными факторами, в установленном порядке должны проходить предварительные (при поступлении на работу) и периодические (в течение трудовой деятельности) обязательные медицинские осмотры.

27. Объем технического обслуживания и планового ремонта определяется необходимостью поддержания исправного и работоспособного состояния оборудования, зданий и сооружений с учетом их фактического состояния и требований инструкций.

28. На все виды ремонта основного оборудования, зданий и сооружений электростанций, котельных и сетей составляются перспективные и годовые графики.

Графики ремонта оборудования и сооружений, находящиеся в оперативном управлении и ведении системного оператора Казахстана, утверждаются системным оператором Казахстана. На вспомогательное оборудование составляются годовые и месячные графики ремонтов, утверждаемые техническим руководителем энергообъекта.

29. Периодичность и продолжительность всех видов ремонта устанавливаются в инструкциях, утверждаемых техническим руководителем организации, на ремонт данного вида оборудования.

30. Оборудование электростанций, подстанций 35 киловольт (далее – кВ) и выше, прошедшее капитальный и средний ремонт, подлежит приемосдаточным испытаниям под нагрузкой в течение 48 часов, оборудование тепловых сетей – в течение 24 часов.

31. Временем окончания капитального и текущего ремонтов является:

1) для энергоблоков, паровых турбин тепловых электростанций (далее – ТЭС) с поперечными связями, гидроагрегатов и трансформатор – время включения генератора (трансформатора) в сеть;

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

3) 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 производятся в соответствии с графиком нагружения энергоблока, если задержка в ремонте не предусмотрена графиком ремонта;

4) для тепловых сетей – время включения сети и установление в ней циркуляции сетевой воды;

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

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

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

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

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

32. Персонал энергообъектов ведет систематический учет технико-экономический показателей ремонта и технического обслуживания оборудования, зданий и сооружений.

33. На энергообъектах оборудуются ремонтно-эксплуатационные базы, необходимые для поддержания в технически исправном состоянии оборудования.

34. Оборудование энергообъектов обслуживаются стационарными и инвентарными грузоподъемными машинами и средствами механизации ремонта в главном корпусе, вспомогательных зданиях и на сооружениях.

35. Энергообъекты, ремонтные и ремонтно-наладочные организации для своевременного и качественного проведения ремонта укомплектовываются ремонтной документацией, инструментом и средствами производства для ремонтных работ.

36. Энергообъекты обеспечиваются эксплуатационным (аварийным) запасом запасных частей, материалов и обменного фонда узлов и оборудования для своевременного обеспечения запланированных объемов ремонта.

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

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

Параграф 5. Контроль за эффективностью работы энергопредприятий

37. Энергетические характеристики отражают реально достижимую экономичность работы освоенного оборудования при выполнении требований настоящих Правил.

38. В тепловых сетях энергетические характеристики составляются по следующим показателям:

1) тепловые потери;

2) удельный расход электроэнергии на транспорт тепловой энергии;

3) удельный среднечасовой расход сетевой воды;

4) разность температур в подающем и обратном трубопроводах;

5) утечка сетевой воды.

Допускается составление энергетической характеристики по показателю температуры сетевой воды в обратном трубопроводе.

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

40. Обеспечивается соответствие объема, формы и содержания энергетических характеристик требованиям нормативных и методических документов.

41. Энергетические характеристики оборудования и графики расчетных удельных расходов топлива и воды на отпущенную электроэнергию и тепло по каждой группе оборудования электростанции пересматриваются 1 раз в 5 лет. Пересмотр также проводится тогда, когда вследствие технического перевооружения и реконструкции тепловых электростанций, изменения вида или марки сжигаемого топлива фактические удельные расходы топлива на отпуск электроэнергии и тепла изменяются более чем на 2 и 1 % соответственно.

На электростанциях, в котельных, электрических и тепловых сетях в целях улучшения конечного результата работы обеспечиваются:

1) требуемая точность измерений расходов энергоносителей и технологических параметров;

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

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

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

Параграф 6. Технический контроль. Технический и технологический
надзор за организацией эксплуатации энергообъектов

42. На каждом энергообъекте организуется постоянный и периодический контроль (осмотры, технические освидетельствования) технического состояния энергоустановок (оборудования, зданий и сооружений), определяется круг ответственных лиц за их состояние и безопасную эксплуатацию, а также назначается персонал по техническому и технологическому надзору и утверждаются должностные обязанности.

43. Все технологические системы, оборудование, здания и сооружения, в том числе гидросооружения, входящие в состав энергообъекта, подвергаются периодическому техническому освидетельствованию.

Техническое освидетельствование производится комиссией энергообъекта, возглавляемой техническим руководителем энергообъекта или его заместителем. В комиссию включаются руководители и специалисты структурных подразделений энергообъекта, специалисты специализированных и экспертных организаций.

Техническое освидетельствование производится не реже 1 раза в 5 лет.

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

В объем периодического технического освидетельствования включаются наружный и внутренний осмотр, проверка технической документации, испытания на соответствие условиям безопасности оборудования, зданий и сооружений (гидравлические испытания, настройка предохранительных клапанов, испытания автоматов безопасности, грузоподъемных механизмов, контуров заземлений).

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

Результаты технического освидетельствования заносятся в технический паспорт энергообъекта.

Энергоустановки с аварийно-опасными дефектами, выявленными в процессе контроля, а также с нарушениями сроков технического освидетельствования не используются в работе.

44. Постоянный контроль технического состояния оборудования производится оперативным и оперативно-ремонтным персоналом энергообъекта.

Порядок контроля устанавливается местными производственными и должностными инструкциями.

45. Периодические осмотры оборудования, зданий и сооружений производятся лицами, ответственными за их безопасную эксплуатацию.

Периодичность осмотров устанавливается техническим руководителем энергообъекта. Результаты осмотров фиксируются в специальном журнале.

46. Лицам, контролирующим состояние и безопасную эксплуатацию оборудования, зданий и сооружений, обеспечивают соблюдение технических условий при эксплуатации энергообъектов, учет их состояния, расследование и учет отказов в работе энергоустановок и их элементов, ведение эксплуатационно-ремонтной документации.

Параграф 7. Техническая документация

47. На каждом энергообъекте имеются в наличии следующие документы:

1) акты отвода земельных участков;

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

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

4) акты заложения фундаментов с разрезами шурфов;

5) акты приемки скрытых работ;

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

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

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

9) первичные акты индивидуального опробования и испытаний оборудования и технологических трубопроводов;

10) акты приемочных комиссий;

11) утвержденная проектная документация со всеми последующими изменениями;

12) энергетический паспорт в соответствии с законодательством об энергосбережении и энергоэффективности;

13) технические паспорта зданий, сооружений, технологических узлов и оборудования;

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

15) исполнительные рабочие схемы первичных и вторичных электрических соединений;

16) исполнительные рабочие технологические схемы;

17) чертежи запасных частей к оборудованию;

18) оперативный план пожаротушения;

19) комплект действующих и отмененных инструкций по эксплуатации оборудования, зданий и сооружений, должностных инструкций для всех категорий специалистов и рабочих, относящихся к дежурному персоналу, и инструкций по безопасности и охране труда. Утверждение инструкций по охране труда осуществляется первым руководителем;

20) комплект указанной выше документации хранится в техническом архиве энергообъекта со штампом "Документы" и при изменении собственника передается в полном объеме новому владельцу, который обеспечивает ее постоянное хранение.

48. На каждом энергообъекте устанавливается перечень необходимых инструкций, положений, технологических и оперативных схем для каждого цеха, подстанции, района, участка, лаборатории и службы, который утверждается техническим руководителем энергообъекта.

Перечни необходимых инструкций и сами инструкции пересматриваются 1 раз в 3 года.

49. На основном и вспомогательном оборудовании электростанций, котельных и подстанций устанавливаются таблички с номинальными данными согласно инструкции заводов-изготовителей на это оборудование.

50. Все основное и вспомогательное оборудование, в том числе трубопроводы, системы и секции шин, а также арматура, шиберы газо и воздухопроводов нумеруются. При наличии избирательной системы управления (далее – ИСУ) выполняется двойная нумерация арматуры по месту и на исполнительных схемах с указанием номера, соответствующего оперативной схеме, и номера по ИСУ. Основному оборудованию присваиваются порядковые номера, а вспомогательному тот же номер, что и основному, с добавлением букв А, Б, В и других. Нумерация оборудования производится от постоянного торца здания и от ряда А. На дубль-блоках каждому котлу присваивается номер блока с добавлением букв А и Б. Отдельные звенья системы топливоподачи нумеруются последовательно и в направлении движения топлива, а параллельные звенья с добавлением к этим номерам букв А и Б по ходу топлива слева направо.

51. Все изменения в энергоустановках, выполненные в процессе эксплуатации, вносятся в инструкции, схемы и чертежи до ввода в работу за подписью контролирующего лица с указанием его должности и даты внесения изменения.

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

52. Технологические схемы (чертежи) проверяются на их соответствие фактически действующим схемам (чертежам) не реже 1 раза в 3 года с отметкой на них о проверке.

53. Комплекты необходимых схем находятся у национального диспетчерского центра системного оператора (далее – НДЦ СО Казахстана), региональных диспетчерских центрах (далее – РДЦ), тепловой и электрической сети, начальника смены электростанции, каждого цеха и энергоблока, дежурного подстанции, района тепловой и электрической сети и мастера оперативно-выездной бригады, а также у ремонтного персонала. Форма хранения схем определяется местными условиями.

54. Все рабочие места снабжаются необходимыми инструкциями, составленными в соответствии с требованиями настоящих Правил на основе заводских и проектных данных, типовых инструкций и правила технической эксплуатации электроустановок потребителей опыта эксплуатации и результатов испытаний, а также с учетом местных условий. Инструкции подписываются начальником соответствующего производственного подразделения (цеха, подстанции, района, участка, лаборатории, службы) и утверждаются техническим руководителем энергообъекта.

Перечень инструкций, требующих согласования, определяют соответственно НДЦ СО Казахстана и РДЦ.

55. В инструкциях по эксплуатации оборудования, зданий и сооружений, средств релейной защиты, телемеханики, связи и комплекса технических средств автоматической системы управления по каждой установке приводятся:

1) краткая характеристика оборудования установки, зданий и сооружений;

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

3) порядок подготовки к пуску;

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

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

6) требования по безопасности и охране труда, взрыво и пожаробезопасности, специфические для данной установки.

56. В должностных инструкциях по каждому рабочему месту указываются:

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

2) должностные положения работника;

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

57. У дежурного персонала находится оперативная документация дежурного персонала, согласно приложению 1 к настоящим Правилам.

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

58. На рабочих местах оперативно-диспетчерского персонала в цехах электростанций, на щитах управления с постоянным дежурством персонала на диспетчерских пунктах ведутся суточные ведомости.

59. Административно-технический персонал в соответствии с установленными графиками осмотров и обходов оборудования проверяет оперативную документацию и принимает необходимые меры к устранению дефектов и нарушений в работе оборудования и персонала.

Параграф 8. Автоматизированные системы управления

60. Автоматизированные системы управления (далее – АСУ) обеспечивают решение задач производственно-технологического, оперативно-диспетчерского и организационно-экономического управления энергопроизводством. Эти задачи возлагаются соответственно на:

1) автоматизированные системы управления технологическим процессом (далее – АСУ ТП);

2) автоматизированные системы диспетчерского управления (далее – АСДУ);

3) автоматизированные системы управления производством (далее – АСУП).

61. На каждой электростанции, в каждой организации, эксплуатирующей электрическую сеть, в зависимости от местных условий, экономической и производственной целесообразности функционируют АСУ ТП.

62. На диспетчерских пунктах организаций, эксплуатирующих электрические и тепловые сети, обеспечивается функционирование в АСДУ объединенной электроэнергетической системы (далее – ОЭС) и единой электроэнергетической системы (далее – ЕЭС).

63. При эксплуатации АСУ руководствуются инструкциями по эксплуатации АСУ.

Оперативная документация, диаграммы регистрирующих контрольно-измерительных приборов, записи оперативно-диспетчерских переговоров и выходные документы, формируемые оперативно-информационным комплексом АСУ, подлежат учету и хранению:

1) носители с записями показаний регистрирующих приборов – 3 года;

2) записи оперативных переговоров в нормальных условиях – 90 суток, если не поступит указание о продлении срока;

3) записи оперативных переговоров при авариях и других нарушениях в работе – 12 месяцев, если не поступит указание о продлении срока.

64. На электростанциях, в организациях, эксплуатирующих электрические и тепловые сети ОЭС и ЕЭС, обеспечивается функционирование АСУП, основной задачей которых является надежное и экономическое управление производством в рыночных условиях.

65. Выбор комплексов отдельных задач АСУ на каждом энергообъекте определяется исходя из производственной и экономической целесообразности с учетом рационального использования имеющихся типовых проектных решений, пакетов прикладных программ и возможностей технических средств.

66. В состав комплекса технических средств АСУ входят:

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

2) средства обработки и отображения информации (компьютерная техника, аналоговые и цифровые приборы, дисплеи, устройства печати, функциональная клавиатура);

3) средства управления (контроллеры, исполнительные автоматы, электротехническая аппаратура: реле, усилители мощности);

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

67. Ввод АСУ в эксплуатацию производится на основании акта приемочной комиссии.

Вводу АСУ в промышленную эксплуатацию предшествует по официальному решению технического руководителя соответствующего энергообъекта опытная эксплуатация продолжительностью не менее 1 месяца и не более 6 месяцев. Создание и ввод АСУ в эксплуатацию осуществляется в одну или две очереди.

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

68. При организации эксплуатации АСУ должностные функции структурных подразделений по обслуживанию комплекса технических средств, программному обеспечению определяются приказами руководителей энергообъектов.

Перечень обслуживаемого каждым подразделением оборудования с указанием границ обслуживания утверждается техническим руководителем соответствующего энергообъекта или организации.

69. Подразделения, обслуживающие АСУ, обеспечивают:

1) надежную эксплуатацию технических средств, информационное и программное обеспечение АСУ;

2) представление согласно графику соответствующим подразделениям информации, обработанной компьютерной техникой;

3) эффективное использование вычислительной техники;

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

5) ведение классификаторов нормативно-справочной информации;

6) организацию информационного взаимодействия со смежными иерархическими уровнями АСУ;

7) разработку инструктивных и методических материалов, необходимых для функционирования АСУ;

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

70. Обслуживающий персонал по каждой АСУ, кроме проектной и заводской, ведет техническую и эксплуатационную документацию по утвержденному техническим руководителем энергообъекта перечню.

71. Ремонтно-профилактические работы на технических средствах АСУ выполняются в соответствии с утвержденными графиками, порядок их вывода в ремонт определяется утвержденным положением.

72. Руководство диспетчерских управлений, энергообъектов проводит анализ функционирования АСУ, их эффективности, осуществляет контроль эксплуатации и разрабатывает мероприятия по развитию и совершенствованию АСУ и их своевременному техническому перевооружению.

Параграф 9. Метрологическое обеспечение

73. На каждом энергообъекте выполняется комплекс мероприятий, обеспечивающих единство и требуемую точность измерений. Комплекс мероприятий по метрологическому обеспечению, выполняемый каждым энергообъектом, включает:

1) своевременное представление в поверку средств измерений (далее – СИ), подлежащих государственному метрологическому контролю;

2) использование аттестованных методик выполнения измерений (далее – МВИ);

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

4) техническое обслуживание СИ, метрологический контроль.

74. Выполнение работ по метрологическому обеспечению, контроль за их выполнением осуществляется метрологическими службами энергообъектов и организаций или подразделениями, выполняющими функции этих служб.

75. Обеспечивается оснащенность энергоустановок СИ.

Объем оснащения энергоустановок СИ обеспечивает:

1) контроль за техническим состоянием оборудования и режимом его работы;

2) учет прихода и расхода ресурсов, выработанных, затраченных и отпущенных, электроэнергии и тепла;

3) контроль за соблюдением безопасных условий труда и санитарных норм;

4) контроль за охраной окружающей среды.

76. Обеспечивается исправное состояние всех СИ, а также информационно-измерительных систем (далее – ИИС), а также их постоянная готовность к выполнению измерений.

77. СИ, применяемые в сфере осуществления государственного метрологического контроля, подвергаются поверке при выпуске из производства или ремонта, эксплуатации и ввозе по импорту после утверждения их типа или метрологической аттестации и регистрации в реестр государственной системы обеспечения единства измерений. Поверке подлежат все СИ, используемые в качестве образцовых при проведении поверки СИ, а также СИ, относящиеся к контролю параметров окружающей среды, обеспечению безопасности труда, используемые при выполнении операций коммерческого учета (расчета) электрической, тепловой энергии, топлива и при геодезических работах. Средства измерений, не предназначенные для применения при измерениях в сфере государственного метрологического контроля, подвергаются калибровке или поверке в добровольном порядке.

78. Перечень и периодичность поверки СИ, а также порядок ее проведения определяется государственным органом, осуществляющим государственное регулирование в области технического регулирования и метрологии в соответствии с пунктом 2 статьи 19 Закона Республики Казахстан "Об обеспечении единства измерений".

Конкретный перечень СИ, подлежащих поверке, составляется на каждом энергообъекте и утверждается техническим руководителем энергообъекта.

79. СИ своевременно представляются на поверку в соответствии с графиками, составленными энергообъектом.

80. На энергообъектах измерения технологических параметров осуществляются в соответствии с проектом.

81. Выбор СИ и их точных характеристик осуществляется на стадии проектирования, на основе действующих государственных и отраслевых нормативных документов, устанавливающих требования к точности измерения технологических параметров и МВИ.

82. В процессе эксплуатации энергооборудования при необходимости организации дополнительных (не предусмотренных проектом) измерений технологических параметров выбор СИ осуществляется метрологической службой предприятия или проектной организацией.

83. Оперативное обслуживание СИ, определенное решением руководства энергообъекта, ведется дежурным или оперативно-ремонтном персоналом подразделений.

84. Техническое обслуживание и ремонт СИ осуществляется персоналом подразделения, выполняющим функции метрологической службы энергообъекта.

85. Ремонт первичных запорных органов на отборных устройствах, вскрытие и установку сужающих и других устройств для измерения расхода, защитных гильз датчиков измерения температуры выполняется персоналом, ремонтирующим технологическое оборудование, а приемка – персоналом, выполняющим функции метрологической службы энергообъекта.

86. Персонал, обслуживающий оборудование, на котором установлены СИ, обеспечивает их сохранность и чистоту внешних элементов. Обо всех нарушениях в работе СИ сообщается подразделению, выполняющему функции метрологической службы энергообъекта.

87. Вскрытие регистрирующих приборов, не связанных с работами по обеспечению их нормальной записи, производится персоналом подразделения, выполняющего функции метрологической службы энергообъекта, а СИ, используемые для расчета с поставщиком или потребителями – совместно с их представителями.

88. Метрологический контроль осуществляется в соответствии с законодательством Республики Казахстан об обеспечении единства измерении.

89. СИ, предназначенные для установления наличия какой-либо физической величины или применяемые для наблюдения за изменением физических величин без оценки их значений в единицах величин с нормированной точностью, могут быть отнесены к разряду индикаторов.

90. Перевод средств измерений в разряд индикаторов производятся по решению руководителю энергообъекта.

91. Вся работа по технике безопасности и охране труда направляется на создание системы организационных мероприятий и технических средств, предназначенных для предотвращения воздействия на работников опасных производственных факторов.

92. На предприятиях разрабатываются и утверждаются инструкции по безопасности труда:

1) на отдельные категории работников (электросварщиков, станочников, слесарей, электромонтеров, лаборантов, уборщиц);

2) на отдельные виды работ (работы на высоте, монтажные, наладочные, ремонтные, проведение испытаний).

93. Каждый работник знакомится и строго выполняет требования безопасности труда, относящиеся к обслуживаемому оборудованию и организации труда на рабочем месте.

94. Обеспечивается соответствие организации работы по технике безопасности на энергопредприятиях отраслевому положению о системе управления безопасностью труда.

95. Общее руководство работой по технике безопасности возлагается на первого руководителя (работодателя) энергообъекта.

Руководители и должностные лица энергообъектов и организаций:

1) обеспечивают безопасные и здоровые условия труда на рабочих местах, в производственных помещениях и на территории энергообъектов и организаций;

2) своевременно организуют обучение, проверку знаний, инструктаж персонала, контроль за соблюдение им требований по технике безопасности.

96. Весь персонал энергообъектов, организаций практически обучается способам оказания первой медицинской и экстремальной реанимационной помощи, а также приемам оказания первой помощи пострадавшим непосредственно на месте происшествия.

97. Каждый цех электростанции, подстанции, участки сети, лаборатории и другие объекты, а также автомашины выездных бригад оснащаются аптечками или сумками первой медицинской помощи с постоянным запасом медикаментов и медицинских средств. Весь персонал энергообъектов обладает сведениями о местонахождении ближайшей аптечки. В каждом подразделении приказом назначается лицо, ответственное за ее содержание.

Персонал обеспечивается спецодеждой, спецобувью и другими средствами индивидуальной защиты в зависимости от характера выполняемых работ и постоянно ими пользуется во время работы.

Параграф 10. Соблюдение экологических требований

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

99. Обеспечивается величина выбросов загрязняющих веществ в атмосферу, не превышающее норм предельно допустимых выбросов (лимитов), сбросов загрязняющих веществ в водные объекты – норм предельно допустимых или временно согласованных сбросов.

Исключается превышение величиной напряженности электрического и магнитного полей предельно допустимых уровней этих факторов, величиной шумового воздействия – норм звуковой мощности оборудования.

100. На каждой тепловой электростанции и отопительной котельной располагается план мероприятий по снижению вредных выбросов в атмосферу при объявлении особо неблагоприятных, метеорологических условий.

101. На каждом энергообъекте разрабатываются мероприятия по предотвращению аварийных и иных залповых выбросов и сбросов загрязняющих веществ в окружающую среду.

102. Энергообъекты, на которых образуются токсичные отходы, обеспечивают их своевременную утилизацию, обезвреживание и захоронение на специализированных полигонах, имеющихся в распоряжении местной или региональной администрации. Отходы на территории энергообъекта не подлежат складированию или захоронению.

103. Эксплуатация энергоустановок с устройствами, не обеспечивающими соблюдение установленных санитарных норм и природоохранных требований, не производится.

104. При эксплуатации основного и вспомогательного оборудования энергоустановок в целях охраны водных объектов от загрязнения руководствуются экологическим законодательством.

105. Установки для очистки и обработки загрязненных сточных вод принимаются в эксплуатацию до начала предпусковой очистки теплоэнергетического оборудования.

106. При эксплуатации газоочистного и пылеулавливающего оборудования электростанций и отопительных котельных руководствуются нормами и требованиями экологического законодательства.

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

108. Для контроля за выбросами загрязняющих веществ в окружающую среду, объемами забираемой и сбрасываемой воды каждый энергообъект оснащается постоянно действующими автоматическими приборами, а при их отсутствии или невозможности применения используются прямые периодические измерения и расчетные методы.

Электрические сети оснащаются приборами измерения напряженности электрического и магнитного полей.

109. Владелец генерирующей установки обеспечивает соответствие генерирующей установки требованиям настоящих Правил.

110. Владелец генерирующей установки обеспечивает проведение испытаний и проверок.

111. При проведении испытаний и проверок владелец генерирующей установки обеспечивает безопасность обслуживающего персонала и безопасность установки.

112. До проведения испытаний и проверок владелец генерирующей установки представляет Системному оператору технические характеристики генерирующих установок.

113. Комплексные испытания и проверки генерирующей установки проводятся по согласованной Системным оператором программе.

114. Системный оператор в течение всего срока эксплуатации генерирующей установки, проводит мониторинг и оценку соответствия генерирующего модуля требованиям, предъявляемым законодательством Республики Казахстан в области электроэнергетики, в том числе путҰм съҰма информации с систем мониторинга переходных режимов (далее – СМПР) установленных на генерирующих установках из возобновляемых источников энергии (далее – ГУВИЭ).

115. Системный оператор при необходимости требует регулярного проведения владельцем генерирующей установки обычных и моделированных испытаний и проверок в течение всего периода эксплуатации генерирующей установки или после каких-либо происшествий, связанных с работой оборудования, его реконструкцией или заменой, которые могут отразиться на соответствии генерирующего модуля требованиям, предъявляемым законодательством Республики Казахстан в области электроэнергетики.

116. Владельцы генерирующих объектов обеспечивают, что их подключение к сети не приведет к искажениям или колебаниям питающего напряжения в сети или в точке подключения более чем допустимо в соответствии с условиями, установленными законодательством Республики Казахстан в области электроэнергетики. Обеспечивается соответствие указанных требований стандартам Международной электротехнической комиссии – "Оценка пределов и ограничений излучения гармонических токов при работе с оборудованием, подключенным к системам энергоснабжения среднего и высокого напряжения" (IEC/TR3 61000-3-6), с учетом внесенных и вносимых поправок и "Оценка пределов и ограничений колебаний напряжения при работе с оборудованием, подключенным к системам энергоснабжения среднего и высокого напряжения" (IEC/TR3 61000-3-7), с учетом внесенных и вносимых поправок".

Глава 3. Территория, производственные здания и сооружения

Сноска. Заголовок главы 3 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 28.09.2020 № 335 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

Параграф 1. Территория

117. Для обеспечения надлежащего эксплуатационного и санитарно-технического состояния территории, зданий и сооружений энергообъекта содержатся в исправном состоянии:

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

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

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

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

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

6) противооползневые, противообвальные, берегоукрепительные, противолавинные и противоселевые сооружения;

7) базисные и рабочие реперы и марки;

8) пьезометры и контрольные скважины для наблюдения за режимом грунтовых вод, комплексы инженерно-технических средств охраны (ограждения, контрольно-пропускные пункты, посты, служебные помещения), системы молниезащиты и заземления.

Систематически проводятся озеленение и благоустройство территории.

118. Скрытые под землей коммуникации водопровода, канализации, теплофикации, а также газопроводы, воздухопроводы, кабели на закрытых территориях обозначаются на поверхности земли указателями.

119. При наличии на территории энергообъекта блуждающих токов обеспечивается электрохимическая защита от коррозии подземных металлических сооружений и коммуникаций.

120. Систематически и во время дождей ведется надзор за состоянием откосов, косогоров, выемок и при необходимости принимаются меры к их укреплению.

121. Весной все водоотводящие сети и устройства осматриваются и подготавливаются к пропуску талых вод, места прохода кабелей, труб, вентиляционных каналов через стены зданий уплотняются, а откачивающие механизмы приводятся в состояние готовности к работе.

122. На электростанциях контроль режима состояния грунтовых вод – уровнем воды в контрольных скважинах (пьезометрах) проводится в первый год эксплуатации – не реже 1 раза в месяц, в последующие годы в зависимости от изменений уровня грунтовых вод, но не реже 1 раза в квартал.

В карстовых зонах контроль режима состояния грунтовых вод организуется по специальным программам в сроки, предусмотренные местной инструкцией. Измерения температуры воды и отбор ее проб на химический анализ из скважин производятся в соответствии с местной инструкцией. Результаты наблюдений заносятся в специальный журнал организации.

На энергообъектах налаживается систематический химико-аналитический контроль качества подземных вод на крупных накопителях отходов по скважинам наблюдательной сети с периодичностью 1 раз в полгода.

123. При обнаружении присадочных и оползневых явлений, пучении грунтов на территории энергообъекта принимаются меры к устранению причин, вызвавших нарушение нормальных грунтовых условий, и ликвидации их последствий.

124. Строительство зданий и сооружений на территории зоны отчуждения осуществляется при наличии проекта. Выполнение всех строительно-монтажных работ в пределах зоны отчуждения допустимо с разрешения технического руководителя энергообъекта. Не производится строительство зданий и сооружений под газоходами, эстакадами.

125. Железнодорожные пути, мосты и сооружения на них, находящиеся в ведении электростанции, содержатся и ремонтируются в соответствии с требованиями законодательства Республики Казахстан о железнодорожном транспорте.

126. Обеспечивается соответствие содержания и ремонта автомобильных дорог, мостов и сооружений на них в соответствии с требованиями законодательства Республики Казахстан об автомобильном транспорте.

127. В сроки, определенные местной инструкцией, и в установленном ею объеме на мостах организуются наблюдения за следующими показателями:

1) осадками и смещениями опор;

2) высотным и плановым положением балок (ферм) пролетного строения;

3) высотным положением проезжей части.

Капитальные мосты 1 раз в 10 лет, а деревянные 1 раз в 5 лет обследуются, а при необходимости испытываются. Не производятся испытания моста без его предварительного обследования. Цельносварные, цельноклепаные, а также усиленные сваркой стальные и сталежелезобетонные пролетные строения осматриваются в зимний период не реже 1 раза в месяц, а при температуре ниже минус 20 ^о С – ежедневно.

128. В период низких температур проезжая часть, а также подходы к мосту очищаются от снега и льда.

Параграф 2. Производственные здания, сооружения и
санитарно-технические устройства

129. Производственные здания и сооружения энергообъекта содержатся в исправном состоянии, обеспечивающем длительное и надежное использование их по назначению, соблюдению требований санитарно-технических норм и безопасности труда персонала.

130. На энергообъектах организуется систематическое наблюдение за зданиями и сооружениями в процессе эксплуатации в объеме, определяемом инструкцией по их содержанию.

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

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

131. При весеннем осмотре уточняются объемы работ по ремонту зданий, сооружений и санитарно-технических систем, предусматриваемому на летний период, и выявляются объемы работ по капитальному ремонту для включения их в план следующего года. При осеннем осмотре проверяется подготовка зданий и сооружений к зиме.

132. На электростанциях организуются наблюдения за осадками фундаментов зданий, сооружений и оборудования в первый год эксплуатации – 3 раза, во второй – 2 раза, в дальнейшем до стабилизации осадок фундаментов – 1 раз в год, после стабилизации осадок (1 мм в год и менее) – не реже 1 раза в 5 лет.

133. Наблюдения за осадками фундаментов, деформациями строительных конструкций, обследования зданий и сооружений, возведенных на подработанных подземными горными выработками территориях, грунтах, подверженных динамическому уплотнению от действующего оборудования, просадочных грунтах, в карстовых зонах, районах многолетней мерзлоты, в районах с сейсмичностью 7 баллов и выше, проводятся по специальным программам в сроки, предусмотренные местной инструкцией, но не реже 1 раза в три года.

134. Дымовые трубы электростанций и газоходы подвергаются наружному осмотру 1 раз в год (весной). Внутреннее обследование дымовых труб производится через 5 лет после их ввода в эксплуатацию, а в дальнейшем по мере необходимости, но не реже 1 раза в 15 лет. Внутреннее обследование труб с кирпичной и монолитной футеровкой может быть заменено тепловизионным с частотой обследований не реже 1 раза в пять лет.

135. При наблюдениях за зданиями, сооружениями и фундаментами оборудования контролируется состояние подвижных опор, температурных швов, сварных, клепаных и болтовых соединений металлоконструкций, стыков и закладных деталей сборных железобетонных конструкций, арматуры и бетона железобетонных конструкций (при появлении коррозии или деформации), подкрановых конструкций и участков, подверженных динамическим и термическим нагрузкам и воздействиям.

136. В помещениях водоподготовительных установок контролируются и поддерживаются в исправном состоянии дренажные каналы, лотки, приямки, стенки солевых ячеек и ячеек мокрого хранения коагулянта, полы в помещениях мерников кислоты и щелочи.

137. При обнаружении в строительных конструкциях трещин, изломов и других внешних признаков повреждений за этими конструкциями устанавливается наблюдение с использованием маяков и с помощью инструментальных измерений. Сведения об обнаруженных дефектах заносятся в журнал технического состояния зданий и сооружений с установлением выявленных дефектов.

138. Не производится пробивка отверстий, устройство проемов в несущих и ограждающих конструкциях, установка, подвеска и крепление к строительным конструкциям технологического оборудования, транспортных средств, трубопроводов и устройств для подъема грузов при монтаже, демонтаже и ремонте оборудования, вырезка связей каркаса без согласования с проектной организацией и лицом, ответственным за эксплуатацию здания (сооружения), а также хранение резервного оборудования и других изделий и материалов в неустановленных местах.

Для каждого участка перекрытий на основе проектных данных определяются предельные нагрузки, которые указаны на табличках, устанавливаемых на видных местах.

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

139. Кровли зданий и сооружений очищаются от мусора, золовых отложений и строительных материалов, система сброса ливневых вод очищаются, ее работоспособность проверяется.

140. Металлические конструкции зданий и сооружений защищаются от коррозии, устанавливается контроль за эффективностью антикоррозионной защиты.

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

141. Строительные конструкции, фундаменты зданий, сооружений и оборудования защищаются от попадания минеральных масел, кислот, щелочей, пара и воды.

142. Техническое состояние систем отопления и вентиляции и режимы их работы обеспечивают нормируемые параметры воздушной среды, надежность работы энергетического оборудования и долговечность ограждающих конструкций. Эксплуатация систем осуществляется в соответствии с производственными инструкциями.

143. Площадки, конструкции и транспортные переходы зданий и сооружений постоянно содержатся в исправном состоянии и чистоте. В помещениях и на оборудовании обеспечивается защита от скопления пыли.

Гидроуборка тракта топливоподачи организуется в соответствии с требованиями настоящих Правил и производственных инструкций.

Глава 4. Гидротехнические сооружения и водное хозяйство электростанций, гидротурбинные установки

Сноска. Заголовок главы 4 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 28.09.2020 № 335 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

Параграф 1. Гидротехнические сооружения и их механическое
оборудование. Гидротехнические сооружения

144. При эксплуатации гидротехнических сооружений обеспечиваются надежность и безопасность их работы, а также бесперебойная и экономичная работа технологического оборудования электростанций. Особое внимание уделяется обеспечению надежности работы противофильтрационных и дренажных устройств.

Обеспечивается удовлетворение гидротехническими сооружениями нормативных (проектных) требований по устойчивости, прочности, долговечности.

Обеспечивается удовлетворение сооружений и конструкций, находящихся под напором воды, а также их основания и примыкания нормативных (проектных) показателей водонепроницаемости и фильтрационной прочности.

Гидротехнические сооружения предохраняются от повреждений, вызываемых неблагоприятными физическими, химическими и биологическими процессами, воздействием нагрузок и воды. Повреждения устраняются своевременно.

Все напорные гидротехнические сооружения, находящиеся в эксплуатации более 25 лет, независимо от их состояния периодически не реже 1 раза в 5 лет подвергаются многофакторному исследованию с оценкой их прочности, устойчивости и эксплуатационной надежности с привлечением специализированных организаций. По результатам исследований принимаются меры, обеспечивающие работоспособность сооружений.

145. В бетонных гидротехнических сооружениях проводится проверка прочности бетона на участках, подверженных воздействию динамических нагрузок, фильтрующейся воды, минеральных масел, регулярному промораживанию и расположенных в зонах переменного уровня. При снижении прочности конструкций сооружений по сравнению с установленным проектом они усиливаются.

146. Грунтовые плотины и дамбы предохраняются от размывов и переливов воды через гребень. Крепления откосов, дренажная и ливнеотводящая сети поддерживаются в исправном состоянии. Грунтовые сооружения, особенно каналы в насыпях и водопроницаемых грунтах, плотины и дамбы предохраняются от повреждений животными.

147. Бермы и кюветы каналов регулярно очищаются от грунта осыпей и выносов, обеспечивается защита от зарастания откосов и гребня земляных сооружений деревьями и кустарниками, если оно не предусмотрено проектом. На подводящих и отводящих каналах в необходимых местах сооружаются лестницы, мостики и ограждения. Обеспечивается надежная работа уплотнений деформационных швов.

148. Размещение грузов и устройство каких-либо сооружений, в том числе причалов, автомобильных и железных дорог, на бермах и откосах каналов, плотин, дамб и у подпорных стенок в пределах расчетной призмы обрушения не допускаются. Опасная зона обрушения отмечается на местности отличительными знаками.

149. На участках откосов грунтовых плотин и дамб при высоком уровне фильтрационных вод в низовом клине во избежание промерзания и разрушения устраиваются дренаж или утепление.

150. Дренажные системы для отвода профильтровавшейся воды содержатся в исправном состоянии. Их снабжение производится с помощью водомерных устройств.

Вода из дренажных систем отводится от сооружений непрерывно. При обнаружении выноса грунта фильтрующейся водой принимаются меры к его прекращению.

151. Грунтовые плотины мерзлого типа, их основания и сопряжения с берегами и встроенными в плотину сооружениями (водосбросы, туннельные водоводы, водоприемники) постоянно поддерживаются в мерзлом состоянии. При наличии специальных установок режимы их работы определяются нормативными документами.

152. Суглинистые ядра и экраны грунтовых плотин предохраняются от морозного пучения и промерзания, а дренажные устройства и переходные фильтры от промерзания.

Обеспечивается соответствие крупнообломочного материала упорных призм, подвергающегося сезонному замораживанию и оттаиванию, нормативным (проектным) требованиям по морозостойкости. Испытания на механическую и сдвиговую прочность данного материала проводятся каждые 10-15 лет эксплуатации.

153. При эксплуатации грунтовых плотин на многолетнемерзлых леденистых основаниях организуются наблюдения за температурным режимом, а также за деформациями, связанными с переходом грунтов в талое состояние.

154. При эксплуатации подземных зданий гидроэлектростанций обеспечивается: постоянная рабочая готовность насосов откачки воды, поступающей в результате фильтрации или из-за непредвиденных прорывов из водопроводящих трактов; исправность вентиляционных установок, аварийного освещения, запасных выходов.

155. Скорость воды в каналах поддерживается в пределах, не допускающих размыва откосов и дна канала, а также отложения наносов; при наличии ледовых образований обеспечивается бесперебойная подача воды.

156. Наполнение и опорожнение водохранилищ, бассейнов, каналов и напорных водоводов, а также изменение уровней воды производятся постепенно, со скоростями, исключающими появление недопустимо больших давлений за облицовкой сооружения, сползание откосов, возникновение вакуума и ударных явлений в водоводах. Допустимые скорости опорожнения и наполнения указываются в инструкции.

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

157. При эксплуатации напорных водоводов:

1) обеспечивается нормальная работа опор, уплотнений деформационных швов и компенсационных устройств;

2) исключается повышенная вибрация оболочки;

3) обеспечивается защита от коррозии и абразивного износа;

4) исключается раскрытие поверхностных трещин в бетоне сталебетонных и сталежелезобетонных водоводов более 0,3 мм;

5) обеспечивается защита здания гидроэлектростанции (далее – ГЭС) от затопления при повреждении (разрыве) водовода.

158. При останове гидроагрегатов в морозный период принимаются меры к предотвращению опасного для эксплуатации образования льда на внутренних стенках водоводов.

159. Аэрационные устройства напорных водоводов надежно утепляются и при необходимости оборудуются системой обогрева. Систематически в сроки, указанные производственной инструкцией, проводится проверка состояния аэрационных устройств.

160. Производство взрывных работ в районе сооружений электростанций производятся при условии обеспечения безопасности сооружений и оборудования.

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

161. Энергообъекты письменно ставят в известность соответствующие территориальные административные органы (акиматы) о недопустимости застройки зоны, затапливаемой при пропуске через сооружения гидроузлов расчетных расходов воды, а также зон затопления водохранилищ многолетнего регулирования.

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

162. На каждой электростанции в местной инструкции излагается план мероприятий при возникновении на гидротехнических сооружениях аварийных ситуаций. В этом плане определяются: действия персонала, способы устранения аварийных ситуаций, запасы материалов, средства связи и оповещения, транспортные средства и пути передвижения.

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

163. Повреждения гидротехнических сооружений, создающие опасность для людей, оборудования и других сооружений, устраняются в ближайшее после их возникновения время.

164. Обеспечивается содержание противоаварийных устройств, водоотливных и спасательных средств в исправном состоянии и в постоянной готовности к действию.

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

166. Участки скальных откосов и бортов каньонов, на которых возможны камнепады, опасные для обслуживающего персонала, сооружений и оборудования электростанций, регулярно обследуются и очищаются от камней.

Камнезащитные сооружения (камнезадерживающие сетки, камнеловки) содержатся в исправном состоянии и своевременно разгружаются от накопившихся камней.

167. Капитальный ремонт гидротехнических сооружений проводится без создания по возможности помех в работе электростанции.

Параграф 2. Надзор за состоянием гидротехнических сооружений

168. Объем наблюдений и состав контрольно-измерительной аппаратуры (далее – КИА), устанавливаемые на гидротехнических сооружениях, определяются проектом.

В период эксплуатации состав КИА и объем наблюдений изменяются в зависимости от состояния гидросооружений и изменения технических требований к контролю (например, изменения класса капитальности, уточнения сейсмичности). Эти изменения согласовываются с проектными или специализированными организациями.

На электростанции обеспечивается наличие ведомости и схемы размещения всей КИА с указанием даты установки каждого прибора и начальных отсчетов. Состояние КИА проверяется в сроки, указанные в инструкции по их содержанию.

Для повышения оперативности и достоверности контроля ответственные напорные гидротехнические сооружения оснащаются автоматизированными системами диагностического контроля (далее – АСДК). Для таких сооружений проекты оснащения их КИА разрабатываются с учетом ее использования в АСДК с привлечением специализированных организаций.

169. В сроки, установленные местной инструкцией, и в предусмотренном ею объеме на всех гидротехнических сооружениях ведутся наблюдения за:

1) осадками и смещениями сооружений и их оснований;

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

3) состоянием напорных водоводов;

4) режимом уровней бьефов гидроузла, фильтрационным режимом в основании и теле грунтовых, бетонных сооружений и береговых примыканий, работой дренажных и противофильтрационных устройств, режимом грунтовых вод в зоне сооружений;

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

6) воздействием льда на сооружения и их обледенением.

При необходимости организуются наблюдения за вибрацией сооружений, сейсмическими нагрузками на них, прочностью и водонепроницаемостью бетона, напряженным состоянием и температурным режимом конструкций, коррозией металла и бетона, состоянием сварных швов металлоконструкций, выделением газа на отдельных участках гидротехнических сооружений и другими факторами.

При существенных изменениях условий эксплуатации гидротехнических сооружений проводятся дополнительные наблюдения по специальным программам.

В производственных инструкциях для каждого напорного гидротехнического сооружения указываются предельно допустимые показатели его состояния, с которыми сравниваются результаты наблюдений по КИА.

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

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

1) напряженным и термонапряженным состоянием плотины и ее основания;

2) разуплотнением скального основания в зоне контакта с подошвой плотины;

3) напряжениями в арматуре;

4) изменением состояния плотины при сейсмических и других динамических воздействиях.

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

1) температурой основания и береговых примыканий плотины;

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

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

171. При эксплуатации подземных зданий электростанций проводится контроль за:

1) напряженным состоянием анкерного и сводового креплений вмещающего массива;

2) деформациями смещения стен и свода камеры;

3) фильтрационным и температурным режимами массива;

4) протечками воды в помещения.

172. На гидротехнических сооружениях первого класса, расположенных в районах с сейсмичностью 7 баллов и выше, и на сооружениях второго класса – в районах с сейсмичностью 8 баллов и выше, проводятся следующие виды специальных наблюдений и испытаний:

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

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

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

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

Для проведения инженерно-сейсмологических наблюдений вблизи гидротехнических сооружений и на берегах водохранилищ по проекту, разработанному специализированной организацией, размещаются автономные регистрирующие сейсмические станции. Для комплексов инженерно-сейсмометрических и инженерно-сейсмологических наблюдений каждого объекта обеспечивается связь с единой службой сейсмологических наблюдений Казахстана.

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

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

173. На головном и станционном узлах гидротехнических сооружений устанавливаются базисные и рабочие реперы. Оси основных гидротехнических сооружений надежно обозначаются на местности знаками с надписями и связаны с базисными реперами. На анкерных опорах напорных водоводов устанавливаются марки, определяющие положение опор в плане и по высоте.

На водонапорных ограждающих плотинах и дамбах, каналах, туннелях, дамбах золошлакоотвалов устанавливаются знаки, отмечающие попикетно длину сооружения, начало, конец и радиусы закруглений, а также места расположения скрытых под землей или под водой устройств.

174. КИА защищаются от повреждений, промерзаний и имеют четкую маркировку. Откачка воды из пьезометров без достаточного обоснования не производится.

Пульты или места измерений по КИА оборудуются с учетом требований техники безопасности, имеют свободные подходы, освещение, а при необходимости и телефонную внутреннюю связь.

175. Ежегодно до наступления весеннего половодья, а в отдельных случаях также и летне-осеннего паводка на электростанциях назначаются паводковые комиссии. Комиссии производят осмотр и проверку подготовки к половодью (паводку) всех гидротехнических сооружений, их механического оборудования, подъемных устройств, руководят пропуском половодья (паводка) и после его прохождения снова осматривают сооружения.

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

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

Параграф 3. Механическое оборудование гидротехнических
сооружений

177. Обеспечивается поддержание механического оборудования гидротехнических сооружений (затворы и защитные заграждения с их механизмами), средств его дистанционного или автоматического управления и сигнализации, а также подъемных и транспортных устройств общего назначения в исправном состоянии и готовности к работе. Непосредственно перед весенним половодьем затворы водосбросных сооружений, используемые при пропуске половодья, освобождаются от наледей и ледяного припая, чтобы обеспечить возможность маневрирования ими.

178. Осмотр бетонного крепления подводных частей сооружений в зонах сбойного течения и водоворотов производится с периодичностью не реже 1 раза в 2 года.

179. Механическое оборудование гидротехнических сооружений периодически осматривается и проверяется в соответствии с утвержденным графиком техническим руководителем организации.

180. Основные затворы оборудуются указателями высоты открытия. Для индивидуальных подъемных механизмов и закладных частей затворов обеспечивается привязка к базисным реперам.

181. При маневрировании обеспечивается беспрепятственное маневрирование затворами, без рывков и вибраций, при правильном положении ходовых и отсутствии деформаций опорных частей.

Обеспечиваются водонепроницаемость затворов, правильная посадка их на порог и плотное прилегание к опорному контуру. Обеспечивается отсутствие перекосов и недопустимых деформаций затворов при работе под напором.

Исключается длительное нахождение затворов в положениях, при которых появляется повышенная вибрация затворов или конструкций гидротехнических сооружений.

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

183. В необходимых случаях обеспечиваются утепление или обогрев пазов, опорных устройств и пролетных строений затворов, сороудерживающих решеток, предназначенных для работы в зимних условиях.

184. Сороудерживающие конструкции (решетки, сетки, запани) регулярно очищаются от сора.

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

185. Механическое оборудование и металлические части гидротехнических сооружений защищаются от коррозии и обрастания дрейсеной.

Глава 5. Водное хозяйство электростанций, гидрологическое и метеорологическое обеспечение

Сноска. Заголовок главы 5 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 28.09.2020 № 335 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

Параграф 1. Управление водным режимом

186. При эксплуатации гидроэлектростанций обеспечивается наиболее полное использование водных ресурсов и установленной мощности гидроагрегатов при оптимальном участии гидроэлектростанции в покрытии графика нагрузки.

Одновременно учитываются потребности неэнергетических отраслей экономики (водного транспорта, орошения, рыбного хозяйства, водоснабжения) и условия охраны природы.

187. Для гидроэлектростанций с водохранилищем комплексного пользования составляется годовой водохозяйственный план, устанавливающий помесячные объемы использования воды различными водопользователями. Водохозяйственный план уточняется на каждый квартал и месяц с учетом прогноза стока воды региональными службами метеорологии.

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

188. Режим сработки водохранилища перед половодьем и его последующего наполнения обеспечивается:

1) наполнением водохранилища в период половодья до нормального подпорного уровня; отклонение от этого правила допустимо при особых требованиях водохозяйственного комплекса и для водохранилищ многолетнего регулирования;

2) благоприятными условиями для сброса через сооружения избытка воды, пропуска наносов, а также льда, если это предусмотрено проектом;

3) необходимыми согласованными условиями для нормального судоходства, рыбного хозяйства, орошения и водоснабжения;

4) наибольшим энергетическим (топливный, мощностной) эффектом в энергосистеме при соблюдении ограничений, согласованных неэнергетическими водопользователями;

5) регулированием сбросных расходов с учетом требований безопасности и надежности работы гидротехнических сооружений и борьбы с наводнениями.

189. Пропуск воды через водосбросные сооружения осуществляется в соответствии с производственной инструкцией. В процессе обеспечивается отсутствие повреждений сооружений, а также размыв дна за ними, который мог бы повлиять на устойчивость сооружений.

190. Изменение расхода воды через водосбросные сооружения производится постепенно во избежание образования в бьефах больших волн. Скорость изменения расхода воды определяется исходя из специфичных условий с учетом требований безопасности населения и хозяйства в нижнем бьефе гидроузла. О намечаемых резких изменениях расхода воды энергопредприятия извещают территориальные органы службы метеорологии и местные исполнительные органы не позднее 3 календарных дней.

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

191. На гидроэлектростанциях, где для пропуска расчетных максимальных расходов воды проектом предусмотрено использование водопропускного сооружения, принадлежащего другому ведомству (например, судоходного шлюза), составляется согласованная с этим ведомством инструкция, определяющая условия и порядок включения в работу этого сооружения.

Параграф 2. Эксплуатация гидросооружений в морозный период

192. До наступления минусовой температуры наружного воздуха и появления льда проверяются и ремонтируются шугосбросы и шугоотстойники, очищаются от сора и топляков водоприемные устройства и водоподводящие каналы, решетки и пазы затворов, а также подготавливаются к работе устройства для обогрева решеток и пазов затворов, проверяются шугосигнализаторы и микротермометры.

193. Вдоль сооружений, не рассчитанных на давление сплошного ледяного поля, создается полынья, поддерживаемая в свободном ото льда состоянии в течение зимы, или применяются другие надежные способы для уменьшения нагрузки ото льда.

194. Для борьбы с шугой в подпорных бьефах и водохранилищах на реках с устойчивым ледяным покровом проводятся мероприятия, способствующие быстрому образованию льда: поддержание постоянного уровня воды на возможно более высоких отметках и постоянного забора воды электростанцией при возможно меньшем расходе через гидроагрегаты и насосы. При необходимости производится полный останов гидроэлектростанции.

195. На реках, где не образуется ледяной покров, шуга пропускается через турбины гидроэлектростанций (за исключением ковшовых), а при невозможности этого – помимо турбин через шугосбросы с минимальной затратой воды. Порядок сброса шуги определяется соответствующей инструкцией утвержденной техническим руководителем организацией. При больших водохранилищах шуга накапливается в верхнем бьефе.

196. Режим работы каналов гидроэлектростанций в период шугохода обеспечивает непрерывное течение воды без образования заторов, перекрывающих полностью живое сечение каналов.

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

При подготовке каналов к эксплуатации в шуготранзитном режиме удаляются устройства, стесняющие течение (решетки, запани).

197. Перед ледоставом и в период ледостава организуются систематические (не реже 1 раза в сутки) измерения температуры воды на участках водозаборов для обнаружения признаков ее переохлаждения. Порядок включения системы обогрева и устройства для очистки решеток ото льда определяется производственной инструкцией.

198. Если принятые меры (обогрев, очистка) не предотвращают забивания решеток шугой и появления опасных перепадов напора на них, производится поочередный останов турбин (или насосов) для очистки решеток. Производится пропуск шуги через гидротурбины с частичным или полным удалением решеток при техническом обосновании в каждом случае.

При этом принимаются меры, обеспечивающие бесперебойную работу системы технического водоснабжения.

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

В период ледохода при угрозе образования заторов льда и опасных для сооружений ударов больших ледяных масс организуются временные посты наблюдений и приняты меры к ликвидации заторов и размельчению ледяных полей путем проведения взрывных и ледокольных работ.

Параграф 3. Эксплуатация водохранилищ

200. На интенсивно заиляемых водохранилищах при пропуске паводков поддерживаются возможные низшие уровни в пределах проектной призмы регулирования, если это не наносит ущерба другим водопотребителям. Наполнение таких водохранилищ осуществляется в возможно более поздний срок на спаде паводка.

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

1) поддерживать такие режимы их работы, которые создают возможность максимального транзита поступающего твердого стока;

2) обеспечивать работу каналов в период поступления в них воды повышенной мутности в близком к постоянному параметру режиме с возможно большим расходом воды;

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

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

203. При попадании в водоприемные сооружения наносов, скопившихся перед порогом водоприемника, необходимо удалить отложения наносов путем их промывки. При невозможности или неэффективности промывки удаление наносов производится с помощью механизмов.

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

204. Наблюдение за состоянием интенсивно заиляемого водохранилища и удаление наносов организуются по эксплуатации заиляемых водохранилищ и с учетом природоохранных требований.

205. Отстойники электростанций постоянно используется для осветления воды. Отключение отстойников или их отдельных камер для ремонта производится в период, когда вода несет незначительное количество наносов и свободна от фракций, опасных в отношении истирания турбин и другого оборудования.

206. Водохранилища обособленного пользования, находящиеся на балансе электростанций, поддерживается в надлежащем техническом и санитарном состоянии силами эксплуатационного персонала электростанций.

На этих водохранилищах проводятся наблюдения за:

1) заилением и зарастанием;

2) переработкой берегов;

3) качеством воды;

4) температурным и ледовым режимами;

5) всплыванием торфа;

6) соблюдением природоохранных требований в пределах водоохранных зон этих водохранилищ.

При необходимости для организации и проведения наблюдения, анализа результатов и разработки природоохранных мероприятий привлекаются специализированные организации.

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

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

Параграф 4. Гидрологическое и метеорологическое обеспечение

208. В задачи гидрологического и метеорологического обеспечения электростанций входит получение:

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

2) данных для регулирования водного стока, пропуска половодий и паводков, организации ирригационных, навигационных и санитарных попусков, обеспечения водоснабжения;

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

209. Электростанции регулярно получают от метеорологических служб следующие данные:

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

2) месячные и годовые водные балансы водохранилищ; метеорологические данные (температура и влажность воздуха, осадки и испарение, сила и направление ветра, образование гололеда, штормовые и грозовые предупреждения);

3) гидрологические и метеорологические прогнозы, необходимые для эксплуатации электростанций.

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

210. Объем, сроки и порядок передачи гидрологических и метеорологических прогнозов и предупреждений об опасных явлениях устанавливаются, исходя из определенных условий, совместно с соответствующими метеорологическими службами.

На электростанции производится регистрация прогнозов и фактических гидрологических и метеорологических явления.

211. На каждой электростанции в сроки, определяемые местной инструкцией, организуются наблюдения за:

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

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

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

4) содержанием наносов в воде и их отложениями в водохранилищах, бьефах, бассейнах, каналах, температурой воды и воздуха;

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

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

213. На всех водохранилищах, осуществляющих регулирование стока воды, организуется ежесуточный учет притока воды к створу гидроузлов по данным территориальных метеорологических служб.

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

215. Отметки нулей водомерных устройств устанавливаются в единой системе отметок и проверяются нивелировкой не реже 1 раза в 5 лет.

Лед вокруг реек и свай скалывается. Автоматические посты в морозный период утепляются.

Параграф 5. Гидротурбинные установки

216. При эксплуатации гидротурбинных установок обеспечивается их бесперебойная работа с максимально возможным для заданной нагрузки и действующего напора коэффициентом полезного действия. Оборудование гидроэлектростанции поддерживается в постоянной готовности к максимальной располагаемой нагрузке и работе в насосном режиме для оборудования гидроаккумулирующих станций.

217. Находящиеся в эксплуатации гидроагрегаты и вспомогательное оборудование полностью автоматизируются. Пуск гидроагрегата в генераторный режим и режим синхронного компенсатора, останов из генераторного режима и режима синхронного компенсатора, перевод из генераторного режима в режим синхронного компенсатора и обратно осуществляются от одного командного импульса.

218. Работа гидроагрегатов проводится при полностью открытых затворах, установленных на турбинных водоводах, значение предельного открытия направляющего аппарата гидротурбины не превышает значения, соответствующего максимально допустимой нагрузке гидроагрегата (генератора-двигателя) при данном напоре и высоте отсасывания.

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

Перепад на сороудерживающих решетках не превышает предельного значения, указанного в производственной инструкции по их эксплуатации.

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

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

220. Гидроагрегаты, работающие в режиме синхронного компенсатора, содержатся в состоянии готовности к немедленному автоматическому переводу в генераторный режим.

При работе гидроагрегата в режиме синхронного компенсатора рабочее колесо турбины освобождается от воды.

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

221. Гидроагрегаты эксплуатируются в режиме автоматического регулирования частоты вращения с заданным статизмом. Перевод регулятора гидротурбин в режим работы на ограничителе открытия или на ручное управление производится с разрешения технического руководителя гидроэлектростанции с уведомлением диспетчера энергосистемы.

222. При эксплуатации автоматического регулирования гидроагрегата обеспечиваются:

1) автоматический или ручной пуск и останов гидроагрегата;

2) устойчивая работа гидроагрегата на всех режимах;

3) участие в регулировании частоты в энергосистеме с уставкой статизма в пределах 4,5-6,0% и мертвой зоны по частоте, задаваемой НДЦ СО Казахстана;

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

5) выполнение гарантий регулирования;

6) автоматическое изменение ограничения максимального открытия направляющего аппарата по мощности при изменении напора;

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

223. Гидроэлектростанции мощностью свыше 30 МВт и с количеством агрегатов более трех оснащаются системами группового регулирования активной мощности (далее – ГРАМ) с возможностью использования их для вторичного автоматического регулирования режима энергосистем по частоте и перетокам мощности (АРЧМ). Отключение системы ГРАМ производится с разрешения НДЦ СО Казахстана в тех случаях, когда групповое регулирование агрегатов невозможно по техническому состоянию или режимным условиям работы оборудования гидроэлектростанции.

224. Условия, разрешающие пуск агрегата, его нормальный и аварийный останов и внеплановое изменение нагрузки, излагаются в соответствующих инструкциях, утвержденных техническим руководителем гидроэлектростанции и находящихся на рабочих местах оперативного персонала.

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

225. Для каждого гидроагрегата определяется и периодически в установленные производственными инструкциями сроки контролируется минимальное время следующих процессов:

1) закрытия направляющего аппарата гидротурбины до зоны демпфирования при сбросе нагрузки;

2) открытия направляющего аппарата гидротурбины при наборе нагрузки с максимальной скоростью;

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

4) закрытия и открытия регулирующей иглы и отклонителей струи ковшовой гидротурбины;

5) закрытия направляющего аппарата при срабатывании золотника аварийного закрытия;

6) закрытия и открытия предтурбинных затворов, а также аварийно-ремонтных затворов на водоприемнике;

7) закрытия холостого выпуска гидротурбины.

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

226. Во время эксплуатации гидроагрегата путем осмотра и систематических измерений с помощью стационарных и переносных приборов организовывается контроль работы оборудования в объеме и с периодичностью, указанными в производственных инструкциях.

227. Не производится длительная работа гидроагрегата при повышенных уровнях вибрации, в зависимости от частоты вращения ротора гидроагрегата и от частоты вибрации, которая не превышает допустимых значений вибрации при длительной работе гидроагрегата, приведенных в приложении 2 к настоящим Правилам.

228. Для каждого гидроагрегата в местной инструкции указываются номинальные и максимально допустимые температуры сегментов подпятника, подшипников и масла в маслованнах. Предупредительная сигнализация включаются при повышении температуры сегмента и масла в маслованне на 5^оС выше номинальной для данного времени года.

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

229. Эксплуатация подпятников вертикальных гидроагрегатов, оснащенных эластичными металлопластиковыми сегментами, осуществляется в соответствии с производственной инструкцией, составленной с учетом документации заводов-изготовителей.

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

231. Капитальный ремонт гидротурбин производится 1 раз в 5-7 лет.

Параграф 6. Техническое водоснабжение

232. При эксплуатации систем технического водоснабжения обеспечиваются:

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

2) предотвращение загрязнений конденсаторов турбин и систем технического водоснабжения;

3) выполнение требований законодательства Республики Казахстан в области охраны окружающей среды.

233. Для предотвращения образования отложений в трубках конденсаторов турбин и других теплообменных аппаратов, коррозии, обрастания систем технического водоснабжения, "цветения" воды или зарастания водохранилищ-охладителей высшей водной растительностью проводятся профилактические мероприятия.

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

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

Уничтожение высшей водной растительности и борьба с "цветением" воды в водохранилищах-охладителях химическим способом производится организациями эксплуатирующей водохранилища-охладители.

234. При накипеобразующей способности охлаждающей воды эксплуатационный персонал энергообъекта:

1) в системе оборотного водоснабжения с градирнями и брызгальными устройствами проводит продувку, подкисление либо фосфатирование воды или применяет комбинированные методы ее обработки – подкисление и фосфатирование, подкисление, фосфатирование и известкование и другие методы в соответствии с последними данными завода-изготовителя;

2) в системе оборотного водоснабжения с водохранилищами-охладителями осуществляет водообмен в период лучшего качества воды в источнике подпитки, при невозможности понижения карбонатной жесткости охлаждающей воды до требуемого значения путем водообмена (а также в системе прямоточного водоснабжения) с вводом первого энергоблока предусматривает установку по кислотным промывкам конденсаторов турбин и по очистке промывочных растворов.

235. При хлорировании охлаждающей воды для предотвращения загрязнения теплообменников органическими отложениями обеспечивается значение содержания активного хлора в воде на выходе из конденсатора в пределах 0,4–0,5 мг/дм³.

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

236. При обрастании систем технического водоснабжения (поверхностей грубых решеток, конструктивных элементов водоочистных сеток, водоприемных и всасывающих камер и напорных водоводов) моллюском, дрейсеной или другими биоорганизмами применяются необрастающие покрытия, проводятся промывки трактов горячей водой, хлорирование охлаждающей воды, поступающей на вспомогательное оборудование, с поддержанием дозы активного хлора 1,5-2,5 мг/дм³ в течение 4-5 суток 1 раз в 1,5 месяца.

237. Эксплуатация гидротехнических сооружений системы технического водоснабжения, а также контроль их технического состояния осуществляются в соответствии с требованиями главы 4 настоящих Правил.

238. Работа оборудования и гидроохладителей системы технического водоснабжения обеспечивает выполнение требований пункта 232 настоящих Правил по эксплуатации конденсационной установки.

Одновременно учитываются потребности неэнергетических отраслей производства (водного транспорта, орошения, рыбного хозяйства, водоснабжения) и условия охраны природы.

239. При прямоточном, комбинированном и оборотном водоснабжении с водохранилищами-охладителями осуществляется рециркуляция теплой воды для борьбы с шугой и обогрева решеток водоприемника. Рециркуляция предотвращает появление шуги на водозаборе момент ее включения определяется производственной инструкцией.

240. Поддерживается периодичность удаления воздуха из циркуляционных трактов такой, чтобы высота сифона в них не уменьшалась более чем на 0,3 м по сравнению с проектным значением.

241. Отклонение напора циркуляционного насоса из-за загрязнения систем не превышает 1,5 м по сравнению с проектным значением, ухудшение коэффициента полезного действия насосов из-за увеличения зазоров между лопастями рабочего колеса и корпусом насоса и неидентичности положения лопастей рабочего колеса не превышает 3 %.

242. При эксплуатации охладителей циркуляционной воды обеспечиваются оптимальный режим работы из условий достижения наивыгоднейшего (экономического) вакуума паротурбинных установок и охлаждающая эффективность согласно нормативным характеристикам.

243. Оптимальные режимы работы гидроохладителей, водозаборных и сбросных сооружений выбираются в соответствии с режимными картами, разработанными для конкретных метеорологических условий и конденсационных нагрузок электростанций.

При увеличении среднесуточной температуры охлаждающей воды после охладителя более чем на 1^оС по сравнению с требуемой по нормативной характеристике принимаются меры к выяснению и устранению причин недоохлаждения.

244. При появлении высшей водной растительности в зоне транзитного потока и водоворотных зонах водохранилищ-охладителей она уничтожается биологическим либо механическим методом.

245. Осмотр основных конструкций градирен (элементов башни, противооблединительного тамбура, водоуловителя, оросителя, водораспределительного устройства и вентиляционного оборудования) и брызгальных устройств проводится ежегодно в весенний и осенний периоды. Обнаруженные дефекты (проемы в обшивке башни, оросителе, неудовлетворительное состояние фиксаторов положения поворотных щитов тамбура, разбрызгивающих устройств водораспределения) устраняются. Поворотные щиты тамбура при положительных температурах воздуха устанавливаются и фиксируются в горизонтальном положении.

Антикоррозионное покрытие металлических конструкций, а также разрушенный защитный слой железобетонных элементов восстанавливаются по мере необходимости. Водосборные бассейны, а также асбестоцементные листы обшивок башен градирен обеспечивают надежной гидроизоляцией.

246. Водораспределительные системы градирен и брызгальных бассейнов промываются не реже 2 раз в год – весной и осенью. Засорившиеся сопла своевременно очищаются, а вышедшие из строя – заменяются. Водосборные бассейны градирен очищаются не реже 1 раза в 2 года от ила и мусора.

247. При ремонте деревянных конструкций градирен работа ведется при условии их антисептирования, а крепежных деталей – оцинкования.

248. Конструкции оросителей градирен очищаются от минеральных и органических отложений.

249. Решетки и сетки градирен и брызгальных устройств осматриваются 1 раз в смену и при необходимости очищаются, чтобы не допускать перепада воды на них более 0,1 м.

250. При увлажнении и обледенении прилегающей территорий зданий при эксплуатации градирен в зимний период градирни оборудуются водоулавливающими устройствами.

251. При наличии в системе технического водоснабжения нескольких параллельно работающих градирен и уменьшении зимой общего расхода охлаждающей воды часть градирен консервируется с выполнением противопожарных и других необходимых мероприятий. Во избежание обледенения оросителя плотность орошения в работающих градирнях не достигает значений ниже 6 м³/ч на 1 м ² площади орошения, а температура воды на выходе из градирни – не ниже 10^о С.

252. Во избежание обледенения расположенного вблизи оборудования, конструктивных элементов и территории зимой брызгальные устройства эксплуатируются с пониженным напором. При уменьшении расхода воды заглушаются периферийные сопла и отключаются крайние распределительные трубопроводы.

Понижение напора у разбрызгивающих сопл обеспечивается путем уменьшения общего расхода охлаждаемой воды на максимальное количество работающих секций, а также отвода части нагретой воды без ее охлаждения через холостые сбросы непосредственно в водосборный бассейн. Температура воды на выходе из брызгального устройства не достигает значений ниже 10^оС.

253. При кратковременном отключении градирни или брызгального устройства в зимний период обеспечивается циркуляция теплой воды в бассейне для предотвращения образования в нем льда.

254. При временном выводе из эксплуатации градирен с элементами конструкций из дерева, полиэтилена и других горючих материалов окна для прохода воздуха в них держаться в закрытом состоянии, а за градирнями установлен противопожарный надзор.

255. Детальное обследование металлических каркасов вытяжных башен обшивных градирен проводится не реже 1 раза в 10 лет, железобетонных оболочек – не реже 1 раза в 5 лет.

Глава 6. Тепломеханическое оборудование электростанций и тепловых сетей

Сноска. Заголовок главы 6 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 28.09.2020 № 335 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

Параграф 1. Топливно-транспортное хозяйство

256. При эксплуатации топливно-транспортного хозяйства обеспечиваются:

1) бесперебойная работа железнодорожного транспорта энергообъекта и механизированная разгрузка железнодорожных вагонов, цистерн, судов и других транспортных средств в установленные сроки;

2) приемка топлива от поставщиков и контроль его количества и качества;

3) механизированное складирование и хранение установленного запаса топлива при минимальных потерях;

4) своевременная, бесперебойная подготовка и подача топлива в котельную или центральное пылеприготовительное отделение;

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

257. Качество поставляемого на электростанции топлива соответствует техническим условиям.

258. Строгий учет всего топлива при поступлении на энергообъект, расходовании на технологические нужды, а также хранение на складах организуются в соответствии с законодательством по энергосбережению и энергоэффективности.

259. СИ, используемые для учета топлива (весы, лабораторные приборы и другие измерительные устройства), подлежащие государственному контролю и надзору, поверяются в сроки, установленные пунктом 78 настоящих Правил.

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

Параграф 2. Твердое топливо

260. Эксплуатация хозяйств, твердого топлива организуется в соответствии с производственной инструкцией по эксплуатации топливоподач.

261. Для облегчения выгрузки топлива, особенно смерзшегося, и очистки железнодорожных вагонов энергопредприятиям обеспечивается наличие специальных размораживающих устройств, механических рыхлители, вагонных вибраторов и прочих механизмов. Процессы дробления крупных кусков и смерзшихся глыб топлива, а также закрытия люков полувагонов механизируются с использованием дробильно-фрезерных машин, дискозубчатых дробилок, люкоподъемников и других механизмов.

262. При эксплуатации вагоноопрокидывателей, размораживающих устройств, рыхлительных установок и других устройств обеспечивается их надежная работа с соблюдением требований о сохранности железнодорожных вагонов. Размораживающие устройства эксплуатируются в соответствии с режимной картой.

263. Хранение топлива на складе организуется в соответствии с требованиями настоящих Правил.

264. Механизмы и оборудование топливных складов содержатся в рабочем состоянии, обеспечивающем их техническую производительность.

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

266. Резервные механизмы и оборудование (вагоноопрокидыватели, нитки системы конвейеров, дробилки) работают поочередно в соответствии с графиком, утвержденным техническим руководителем.

Рабочая нитка системы топливоподачи эксплуатируется при проектной производительности и составляет не менее 110 % от максимального потребления угля котлоагрегатами.

267. Механизмы топливоподачи управляются автоматически, либо дистанционно с центрального щита управления системы топливоподачи.

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

268. Работа оборудования и устройств топливоподачи при отсутствии или неисправном состоянии предупредительной сигнализации, необходимых ограждающих и тормозных устройств не производится.

269. В галереях и эстакадах ленточных конвейеров, узлах пересыпки основного тракта и тракта подачи топлива со склада и в подземной части разгрузочных устройств температура воздуха в холодное время года поддерживается не ниже 10^оС, a в помещении дробильных устройств – не ниже 15^оС.

Температура воздуха в надземных частях разгрузочных устройств (за исключением здания вагоноопрокидывателя и других устройств с непрерывным движением вагонов) поддерживается не ниже 5^оС.

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

270. Все виды угля и сланца подвергаются дроблению на куски размером до 25 мм. При этом остаток на сите 25 мм не превышает 5 %. Проектом могут быть предусмотрены другие показатели крупности дробления. Для обеспечения требуемого качества дробления зазоры между валками валковых дробилок, между молотками и отбойной плитой, колосниками и брусом молотковых дробилок периодически в соответствии с производственной инструкцией контролируются и регулируются.

271. Перед подачей топлива в дробилки и мельницы осуществляется механизированное удаление из него металла, щепы и других посторонних предметов. На работающем конвейере металлоуловители и щепоуловители постоянно включаются и сблокируются с ним.

Эксплуатация тракта топливоподачи при неработающей системе металлоулавливания на энергообъектах, имеющих системы пылеприготовления с мелющими вентиляторами, среднеходными и молотковыми мельницами, не производится.

Система механизированного удаления уловленных посторонних предметов постоянно эксплуатируется.

272. При эксплуатации тракта топливоподачи обеспечивается равномерный по ширине поток топлива, поступающего на конвейеры, грохоты, дробилки, щепо- и корнеуловители, принимаются меры, исключающие замазывание влажным топливом грохотов, дробилок (обогрев, вибрирование, отсев мелочи).

273. Устройства, устраняющие зависание топлива в бункерах и течках (устройства обогрева стенок, пневмо- и парообрушители, вибраторы), постоянно эксплуатируются или содержатся в состоянии готовности к действию.

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

275. Отбор и обработка проб топлива, поступающего в котельную, осуществляются с применением автоматических пробоотборников и проборазделочных машин.

Испытания установок по отбору и обработке проб топлива проводятся в каждом случае при внесении принципиальных изменений в конструкцию оборудования.

Не реже 1 раза в год проверяется масса высекаемых порций угля.

276. На конструкциях здания внутри помещения и на оборудовании системы топливоподачи обеспечиваются меры, для исключения скопления пыли. Механизмы топливоподачи уплотняются и оборудуются устройствами, обеспечивающими чистоту воздуха в помещении. Запыленность и при необходимости загазованность воздуха (содержание СО) в помещениях системы топливоподачи контролируется по графику, утвержденному техническим руководителем.

При работе аспирационных устройств обеспечивается очистка удаляемого воздуха от пыли в соответствии с нормами очистки.

Уборка помещений и оборудования производится по утвержденному графику. Процесс уборки механизируется (смывом водой или пылесосом).

Гидроуборка при температуре в помещениях ниже 5^оС, а также при нарушенной герметической заделке облицовки и швов внутренних помещений не производится.

277. При соединении и ремонте конвейерных лент применение металлических деталей не производится.

278. Обеспечивается соответствия всего электрического оборудования, устанавливаемого по тракту топливоподачи, включая электродвигатели, требованиям проведения гидроуборки и с наличием пылевлагозащитного исполнения.

Параграф 3. Жидкое топливо

279. Эксплуатация хозяйства жидкого топлива организуется в соответствии с требованиями нормативно-технических документов по использованию жидкого топлива.

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

280. Мазут из сливных лотков после окончания слива цистерн полностью спускается, и лотки в местах, где отсутствуют перекрытия, закрыть крышками (решетками). Лотки, гидрозатворы, шандоры и фильтры, установленные перед приемными емкостями, очищаются по мере необходимости.

281. На мазутном хозяйстве обеспечивается соответствие значение параметров пара проектным.

282. При сливе мазута "открытым паром" общий расход пара из разогревающих устройств на цистерну вместимостью 50-60 м³ не превышает 900 кг/ч.

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

Температура мазута в приемных емкостях и резервуарах не превышает 90 ^оС.

284. Тепловая изоляция оборудования (резервуаров, трубопроводов и другого оборудования) содержится в исправном состоянии.

285. Внутренний осмотр резервуаров и приемных емкостей с устранением замеченных недостатков проводится по графику не реже 1 раза в 5 лет. При необходимости они очищаются от донных отложений.

286. На все приемные емкости и резервуары для хранения жидкого топлива составляются градуировочные таблицы, которые утверждаются техническим руководителем энергообъекта.

287. По утвержденному графику проводятся: наружный осмотр мазутопроводов и арматуры – не реже 1 раза в год, а в пределах котельного отделения – 1 раз в квартал и выборочная ревизия арматуры – не реже 1 раза в 4 года.

288. Вязкость мазута, подаваемого в котельную, не превышает: для механических и паромеханических форсунок 2,5 ВУ (16 мм² /с), для паровых и ротационных форсунок 6 ВУ (44 мм ²/с).

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

Обжиг фильтрующей сетки при очистке не производится. Мазутоподогреватели очищаются при снижении их тепловой мощности на 30% номинальной.

290. Резервные насосы, подогреватели и фильтры содержатся в исправном состоянии и в постоянной готовности к пуску.

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

291. При выводе в ремонт топливопроводов или оборудования они надежно отключаются от работающего оборудования, дренируются и при необходимости производства внутренних работ пропариваются.

На отключенных участках топливопроводов паровые или другие спутники отключаются.

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

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

294. Прием, хранение и подготовка к сжиганию других видов жидкого топлива осуществляются в соответствии с местными инструкциями.

Параграф 4. Особенности приема, хранения и подготовки к
сжиганию жидкого топлива газотурбинных установок

295. При сливе, хранении и подаче на сжигание жидкого топлива не допускается его обводнение. При необходимости пропарки цистерн после слива, обводненные продукты пропарки подаются в специальные емкости мазутосклада.

296. Слив топлива организуется закрытым способом. Сливные устройства, их антикоррозионные покрытия, паровые спутники и арматура содержатся в исправном состоянии, чтобы не допускать загрязнения топлива и его застывания.

Минимальная и максимальная температура жидкого топлива в резервуарах указывается в местных инструкциях.

297. Топливо из резервуаров для подачи в газотурбинных установках (далее – ГТУ) отбирается плавающим заборным устройством с верхних слоев.

298. 266. Пробы топлива из придонных слоев резервуаров отбираются при инвентаризации и перед включением резервуара в работу. При обнаружении обводненности в придонном слое более 0,5 % принимаются меры к предотвращению попадания обводненного топлива на сжигание. При высоте обводненного слоя выше уровня "мертвого" остатка увлажненный слой сдренируется в специальные емкости мазутосклада.

299. Внутренний осмотр резервуаров с циркуляционным способом разогрева производится не реже 1 раза в 5 лет, резервуаров с паровым обогревом – ежегодно с обязательными гидравлическими испытаниями плотности внутрирезервуарных подогревателей и устранением повреждений антикоррозийного покрытия. Резервуары по мере необходимости очищаются от донных отложений.

300. После монтажа или ремонта трубопроводы жидкого топлива продуваются паром или сжатым воздухом и подвергаются химической промывке и пассивации с последующей промывкой газотурбинным топливом в количестве, соответствующем трехкратной вместимости системы.

301. Вязкость подаваемого на ГТУ топлива превышает: при применении механических форсунок – 2 ВУ (12 мм²/с), при использовании воздушных (паровых) форсунок – 3^оВУ (20 мм ²/с).

302. Жидкое топливо очищаются от механических примесей в соответствии с требованиями заводов-изготовителей ГТУ.

В производственных инструкциях указывается допустимое значение перепада давления на входе в фильтры и выходе из них, при котором они выводятся на очистку.

303. Периодичность контроля качества топлива и присадки при хранении и подаче топлива на сжигание, места отбора проб и определяемые показатели качества устанавливаются производственной инструкцией.

304. При сжигании в ГТУ жидких топлив, содержащих коррозионно-агрессивные элементы (ванадий, щелочные металлы), топливо обрабатывается на электростанции в соответствии с инструкциями (промывка от солей натрия и калия или добавление антикоррозионной присадки).

Параграф 5. Газообразное топливо

305. При эксплуатации газового хозяйства обеспечиваются:

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

2) контроль количества и качества поступающего газа;

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

4) своевременное и качественное техническое обслуживание и ремонт оборудования;

5) надзор за техническим состоянием оборудования и его безопасной эксплуатацией.

306. Эксплуатация газового хозяйства энергообъектов организуется в соответствии со статьей 19 Закона Республики Казахстан "О газе и газоснабжении" от 9 января 2012 года.

307. На каждый газопровод и оборудование газораспределительного пункта (далее – ГРП) составляются паспорта, содержащие основные данные, характеризующие газопровод, помещение ГРП, оборудование и контрольно-измерительные приборы, а также сведения о выполняемом ремонте.

308. На энергообъекте составляется и утверждается техническим руководителем энергообъекта перечень газоопасных работ и инструкция, определяющая порядок подготовки и безопасность их проведения применительно к конкретным производственным условиям. Газоопасные работы выполняются по наряду. Лица, выдающие наряды на газоопасные работы, назначаются приказом по энергообъекту. Перечень газоопасных работ не реже 1 раза в год пересматривается и переутверждается.

Особо опасные работы (ввод в эксплуатацию, пуск газа, присоединение газопроводов, ремонт газопроводов и оборудования "под газом", работы в ГРП с применением сварки и газовой резки) проводятся по наряду и специальному плану, утвержденному техническим руководителем энергообъекта.

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

309. Обеспечивается избегания колебания давления газа на выходе из ГРП, превышающие 10 % рабочего. Неисправности регуляторов, вызывающие повышение или понижение рабочего давления, неполадки в работе предохранительных клапанов, а также утечки газа, устраняются в аварийном порядке.

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

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

312. Газопроводы при заполнении газом продуваются до вытеснения всего воздуха. Окончание продувки определяется анализом отбираемых проб, при этом содержание кислорода в газе не превышает 1%, или сгоранием газа, которое должно происходить спокойно, без хлопков.

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

Газопроводы при освобождении от газа продуваются воздухом или инертным газом до полного вытеснения газа. Окончание продувки определяется анализом. Остаточная, объемная доля газа в продувочном воздухе не превышает 20 % нижнего предела воспламенения газа.

313. По утвержденному графику проводится обход трассы подземных газопроводов, находящихся на территории электростанции. При этом проверяются на загазованность колодцы газопровода, а также расположенные на расстоянии 15 м в обе стороны от газопровода другие колодцы (телефонные, водопроводные, теплофикационные, канализационные), коллекторы, подвалы зданий и другие помещения, в которых возможно скопление газа.

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

314. Наличие газа в подвалах, коллекторах, шахтах, колодцах и других подземных сооружениях проверяется газоанализатором во взрывозащищенном исполнении.

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

При отборе проб воздуха из коллекторов, шахт, колодцев и других подземных сооружений спуски в них персоналом не производятся.

При нахождении в подвале, а также у колодцев, шахт, коллекторов и других подземных сооружений персонал не курит и не пользуется открытым огнем.

315. При обнаружении загазованности на трассе принимаются меры к дополнительной проверке газоанализатором и проветриванию загазованных подвалов, первых этажей зданий, колодцев камер, находящихся в радиусе 50 м от обнаруженного места утечки. При обнаружении загазованности подвалов дополнительно необходимо предупредить людей, находящихся в здании, о недопустимости курения, пользования открытым огнем и электроприборами.

Одновременно принимаются неотложные меры к выявлению и устранению утечек газа.

316. Проверка плотности соединений газопроводов, отыскание мест утечек газа на газопроводах, в колодцах и помещениях выполняются с использованием мыльной эмульсии. Для обнаружения утечек газа не применяется огонь. Все обнаруженные на действующих газопроводах неплотности и неисправности немедленно устранятся.

317. Сброс удаленной из газопровода жидкости в канализацию не допускается.

318. Подача и сжигание на энергообъектах доменного и коксового газов организуются в соответствии с требованиями безопасности.

319. Особенности эксплуатации при подаче и сжигании газогенераторного и сбросно-технологического влажного и сернистого (содержащего меркаптаны или сероводород) природного газа определяются проектом и производственной инструкцией.

Параграф 6. Пылеприготовление

320. При эксплуатации пылеприготовительных установок обеспечивается бесперебойная подача к горелкам котла угольной пыли требуемой тонкости и влажности в количестве, соответствующем нагрузке котла.

Все исправные системы пылеприготовления с прямым вдуванием при нагрузке котла 100-60 % номинальной нагрузки используются в работе. Режим работы систем пылеприготовления организуется в соответствии с режимной картой, разработанной на основе заводских характеристик и испытаний пылеприготовительного и топочного оборудования.

321. Тепловая изоляция трубопроводов и оборудования поддерживается в исправном состоянии.

322. Перед пуском вновь смонтированной или реконструированной пылеприготовительной установки, а также после ремонта или длительного нахождения в резерве (более 3 суток) все ее оборудование осматривается, проверяется на исправность контрольно-измерительных приборов (далее – КИП), устройств дистанционного управления, защиты, сигнализации, блокировок и автоматики.

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

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

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

Контрольный внутренний осмотр установки с составлением акта проводится не позднее, чем через 2000 часов работы системы пылеприготовления специальной комиссией, назначаемой руководителем энергообъекта.

324. Для предупреждения конденсации влаги и налипания пыли на элементах оборудования перед пуском обеспечивается прогрев систем пылеприготовления, режим которого устанавливается производственной инструкцией.

325. На пылеприготовительных установках включаются и находятся в исправном состоянии измерительные приборы, регуляторы, устройства сигнализации, защиты и блокировок.

Для измерения температуры в системах контроля, автоматики, защиты и сигнализации, используются малоинерционные приборы или приборы средней инерционности с временем запаздывания не более 20 секунд.

326. При эксплуатации пылеприготовительных установок организуется контроль за следующими процессами и показателями работы оборудования:

1) бесперебойным поступлением топлива в мельницы;

2) уровнями в бункерах сырого угля и пыли для предотвращения снижения или увеличения уровня по сравнению с предельными значениями, указанными в производственной инструкции;

3) температурой сушильного агента и пылегазовоздушной смеси на выходе из подсушивающих и размольных установок для предотвращения ее повышения сверх значений, указанных в приложении 3 к настоящим Правилам;

4) уровнем вибрации блоков подшипников;

5) температурой масла в блоке подшипников;

6) температурой пыли в бункере для предотвращения во всех режимах работы установки повышения ее сверх значений, указанных в приложении 3 к настоящим Правилам для температур пылевоздушной смеси;

7) исправностью предохранительных клапанов;

8) состоянием изоляции и плотностью всех элементов установки (выбивание пыли немедленно устраняется);

9) током электродвигателей оборудования пылеприготовительной установки;

10) давлением сушильного агента перед подсушивающим устройством или мельницей, за мельничным вентилятором и мельницей-вентилятором (или до них);

11) сопротивлением пылевоздушного тракта шаровых барабанных и среднеходных мельниц.

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

328. Контроль тонкости помола пыли при эксплуатации пылеприготовительных установок с пылевым бункером осуществляется по пробам пыли из-под циклона с частотой отбора, устанавливаемой производственной инструкцией.

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

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

Присосы воздуха в системы пылеприготовления не превышают значений, приведенных в приложении 4 к настоящим Правилам и выраженных в процентах от расхода сухого сушильного агента на входе в установку без учета испаренной влаги топлива.

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

330. В разомкнутых пылеприготовительных (сушильных) установках по графику, утвержденному техническим руководителем энергообъекта, контролируется состояние устройств для очистки отработавшего сушильного вентилирующего агента, аэродинамические сопротивления циклонов, фильтров, скрубберов.

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

331. Для предупреждения слеживания пыли в бункерах она периодически срабатывается до минимального уровня. Периодичность срабатывания устанавливается соответствующей инструкцией. В зависимости от способности пыли к слеживанию и самовозгоранию устанавливается предельный срок сохранения в бункерах.

При каждом останове систем пылеприготовления на срок, превышающий предельный срок хранения пыли в бункерах, при переходе электростанции на длительное сжигание газа или мазута, а также перед капитальным ремонтом котла пыль полностью вырабатывается в топку работающего котла, бункера осмотрены и очищены. Подача пыли в топку неработающего котла не производится. Шнеки и другие устройства для транспортирования пыли перед остановом освобождаются от находящейся в них пыли путем спуска ее в бункера.

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

При переходе на длительное сжигание газа и мазута бункера котла полностью опорожняются.

333. Для поддержания установленной шаровой загрузки барабанных мельниц в них организуется регулярная добавка шаров диаметром 40 мм, прошедших термическую обработку, с твердостью не ниже 400 НВ (твердость по Бринеллю).

Периодичность добавки шаров выбирается так, чтобы фактическая шаровая загрузка снижалась не более чем на 5% оптимальной.

Во время ремонта при сортировке шары диаметром менее 15 мм удаляются.

334. Систематически по графику осматриваются изнашивающиеся элементы пылеприготовительных установок (била, билодержатели, броня, рабочие колеса, валки, уплотнения) и при необходимости заменяются или ремонтируются.

Также поддерживаются в исправности защитные устройства, устанавливаемые на быстроизнашивающихся участках (коленах пылепроводов, течках сепараторов).

335. Сварочные работы в помещениях пылеприготовительных установок производятся на тяжелых и громоздких деталях неработающих установок после освобождения их от пыли при соблюдении мер пожарной безопасности при проведении огневых работ на энергетических объектах.

336. В помещениях пылеприготовительных установок соблюдается чистота, регулярно производится тщательная уборка, удаление пыли со стен, подоконников, перекрытий, лестниц, поверхностей оборудования и с других мест отложения пыли. При обнаружении пылении принимаются меры к их немедленному устранению. Особое внимание обращается на предотвращение накапливания пыли на горячих поверхностях оборудования. Уборка помещений механизируется, без взвихривания пыли. При необходимости ручной уборки пыли ее разрешается выполнять лишь после предварительного увлажнения пыли водой путем разбрызгивания. Графики и объем работ по уборке устанавливается производственной инструкцией.

Не производится сметание или тушение тлеющего очага в помещении или внутри оборудования струей воды, огнетушителем либо другим способом, могущим вызвать взвихривание пыли.

Параграф 7. Паровые и водогрейные котельные установки

337. При эксплуатации паровых и водогрейных котлов обеспечиваются:

1) надежность и безопасность работы всего основного и вспомогательного оборудования;

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

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

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

5) минимально допустимые нагрузки;

6) допустимые выбросы вредных веществ в атмосферу.

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

Непосредственно после химической очистки и щелочения принимаются меры к защите очищенных поверхностей от стояночной коррозии.

339. Перед пуском котла из ремонта или длительного нахождения в резерве (более 3 суток) проверяются исправность и готовность к включению вспомогательного оборудования КИП, средств дистанционного управления арматурой и механизмами, авторегуляторов, устройств защиты, блокировок и средств оперативной связи. Выявленные неисправности устраняются.

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

340. Пуск котла организуется под руководством начальника смены или старшего машиниста, а после капитального или среднего ремонта – под руководством начальника цеха или его заместителя.

341. Перед растопкой барабанный котел заполняется деаэрированной питательной водой.

Прямоточный котел заполняется питательной водой, для которой обеспечивается соответствие качества инструкции по эксплуатации в зависимости от схемы обработки питательной воды.

342. Заполнение неостывшего барабанного котла производится при температуре металла верха опорожненного барабана не выше 160 ^оС.

Если температура металла верха барабана превышает 140^о С, заполнение его водой для гидроопрессовки не производится.

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

Растопочный расход воды равен 30 % от номинальной величины.

Другое значение растопочного расхода определяется инструкцией завода-изготовителя или инструкцией по эксплуатации, скорректированной на основе результатов испытаний.

344. Расход сетевой воды перед растопкой водогрейного котла устанавливается и поддерживается в дальнейшей работе не ниже минимально допустимого, определяемого заводом-изготовителем для каждого типа котла.

345. При растопке прямоточных котлов блочных установок давление перед встроенными в тракт котла задвижками поддерживается на уровне 120-130 кгс/см² (12-13 МПа) для котлов с рабочим 140 кгс/см² (13,8 МПа) и 240-250 кгс/см² (24-25 МПа) для котлов на сверхкритическое давление. Изменение этих значений или растопка на скользящем давлении допускается по согласованию с заводом-изготовителем на основе специальных испытаний.

346. Перед растопкой и после останова котла топка и газоходы, включая рециркуляционные, вентилируется дымососами, дутьевыми вентиляторами и дымососами рециркуляции при открытых шиберах газовоздушного тракта не менее 10 минут с расходом воздуха не менее 25 % номинального.

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

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

347. Перед растопкой котла на газе проводится контрольная опрессовка газопроводов котла воздухом и проверяется герметичность закрытия запорной арматуры перед горелками газом в соответствии с действующей инструкцией по эксплуатации газового хозяйства энергетических объектов, работающих на природном газе.

348. При растопке котлов включаются дымосос и дутьевой вентилятор, а котлов, работа которых рассчитана без дымососов, – дутьевой вентилятор.

349. С момента начала растопки котла организуется контроль уровня воды в барабане.

Продувка верхних водоуказательных приборов выполняется:

1) для котлов давлением 40 кгс/см² (3,9 МПа) и ниже при избыточном давлении в котле около 1 кгс/см² (0,1 МПа) и перед включением в главный паропровод;

2) для котлов давлением более 40 кгс/см² (3,9 МПа) – при избыточном давлении в котле 3 кгс/см² (0,3 МПа) и при давлении 15-30 кгс/см² (1,5-3 МПа).

Сниженные указатели уровня воды сверяются с водоуказательными приборами в процессе растопки (с учетом поправок).

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

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

352. Если до пуска котла на нем проводились работы, связанные с разборкой фланцевых соединений и лючков, то при избыточном давлении 3-5 кгс/см² (0,3-0,5 МПа) болтовые соединения подтягиваются. Подтяжка болтовых соединений при большем давлении не производится.

353. При растопках и остановах котлов организуется контроль за температурным режимом барабана. Скорость прогрева и охлаждения нижней образующей барабана и перепад температур между верхней и нижней образующими барабана не превышает допустимых значений температурных режимов барабана котла, приведенных в приложении 5 к настоящим Правилам.

354. Включение котла в общий паропровод производится после дренирования и прогрева соединительного паропровода. Исключается равенство давления пара за котлом при включении давлению в общем паропроводе.

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

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

356. Обеспечивается строгое соответствие режима работы котла режимной карте, составленной на основе испытания оборудования и инструкции по эксплуатации. При реконструкции котла и изменении марки и качества топлива режимная карта корректируется.

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

358. При работе котла верхний предельный уровень воды в барабане не превышает, а нижний предельный уровень не достигает значений ниже уровней, устанавливаемых на основе данных завода-изготовителя и испытаний оборудования.

359. Поверхности нагрева котельных установок с газовой стороны содержатся в чистом состоянии путем поддержания оптимальных режимов и применения механизированных систем комплексной очистки (паровые, воздушные или водяные аппараты, устройства импульсной очистки, виброочистки, дробеочистки). Обеспечивается постоянная готовность к действию предназначенных для этого устройств, а также средств дистанционного и автоматического управления ими.

Периодичность очистки поверхностей нагрева регламентируется графиком или производственной инструкцией.

360. При эксплуатации котлов включаются все работающие тягодутьевые машины. Длительная работа при отключении части тягодутьевых машин производится при условии обеспечения равномерного газовоздушного и теплового режима по сторонам котла. При этом обеспечивается равномерность распределения воздуха между горелками и исключен переток воздуха (газа) через остановленный вентилятор (дымосос).

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

362. Мазутные форсунки перед установкой на место испытываются на водяном стенде в целях проверки их производительности, качества распыливания и угла раскрытия факела. Разница в номинальной производительности отдельных форсунок в комплекте, устанавливаемом на мазутный котел, не превышает 1,5 %. Каждый котел обеспечивается запасным комплектом форсунок. Не применяются нетарированные форсунки.

363. Работа мазутных форсунок, в том числе растопочных без организованного подвода к ним воздуха не производится.

При эксплуатации форсунок и паромазутопроводов котельной выполняются условия, исключающие попадание мазута в паропровод.

364. При эксплуатации котлов обеспечивается состояние, при котором температура воздуха, ^оС, поступающего в воздухоподогреватель, не достигает значений ниже величин, предусмотренных в приложении 6 к настоящим Правилам.

Значение температуры предварительного подогрева воздуха при сжигании сернистого мазута выбирается такой, чтобы температура уходящих газов в регулировочном диапазоне нагрузок котла была не ниже 150^оС.

При сжигании мазута с предельно малыми коэффициентами избытка воздуха на выходе из топки (менее 1,03) или применения эффективных антикоррозионных средств (присадок, материалов, покрытий) температура воздуха перед воздухоподогревателями может быть снижена по сравнению с приведенными значениями температуры воздуха, поступающего в воздухоподогреватель, предусмотренных в приложении 6 настоящих Правил и установлена на основании опыта эксплуатации.

Растопка котла на сернистом мазуте производится с предварительно включенной системой подогрева воздуха (калориферы, система рециркуляции горячего воздуха). Обеспечивается температура воздуха перед воздухоподогревателем в начальный период растопки на мазутном котле значений не ниже 90^о С.

365. Все котлы, сжигающие твердое топливо в пылевидном состоянии с потерями тепла от механической неполноты сгорания, превышающими 0,5 %, оборудуются постоянно действующими установками для отбора проб летучей золы в целях контроля за указанными потерями. Периодичность отбора проб уноса устанавливается производственной инструкцией.

366. Обмуровка котлов содержится в исправном состоянии. При температуре окружающего воздуха 25^о С температура на поверхности обмуровки обеспечивается на уровне более 45^о С.

367. Обеспечивается абсолютная плотность топки и всего газового тракта котлов. Обеспечивается величина присосов воздуха в топку и в газовый тракт до выхода из пароперегревателя для паровых газомазутных котлов паропроизводительностью до 420 т/ч на уровне не выше 5 %, для котлов паропроизводительностью выше 420 т/ч – 3 %, для пылеугольных котлов – соответственно 8 и 5 %.

Обеспечивается величина присосов воздуха в топку и газовый тракт до выхода из конвективных поверхностей нагрева для водогрейных котлов на уровне не более 5 %.

Используются исключительно бесприсосные топки и газоходы с цельносварными экранами.

Обеспечивается величина присосов в газовый тракт на участке от входа в экономайзер (для пылеугольных водогрейных котлов – от входа в воздухоподогреватель) до выхода из дымососа (без учета золоулавливающих установок) при трубчатом воздухоподогревателе на уровне не более 10 %, при регенеративном – не более 25 %.

Величина присосов в топку и газовый тракт водогрейных газомазутных котлов обеспечивается на уровне не более 5 %, пылеугольных (без учета золоулавливающих установок) – не более 10 %.

Величина присосов воздуха в электрофильтры обеспечивается на уровне не более 10 %, в золоулавливающие установки других типов – не более 5 %.

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

368. Плотность ограждающих поверхностей котла и газоходов контролируется путем осмотра и определения присосов воздуха 1 раз в месяц. Присосы в топку определяются не реже 1 раза в год, а также до и после среднего и капитального ремонта. Неплотности топки и газоходов котла устраняются.

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

Котлы оборудуются необходимыми приспособлениями для проведения эксплуатационных испытаний.

370. При выводе котла в резерв или ремонт принимаются меры для консервации поверхностей нагрева котла и калориферов в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей по консервации теплоэнергетического оборудования.

371. Внутренние отложения из поверхностей нагрева котлов удаляются при водных отмывках во время растопок и остановов или при химических очистках.

Периодичность химических очисток определяется соответствующими инструкциями по результатам количественного анализа внутренних отложений.

372. Остановленный котел с дренированием воды в целях ускорения охлаждения барабана не подпитывается.

373. Спуск воды из остановленного котла с естественной циркуляцией производится после понижения давления в нем до 10 кгс/см²(1 МПа), а при наличии вальцовочных соединений – при температуре воды не выше 80 ^оС. Из остановленного прямоточного котла спускается вода при давлении выше атмосферного. Верхний предел этого давления устанавливается производственной инструкцией в зависимости от системы дренажей и расширителей.

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

374. При останове котла в резерв после вентиляции топки и газоходов не более 15 минут тягодутьевые машины останавливаются, все отключающие шиберы на газовоздуховодах, лазы и лючки, а также направляющие аппараты тягодутьевых машин плотно закрываются.

375. В зимний период на котле, находящемся в резерве или ремонте, устанавливается наблюдение за температурой воздуха.

При температуре воздуха в котельной (или наружной – при открытой компоновке) ниже 0^оС, принимаются меры к поддержанию положительных температур воздуха в топке и газоходах, в укрытиях у барабана, в районах продувочных и дренажных устройств, калориферов, импульсных линий и датчиков КИП, также организуется подогрев воды в котлах или циркуляция ее через экранную систему.

376. Режим расхолаживания котлов после останова при выводе их в ремонт определяется инструкциями по эксплуатации. Расхолаживание котлов с естественной циркуляцией тягодутьевыми машинами производится при обеспечении допустимой разности температур металла между верхней и нижней образующими барабана. Допускаются режимы с поддержанием и без поддержания уровня воды в барабане. Расхолаживание прямоточных котлов можно осуществлять непосредственно после останова.

377. Надзор дежурного персонала за остановленным котлом организуется до полного снижения в нем давления и снятия напряжения с электродвигателей, контроль температуры газа и воздуха в районе воздухоподогревателя и уходящих газов может быть прекращен не ранее чем через 24 часа после останова.

378. При работе котлов на твердом или газообразном топливе, когда мазут является резервным или растопочным топливом, обеспечивается состояние схем мазутохозяйства и мазутопроводов, позволяющее подавать мазут к котлам немедленно.

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

380. Котел немедленно останавливается и отключается:

1) при недопустимом повышении или понижении уровня воды в барабане или выходе из строя всех приборов контроля уровня воды в барабане;

2) при быстром снижении уровня воды в барабане, несмотря на усиленное питание котла;

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

4) при прекращении действия всех питательных устройств (насосов);

5) при недопустимом повышении давления в пароводяном тракте;

6) при прекращении действия более 50 % предохранительных клапанов или других заменяющих их предохранительных устройств;

7) при недопустимом повышении или понижении давления в тракте прямоточного котла до встроенных задвижек, недопустимом понижении давления в тракте водогрейного котла более чем на 10 секунд;

8) при разрыве труб пароводяного тракта или обнаружении трещин, вспучин в основных элементах котла (барабане, коллектоpax, выносных циклонах, паро- и водоперепускных, а также водоспускных трубах), в паропроводах, питательных трубопроводах и пароводяной арматуре;

9) при погасании факела в топке;

10) при недопустимом понижении давления газа или мазута за регулирующим клапаном (при работе котла на одном из этих видов топлива);

11) при одновременном понижении давления газа и мазута (при совместном их сжигании) за регулирующими клапанами ниже пределов, установленных производственной инструкцией;

12) при отключении всех дымососов (для котлов с уравновешенной тягой) или дутьевых вентиляторов либо всех регенеративных воздухоподогревателей;

13) при взрыве в топке, взрыве или загорании горючих отложений в газоходах и золоулавливающей установке, разогреве докрасна несущих балок каркаса или колонн котла, при обвале обмуровки, а также других повреждениях, угрожающих персоналу или оборудованию;

14) при прекращении расхода пара через промежуточный пароперегреватель;

15) при снижении расхода воды через водогрейный котел ниже минимально допустимого более чем на 10 секунд;

16) при повышении температуры воды на выходе из водогрейного котла выше допустимой;

17) при пожаре, угрожающего персоналу, оборудованию или цепям дистанционного управления отключающей арматуры, входящей в схему защиты котла;

18) при исчезновении напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления или на всех контрольно-измерительных приборах;

19) при разрыве мазутопровода или газопровода в пределах котла.

381. Котел останавливается по распоряжению технического руководителя электростанции с уведомлением оперативного персонала системного оператора, в ведении или управлении которого находится данное оборудование:

1) при обнаружении свищей в трубах поверхностей нагрева, паро- и водоперепускных, а также водоспускных трубах котлов, паропроводах, коллекторах, в питательных трубопроводах, а также течи и парении в арматуре, фланцевых и вальцовочных соединениях;

2) при недопустимом превышении температуры металла поверхностей нагрева, если понизить температуру изменением режима работы котла не удается;

3) при выходе из строя всех дистанционных указателей уровня воды в барабане котла;

4) при резком ухудшении качества питательной воды по сравнению с установленными нормами;

5) при прекращении работы золоулавливающих установок на пылеугольном котле;

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

Параграф 8. Паротурбинные установки

382. При эксплуатации паротурбинных установок обеспечиваются:

1) надежность работы основного и вспомогательного оборудования;

2) готовность принятия номинальных электрической и тепловой нагрузок и их изменения до технического минимума;

3) нормативные показатели экономичности основного и вспомогательного оборудования.

383. Система автоматического регулирования турбины удовлетворяет следующим требованиям:

1) устойчиво выдерживать заданные электрическую и тепловую нагрузки и обеспечивать возможность их плавного изменения;

2) устойчиво поддерживать частоту вращения ротора турбины на холостом ходу и плавно ее изменять (в пределах рабочего диапазона механизма управления турбиной) при номинальных и пусковых параметрах пара;

3) удерживать частоту вращения ротора турбины ниже уровня настройки срабатывания автомата безопасности при мгновенном сбросе до нуля электрической нагрузки (в том числе при отключении генератора от сети), соответствующей максимальному расходу пара при номинальных его параметрах и максимальных пропусках пара в часть низкого давления турбины.

384. Обеспечивается соответствие параметров работы системы регулирования паровых турбин техническим условиям на поставку турбин.

Для всего парка эксплуатируемых турбин, выпущенных ранее 1 января 1991 года, а также турбин иностранных фирм обеспечивается соответствие значений этих параметров величинам параметров эксплуатируемых турбин, выпущенных ранее 1 января 1991 г. (в том числе, иностранных фирм), указанным в приложении 7 к настоящим Правилам.

Степень неравномерности регулирования давления пара в регулируемых отборах и противодавления удовлетворяет требованиям потребителя, согласованным с заводом-изготовителем турбин, и не допускает срабатывания предохранительных клапанов (устройств).

385. Все проверки и испытания системы регулирования и защиты турбины от повышения частоты вращения выполняются в соответствии с требованиями инструкций заводов-изготовителей турбин.

386. Автомат безопасности отрабатывает при повышении частоты вращения ротора турбины на 10-12 % выше номинальной или до значения, указанного заводом-изготовителем.

При срабатывании автомата безопасности закрываются:

1) стопорные, регулирующие (стопорно-регулирующие) клапаны свежего пара и пара промперегрева;

2) стопорные (отсечные), регулирующие и обратные клапаны, а также регулирующие диафрагмы и заслонки отборов пара;

3) отсечные клапаны на паропроводах связи со сторонними источниками пара.

387. Система защиты турбины от повышения частоты вращения (включая все ее элементы), если нет специальных указаний завода-изготовителя, испытывается увеличением частоты вращения в следующих случаях:

1) после монтажа турбины;

2) после капитального ремонта турбины;

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

4) после разборки автомата безопасности;

5) после длительного (более 30 суток) простоя турбины;

6) после разборки системы регулирования или отдельных ее узлов;

7) при плановых проверках (не реже 1 раза в 4 месяца).

В случаях, предусмотренных подпунктами 6) и 7) настоящего пункта, производится испытание защиты без увеличения частоты вращения, но с обязательной проверкой действия всей ее цепи.

Испытания защиты турбины увеличением частоты вращения производятся под руководством начальника цеха или его заместителя.

388. Обеспечивается абсолютная плотность стопорных и регулирующих клапанов свежего пара и пара после промперегрева.

Плотность стопорных и регулирующих клапанов свежего пара, а также пара промперегрева проверяется раздельным испытанием каждой группы.

Критерием плотности служит частота вращения ротора турбины, которая устанавливается после полного закрытия проверяемых клапанов при полном (номинальном) или частичном давлении пара перед этими клапанами. Допускаемое значение частоты вращения определяется инструкцией завода-изготовителя.

Обеспечивается состояние, при котором в случае одновременного закрытия всех стопорных и регулирующих клапанов и номинальных параметрах свежего пара и противодавления (вакуума) пропуск пара через них не вызовет вращения ротора турбины.

Проверка плотности клапанов проводится после монтажа турбины, перед испытанием автомата безопасности повышением частоты вращения, перед остановом турбины в капитальный ремонт, при пуске после него, но не реже 1 раза в год. При выявлении в процессе эксплуатации турбины признаков снижения плотности клапанов (при пуске или останове турбины) проводится внеочередная проверка их плотности.

389. Стопорные и регулирующие клапаны свежего пара и пара промперегрева, стопорные (отсечные) и регулирующие клапаны (диафрагмы) отборов пара, отсечные клапаны на паропроводах связи со сторонними источниками пара расхаживаются:

1) на полный ход – перед пуском турбины и в случаях, предусмотренных производственной инструкцией или инструкцией завода-изготовителя;

2) на часть хода – ежесуточно во время работы турбины.

При рассаживании клапанов на полный ход, контролируются плавность их хода и посадка.

390. Плотность обратных клапанов регулируемых отборов и срабатывание предохранительных клапанов этих отборов проверяется не реже 1 раза в год и перед испытанием турбины на сброс нагрузки.

Обратные клапаны регулируемых отопительных отборов пара, не имеющих связи с отборами других турбин, редукционно-охладительными установками (далее – РОУ) и другими источниками пара, проверке на плотность не подвергаются, если нет специальных указаний завода-изготовителя.

Посадка обратных клапанов всех отборов проверяется перед каждым пуском и при останове турбины, а при нормальной работе периодически по графику, определяемому техническим руководителем электростанции, но не реже 1 раза в 4 месяца.

При неисправности обратного клапана работа турбины с соответствующим отбором пара не производится.

391. Проверка времени закрытия стопорных (защитных, отсечных) клапанов, а также снятие характеристик системы регулирования на остановленной турбине и при ее работе на холостом ходу для проверки их соответствия требованиям пункта 384 настоящих Правил и данным завода-изготовителя выполняются:

1) после монтажа турбины;

2) непосредственно до и после капитального ремонта турбины или ремонта основных узлов системы регулирования или парораспределения.

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

3) после монтажа турбины;

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

392. Испытания системы регулирования турбины мгновенным сбросом нагрузки, соответствующей максимальному расходу пара, выполняются:

1) при приемке турбин в эксплуатацию после монтажа;

2) после реконструкции, изменяющей динамическую характеристику турбоагрегата или статическую и динамическую характеристики системы регулирования.

Испытания системы регулирования серийных турбин, оснащенных электрогидравлическими преобразователями (далее – ЭГП), могут быть произведены путем парового сброса нагрузки (мгновенным закрытием регулирующих клапанов) без отключения генератора от сети.

На головных образцах турбин и на первых образцах турбин, подвергшихся реконструкции (с изменением динамической характеристики агрегата или характеристик регулирования), и на всех турбинах, не оснащенных ЭГП, испытания проводятся со сбросом электрической нагрузки путем отключения генератора от сети.

393. При выявлении отклонений фактических характеристик регулирования и защиты от нормативных значений, увеличении времени закрытия клапанов сверх указанного заводом-изготовителем или в местной инструкции или ухудшения их плотности определяются и устраняются причины этих отклонений.

394. Эксплуатация турбин с введенным в работу ограничителем мощности допускается как временное мероприятие по условиям механического состояния турбоустановки с разрешения технического руководителя электростанции. При этом обеспечивается величина нагрузки турбины ниже уставки ограничителя не менее чем на 5 %.

395. При эксплуатации систем маслоснабжения турбоустановки обеспечиваются:

1) надежность работы агрегатов на всех режимах;

2) пожаробезопасность;

3) поддержание нормативного качества масла и температурного режима;

4) предотвращение протечек масла и попадания его в охлаждающую систему и окружающую среду.

396. Резервные и аварийные масляные насосы и устройства их автоматического включения проверяются в работе 2 раза в месяц при работе турбоагрегата, а также перед каждым его пуском и остановом.

Для турбин, у которых рабочий маслонасос системы смазки имеет индивидуальный электропривод, проверка автоматического включения резерва (далее – АВР) перед остановом не проводится.

397. У турбин, оснащенных системами предотвращения развития горения масла на турбоагрегате, электрическая схема системы проверяется перед пуском турбины из холодного состояния.

398. Запорная арматура, устанавливаемая на линиях системы смазки, регулирования и уплотнений генератора, ошибочное переключение которой может привести к останову или повреждению оборудования, опломбируется в рабочем положении.

399. При эксплуатации конденсационной установки обеспечивается экономичная и надежная работа турбины во всех режимах эксплуатации с соблюдением нормативных температурных напоров в конденсаторе и норм качества конденсата.

400. При эксплуатации конденсационной установки проводятся:

1) профилактические мероприятия по предотвращению загрязнений конденсатора (обработка охлаждающей воды химическими и физическими методами, применение шарикоочистных установок);

2) периодические чистки конденсаторов при повышении давления отработавшего пара по сравнению с нормативными значениями на 0,005 кгс/см² (0,5 килопаскаль (далее – кПа) из-за загрязнений поверхностей охлаждения;

3) контроль чистоты поверхности охлаждения и трубных досок конденсатора; контроль расхода охлаждающей воды (непосредственным измерением расхода или по тепловому балансу конденсаторов), оптимизация расхода охлаждающей воды в соответствии с ее температурой и паровой нагрузкой конденсатора;

4) проверка плотности вакуумной системы и ее уплотнение;

5) присосы воздуха (кг/ч) в диапазоне изменения паровой нагрузки конденсатора 40-100 % не превышают значений, определяемых по формуле:

G_в = 8 + 0,065 N,

где N – номинальная электрическая мощность турбоустановки на конденсационном режиме, МВт;

6) проверка водяной плотности конденсатора путем систематического контроля солесодержания конденсата;

7) проверка содержания кислорода в конденсате после конденсатных насосов.

Методы контроля работы конденсационной установки, его периодичность определяются соответствующей инструкцией в зависимости от конкретных условий эксплуатации.

401. При эксплуатации оборудования системы регенерации обеспечиваются:

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

2) надежность теплообменных аппаратов.

Нагрев питательной воды (конденсата), температурные напоры, переохлаждение конденсата греющего пара в подогревателях системы регенерации проверяются до и после капитального ремонта турбоустановки, после ремонта подогревателей и периодически по графику (не реже 1 раза в месяц).

402. Эксплуатация подогревателя высокого давления (далее – ПВД) не допускается при:

1) отсутствии или неисправности элементов его защиты;

2) неисправности клапана регулятора уровня.

Эксплуатация группы ПВД, объединенных аварийным обводом, не производится при:

1) отсутствии или неисправности элементов защиты хотя бы на одном ПВД;

2) неисправности клапана регулятора уровня любого ПВД;

3) отключении по пару любого ПВД.

ПВД или группа ПВД немедленно отключаются при неисправности защиты или клапана регулятора уровня (далее – КРУ).

При неисправном состоянии каких-либо других, кроме КРУ, элементов системы автоматического регулирования и невозможности быстрого устранения дефекта на работающем оборудовании подогреватель (или группа ПВД) выводится из работы в срок, определяемый техническим руководителем энергообъекта.

403. Резервные питательные насосы, а также другие насосные агрегаты, находящиеся в автоматическом резерве, содержатся в исправном состоянии и в постоянной готовности к пуску – с открытыми задвижками на входном и выходном трубопроводах.

Проверка их включения и плановый переход с работающего насоса на резервный проводится по графику, но не реже 1 раза в месяц.

404. Перед пуском турбины из среднего или капитального ремонта или холодного состояния проверяется исправность и готовность к включению основного и вспомогательного оборудования, блокировок, средств технологической защиты, дистанционного и автоматического управления, контрольно-измерительных приборов, средств информации и оперативной связи. Выявленные при этом неисправности устраняются.

При пусках агрегата из других тепловых состояний средства защиты и блокировки проверяются в соответствии с производственными инструкциями.

Пуском турбины руководит начальник смены цеха или старший машинист, а после ее капитального или среднего ремонта – начальник цеха или его заместитель.

405. Пуск турбины не производится:

1) при отклонении показателей теплового и механического состояний турбины от допустимых значений;

2) при неисправности хотя бы одной из защит, действующих на останов турбины;

3) при наличии дефектов системы регулирования и парораспределения, которые могут привести к разгону турбины;

4) при неисправности одного из масляных насосов смазки, регулирования, уплотнений генератора и устройств их АВР;

5) при отклонении качества масла от норм на эксплуатационные масла или понижении температуры масла, ниже установленного заводом-изготовителем предела;

6) при отклонении качества свежего пара по химическому составу от норм.

406. Без включения валоповоротного устройства подача пара на уплотнения турбины, сброс горячей воды и пара в конденсатор, подача пара для прогрева турбины не производится. Условия подачи пара в турбину, не имеющую валоповоротного устройства, определяются производственной инструкцией.

Сброс в конденсатор рабочей среды из котла или паропроводов и подача пара в турбину для ее пуска осуществляется при давлениях пара в конденсаторе, указанных в инструкциях или других документах заводов-изготовителей турбин, но не выше 0,6 кгс/см² (60 кПа).

407. Обеспечивается значение средних квадратических виброскоростей подшипниковых опор при эксплуатации турбоагрегатов не превышающих 4,5 мм-с^–1.

При превышении нормативного значения вибрации принимаются меры к ее снижению в срок не более 30 суток.

При вибрации свыше 7,1 мм-с^–1эксплуатация турбоагрегатов более 7 суток не производится, а при вибрации 11,2 мм-с^–1 турбина отключается действием защиты или вручную.

Турбина немедленно останавливается, если при установившемся режиме происходит одновременное, внезапное изменение вибрации оборотной частоты двух опор одного ротора, или смежных опор, или двух компонентов вибрации одной опоры на 1 мм-с^–1 и более от любого начального уровня.

Турбина разгружается и останавливается, если в течение 1–3 суток произойдет плавное возрастание любого компонента вибрации одной из опор подшипников на 2 мм-с^–1 .

Эксплуатация турбоагрегата при низкочастотной вибрации не производится. При появлении низкочастотной вибрации, превышающей 1 мм-с^–1, принимаются меры к ее устранению.

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

Вибрацию турбоагрегатов мощностью 50 МВт и более измеряется и регистрируется с помощью стационарной аппаратуры непрерывного контроля вибрации подшипниковых опор.

До установки стационарной аппаратуры непрерывного контроля вибрации турбогенераторов мощностью менее 50 МВт по решению технического руководителя используются переносные приборы. Периодичность контроля устанавливается производственной инструкцией в зависимости от вибрационного состояния турбоагрегата, но не реже 1 раза в месяц.

408. Для контроля за состоянием проточной части турбины и заносом ее солями не реже 1 раза в месяц проверяются значения давлений пара в контрольных ступенях турбины при близких к номинальным расходах пара через контролируемые отсеки.

Обеспечивается повышение давления в контрольных ступенях по сравнению с номинальным при данном расходе пара не более 10 %. При этом обеспечивается недопущение превышение давления не должно превышать предельных значений, установленных заводом-изготовителем.

При достижении в контрольных ступенях предельных значений давления из-за солевого заноса проводится промывка или очистка проточной части турбины. Способ промывки или очистки выбирается исходя из состава и характера отложений и реальных условий.

409. В процессе эксплуатации экономичность турбоустановки постоянно контролируются путем систематического анализа показателей, характеризующих работу оборудования.

Для выявления причин снижения экономичности турбоустановки, оценки эффективности ремонта проводятся эксплуатационные (экспресс) испытания оборудования.

При отклонении показателей работы турбинного оборудования от нормативных, устраняются дефекты оборудования и недостатки эксплуатации.

Головные образцы турбин и турбины, на которых выполнена реконструкция или проведена модернизация, подвергаются балансовым испытаниям.

410. Турбина немедленно отключается персоналом путем воздействия на выключатель при отсутствии или отказе в работе следующих защит:

1) при повышении частоты вращения ротора сверх установки срабатывания автомата безопасности;

2) при недопустимом осевом сдвиге ротора;

3) при недопустимом изменении положения роторов относительно цилиндров;

4) при недопустимом понижении давления масла (огнестойкой жидкости) в системе смазки;

5) при недопустимом снижении уровня масла в масляном баке;

6) при недопустимом повышении температуры масла на сливе из любого подшипника, подшипников уплотнений вала генератора, любой колодки упорного подшипника турбоагрегата;

7) при воспламенении масла на турбоагрегате;

8) при недопустимом понижении перепада давлений "масло-водород" в системе уплотнений вала турбогенератора;

9) при недопустимом снижении уровня масла в демпферном баке системы маслоснабжения уплотнений вала турбогенератора;

10) при отключении всех масляных насосов системы водородного охлаждения турбогенератора (для безинжекторных схем маслоснабжения уплотнений);

11) при отключении турбогенератора из-за внутреннего повреждения;

12) при недопустимом повышении давления в конденсаторе;

13) при недопустимом перепаде давлений на последней ступени у турбин с противодавлением;

14) при внезапном повышении вибрации турбоагрегата;

15) при появлении металлических звуков и необычных шумов внутри турбины или турбогенератора;

16) при появлении искр или дыма из подшипников и концевых уплотнений турбины или турбогенератора;

17) при недопустимом понижении температуры свежего пара или пара после промперегрева;

18) при появлении гидравлических ударов в паропроводах свежего пара, промперегрева или в турбине;

19) при обнаружении разрыва или сквозной трещины на неотключаемых участках маслопроводов и трубопроводов пароводяного тракта, узлах парораспределения;

20) при прекращении протока охлаждающей воды через статор турбогенератора;

21) при недопустимом снижении расхода охлаждающей воды на газоохладители;

22) при исчезновении напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления или на всех контрольно-измерительных приборах.

Необходимость срыва вакуума при отключении турбины определяется производственной инструкцией в соответствии с указаниями завода-изготовителя.

В производственной инструкции указываются четкие указания о недопустимых отклонениях значений контролируемых величин по агрегату.

411. Турбина разгружается и останавливается в период, определяемый техническим руководителем электростанции с уведомлением оперативного персонала СО в ведении или управлении которого находиться данное оборудование:

1) при заедании стопорных клапанов свежего пара или пара после промперегрева;

2) при заедании регулирующих клапанов или обрыве их штоков; заедании поворотных диафрагм или обратных клапанов отборов;

3) при неисправностях в системе регулирования;

4) при нарушении нормальной работы вспомогательного оборудования, схемы и коммуникаций установки, если устранение причин нарушения невозможно без останова турбины;

5) при увеличении вибрации опор выше 7,1 мм-с^–1;

6) при выявлении неисправности технологических защит, действующих на останов оборудования;

7) при обнаружении течи масла из подшипников, трубопроводов и арматуры, создающих опасность возникновения пожара;

8) при обнаружении свищей на неотключаемых для ремонта участках трубопроводов пароводяного тракта;

9) при отклонении качества свежего пара по химическому составу от норм;

10) при обнаружении недопустимой концентрации водорода в картерах подшипников, токопроводах, маслобаке, а также превышающей норму утечки водорода из корпуса турбогенератора.

412. Для каждой турбины определяется длительность выбега ротора при останове с нормальным давлением отработавшего пара и при останове со срывом вакуума. При изменении этой длительности выявляются и устраняются причины отклонения. Длительность выбега контролируется при всех остановах турбоагрегата.

413. При выводе турбины в резерв на срок 7 суток и более принимаются меры к консервации оборудования турбоустановки.

Метод консервации выбирается исходя из реальных условий руководителем электростанции.

414. Эксплуатация турбин со схемами и в режимах, не предусмотренных техническими условиями на поставку, производится с разрешения завода-изготовителя.

415. Проведение реконструкции и модернизации турбинного оборудования на электростанциях согласуется с заводом-изготовителем.

При проведении реконструкции и модернизации турбинного оборудования на электростанциях предусматриваются максимальная степень автоматизации управления и высокие показатели ремонтопригодности.

Параграф 9. Блочные установки тепловых электростанций

416. При эксплуатации блочных установок выполняются требования пунктов 369, 414, 680 и 750 настоящих Правил и обеспечиваются их участие в регулировании частоты и мощности при нормальных (в соответствии с диспетчерским графиком) и аварийных режимах энергосистемы.

417. Для покрытия диспетчерского графика нагрузки обеспечиваются изменения нагрузки энергоблока в регулировочном диапазоне и при необходимости до технического минимума, остановы в резерв и режимы пуска энергоблока из различных тепловых состояний.

418. Теплофикационные энергоблоки, работающие с полным расходом циркуляционной воды через конденсатор, привлекаются по решению технического руководителя к покрытию диспетчерского графика электрических нагрузок, с сохранением заданного количества отпускаемого тепла. Теплофикационные энергоблоки, работающие на встроенном пучке конденсатора или с отсечкой цилиндров низкого давления (далее – ЦНД) не привлекаются к покрытию переменной части графика электрических нагрузок. Разгрузка указанных энергоблоков с переводом тепловой нагрузки на пиковые или резервные источники, а также количество теплофикационных энергоблоков, не привлекаемых к покрытию переменного графика нагрузок, определяется диспетчером, в ведении которого находятся эти энергоблоки.

419. Нижний предел регулировочного диапазона энергоблока устанавливается исходя из условия сохранения неизменного состава работающего оборудования и работы системы автоматического регулирования во всем диапазоне нагрузок без вмешательства персонала. При эксплуатации энергоблоков обеспечивается возможность их работы на техническом минимуме нагрузки, для достижения которого производится изменение состава работающего оборудования и отключение отдельных автоматических регуляторов.

Нижний предел регулировочного диапазона и технический минимум нагрузки указываются в производственной инструкции и доводятся до сведения диспетчерской службы, в чьем ведении находится данное оборудование.

420. При нагрузке энергоблока, соответствующей нижнему пределу регулировочного диапазона или техническому минимуму, понижение температур свежего пара и пара после промперегрева обеспечивается на уровне, не большем заданного заводами-изготовителями оборудования.

421. Предельная скорость изменения нагрузки энергоблока в регулировочном диапазоне устанавливается на основании норм предельно допустимых скоростей изменения нагрузки при работе энергоблоков 160-800 МВт в регулировочном диапазоне.

422. Энергоблоки, спроектированные для работы с постоянным давлением свежего пара, по решению технического руководителя эксплуатируются в режиме скользящего давления с полным открытием части регулирующих клапанов цилиндров высокого давления (далее – ЦВД) турбины после проведения специальных испытаний и согласования режимов с заводами-изготовителями котлов. При этом в местные инструкции вносятся соответствующие дополнения.

423. В теплофикационных энергоблоках, оснащенных блочными обессоливающими установками (далее – БОУ), конденсат греющего пара сетевых подогревателей направляется через БОУ при нарушении плотности трубной системы этих подогревателей.

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

425. Обеспечивается состояние оборудования, пусковых и электрических схем, арматура, тепловой изоляции, растопочных и водных хозяйств энергоблоков и электростанций, позволяющее обеспечить одновременный пуск не менее двух энергоблоков электростанции после любой продолжительности простоя.

426. Пуск энергоблока не производится в случаях:

1) наличия условий, не допускающих пуск основного оборудования в соответствии с настоящими Правилами;

2) неисправности любой из технологических защит, действующих на останов оборудования энергоблока;

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

4) неготовности к включению блочной обессоливающей установки;

5) повреждения опор и пружинных подвесок трубопроводов.

427. Теплофикационные энергоблоки, работающие с отсечкой ЦНД или на встроенном пучке конденсаторов, не привлекаются к противоаварийному регулированию.

428. Работа энергоблоков с включенными регуляторами давления пара перед турбиной, воздействующими на регулирующие клапаны турбины (регуляторами "до себя"), если они не входят в состав систем регулирования частоты и мощности в энергосистеме, не производится.

429. При отсутствии (отказе) системы автоматического регулирования частоты и мощности энергоблоков при набросе (сбросе) нагрузки турбин из-за изменения частоты персонал немедленно приступает к изменению нагрузки котлов в пределах регулировочного диапазона в целях восстановления исходного давления свежего пара.

430. Энергоблок немедленно останавливается действием защит или персоналом в случаях:

1) останова котла моноблока или обоих котлов дубль-блока;

2) отключения турбины, связанного с ее повреждениями или опасными нарушениями режима работы, указанными в пункте 450 настоящих Правил (кроме случаев недопустимого понижения температуры свежего пара или после промперегрева);

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

4) отключения всех питательных насосов;

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

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

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

431. Пуском и остановом энергоблока руководит старший машинист энергоблока или начальник смены котлотурбинного цеха, а после капитального и среднего ремонта – начальник котлотурбинного цеха или его заместитель.

432. Изменения проектных пусковых схем на действующих энергоблоках производится:

1) для целевых испытаний новых схемных решений и режимов пуска, согласованных с заводами-изготовителями оборудования;

2) при модернизации пусковых схем в целях их приближения к типовой пусковой схеме или улучшения эксплуатационных качеств.

Параграф 10. Газотурбинные установки (автономные и работающие в
составе ПГУ)

433. При эксплуатации ГТУ обеспечиваются:

1) надежность и экономичность работы основного и вспомогательного оборудования при соблюдении диспетчерского графика нагрузки;

2) возможность работы с номинальными параметрами, соответствующими техническим условиям на ГТУ;

3) чистота проточной части компрессоров, турбин и теплообменных аппаратов;

4) отсутствие утечек воздуха и газа, а также течей топлива, масла и воды.

434. Обеспечивается удовлетворение системой регулирования ГТУ следующих требований:

1) устойчиво поддерживать заданную электрическую нагрузку;

2) удерживать ГТУ на холостом ходу при номинальной частоте вращения ротора;

3) обеспечивать надежную работу ГТУ на режимах пуска и останова, а также останов агрегата в аварийных ситуациях;

4) обеспечивать при изменении нагрузки плавное изменение режима работы ГТУ;

5) удерживать частоту вращения ротора, не вызывающую срабатывания автомата безопасности, при мгновенном сбросе максимальной нагрузки до нуля (для ГТУ со свободной силовой турбиной значение нагрузки указывается в технических условиях);

6) поддерживать температуру газов перед турбиной (турбинами) на требуемом уровне, не допуская ее повышения до предельного значения, при котором срабатывает аварийная защита;

7) иметь нечувствительность системы ограничения температуры газов не более 10^оС;

8) обеспечивать беспомпажную работу компрессоров;

9) иметь степень статической неравномерности регулирования частоты вращения генераторного вала в пределах 4-5 % номинальной (возможное повышение степени неравномерности для улучшения условий эксплуатации ГТУ конкретных типоразмеров указывается в технических условиях);

10) минимальная местная степень статической неравномерности не достигает значений ниже 2 %;

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

Возможность и продолжительность работы ГТУ с отклонениями от нормальной частоты вращения регламентируется техническими условиями на ГТУ.

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

436. Устройства защиты от недопустимого повышения температуры газов после каждой ступени сгорания настраиваются на срабатывание при температуре, указанной в технических условиях на ГТУ.

437. Автоматы безопасности отрегулируются на срабатывание при повышении частоты вращения роторов на 10-12 % выше номинальной или до значения, указанного в технических условиях на ГТУ.

438. При эксплуатации ГТУ выполняются мероприятия, обеспечивающие снижение запыленности засасываемого в компрессор воздуха (засев свободных площадок травами, устройство газонов, асфальтирование дорог, сооружение полива) и исключающие возможность попадания собственных или посторонних выбросов в воздухозаборное устройство.

439. Работа системы очистки воздуха налаживается так, чтобы обеспечивать компрессор ГТУ воздухом при остаточной среднегодовой запыленности не более 0,3 мг/м², а концентрация пыли с размером частиц более 20 мкм в этом воздухе не превышала 0,03 мг/м³. По решению технического руководителя допускается (в периоды повышенной запыленности) кратковременная, не более 100 часов в год, концентрация пыли до 5 мг/м³ с частицами размером не более 30 мкм. Состояние воздушных фильтров при эксплуатации регулярно контролируется. Обеспечиваются условия для исключения выноса из них масла или других материалов во всасывающий тракт ГТУ. Не реже 2 раз в месяц воздушные фильтры осматриваются и очищаются от пыли и шлама (если ГТУ работает в базовом режиме, то при ее ближайшем плановом останове).

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

441. Избегается обледенение воздушных фильтров и проточной части компрессоров. При необходимости воздухозаборные тракты ГТУ оборудуются устройствами, предотвращающими обледенение.

442. Обеспечивается абсолютная плотность стопорных и регулирующих топливных клапанов ГТУ. При этом клапаны расхаживаютсяна полный ход перед каждым пуском, а также ежедневно на часть хода при непрерывной работе, если это предусмотрено заводской инструкцией.

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

443. Маховики задвижек и клапанов, установленных на маслопроводах до и после маслоохладителей, на линиях всасывания и напора резервных и аварийных маслонасосов и на линиях аварийного слива масла из маслобаков ГТУ, до и после выносных фильтров, в схеме уплотнений вала генератора, опломбируются в рабочем положении.

444. Генераторы ГТУ при переходе в режим электродвигателя немедленно отключаются, для чего устанавливается защита от обратной мощности генератора. Это условие не распространяется на ГТУ со свободными силовыми турбинами.

445. Пуск и синхронизация ГТУ из любого теплового состояния осуществляются автоматически. Частотный пуск вновь устанавливаемых одновальных ГТУ осуществляется тиристорным пусковым устройством, если не требуется автономности пуска. Плановый останов ГТУ производится автоматически по заданной программе.

446. Пуском ГТУ руководит начальник смены, а после капитального и среднего ремонта, проведения регламентных работ – начальник цеха или его заместитель.

447. Перед пуском ГТУ после ремонта или простоя в резерве свыше 3 суток проводится исправность и готовность к включению средств технологической защиты и автоматики, блокировок вспомогательного оборудования, масляной системы, резервных и аварийных маслонасосов, контрольно-измерительных приборов и средств оперативной связи. Выявленные при этом неисправности устраняются.

448. Пуск ГТУ не производится при следующих случаях:

1) неисправности или отключения какой-либо из защит;

2) наличия дефектов системы регулирования, которые могут привести к превышению допустимой температуры газов или разгону турбины;

3) неисправности одного из масляных насосов или системы их автоматического включения;

4) отклонения от норм качества топлива или масла, а также при температуре или давлении топлива (масла) ниже или выше установленных пределов;

5) отклонения контрольных показателей теплового или механического состояния ГТУ от допустимого значения.

Пуск ГТУ после аварийного останова или сбоя при предыдущем пуске, если причины этих отказов не устранены, не производится.

Перед зажиганием в камерах сгорания тракты ГТУ вентилируются не менее 2 минут при работе на жидком топливе и на 5 минут при работе на газообразном топливе при вращении ротора пусковым устройством.

После каждой неудачной попытки пуска ГТУ зажигание топлива без предварительной вентиляции трактов не менее 4 минут при работе на жидком топливе и 10 минут при работе на газообразном топливе не производится. Конкретная продолжительность вентиляции в зависимости от компоновки тракта, вида топлива и типа ГТУ указывается в инструкции по эксплуатации.

449. Пуск немедленно прекращается действием защит или персоналом в случаях:

1) нарушения установленной последовательности пусковых операций;

2) повышения температуры газов выше допустимой по графику пуска;

3) повышения нагрузки пускового устройства выше допустимой;

4) не предусмотренного инструкцией снижения частоты вращения разворачиваемого вала после отключения пускового устройства;

5) помпажных явлений в компрессорах ГТУ.

450. ГТУ немедленно отключается действием защит или персоналом в случаях:

1) недопустимого повышения температуры газов перед турбиной (турбинами);

2) повышения частоты вращения ротора сверх допустимого предела;

3) обнаружения трещин или разрыва масло- или топливопроводов высокого давления;

4) недопустимого осевого сдвига, недопустимых относительных перемещений роторов компрессоров и турбин;

5) недопустимого понижения давления масла в системе смазки или уровня в масляном баке, а также недопустимого повышения температуры масла на сливе из любого подшипника или температуры любой из колодок упорного подшипника;

6) прослушивания металлических звуков (скрежета, стуков), необычных шумов внутри турбомашин и аппаратов ГТУ;

7) возрастания вибрации подшипниковых опор выше допустимых значений, указанных в пункте 461 настоящих Правил;

8) появления искр или дыма из подшипников или концевых уплотнений турбомашин или генератора;

9) воспламенения масла или топлива и невозможности немедленно ликвидировать пожар имеющимися средствами;

10) взрыва (хлопка) в камерах сгорания или газоходах;

11) погасания факела в камерах сгорания, недопустимого понижения давления жидкого или газообразного топлива;

12) исчезновения напряжения на устройствах регулирования и автоматизации или на всех контрольно-измерительных приборах;

13) отключения турбогенератора вследствие повреждения;

14) возникновения помпажа компрессоров или недопустимого приближения к границе помпажа;

15) недопустимого изменения давления воздуха за компрессорами.

Одновременно с отключением ГТУ действием защиты или персоналом отключается турбогенератор.

451. ГТУ разгружается и останавливается по решению технического руководителя электростанции в случаях:

1) нарушения нормального режима эксплуатации или нормальной работы вспомогательного оборудования, при появлении сигналов предупредительной сигнализации, если устранение причин нарушения невозможно без останова;

2) заедания стопорных, регулирующих и противопомпажных клапанов;

3) обледенения воздухозаборного устройства, если не удается устранить обледенение при работе ГТУ под нагрузкой;

4) недопустимого повышения температуры наружных поверхностей корпусов турбин, камер сгорания, переходных трубопроводов, если понизить эту температуру изменением режима работы ГТУ не удается;

5) недопустимого увеличения неравномерности измеряемых температур газов;

6) недопустимого повышения температуры воздуха перед компрессорами высокого давления, а также в случаях нарушения нормального водоснабжения;

7) при неисправности отдельных защит или оперативных контрольно-измерительных приборов.

452. При загорании отложений в регенераторах или подогревателях сетевой воды, если не происходит опасного изменения параметров ГТУ, установка останавливается в работе для обеспечения охлаждения теплообменных поверхностей.

При загорании отложений на остановленной ГТУ включаются противопожарные установки.

453. После отключения ГТУ обеспечивается эффективная вентиляция трактов и там, где это предусмотрено, произведена продувка топливных коллекторов и форсунок (горелок) воздухом или инертным газом. По окончании вентиляции перекрываются всасывающий и (или) выхлопной тракты. Продолжительность и периодичность вентиляции и прокруток роторов при остывании ГТУ указываются в инструкции по эксплуатации.

454. На электростанциях устанавливается регламент технического обслуживания ГТУ, технология и периодичность выполнения регламентных работ.

455. Регламент технического обслуживания предусматривает:

1) визуальную диагностику проточной части без разборки турбомашин и аппаратов в местах, указанных в инструкции по эксплуатации, с применением специальных оптических или волоконно-оптических приборов, если это предусмотрено заводской инструкцией;

2) периодические удаления отложений из проточной части ГТУ без разборки турбомашин и аппаратов с применением растворов технических моющих средств и мягких абразивов;

3) проверку работы системы защиты и автоматического управления ГТУ, включая контрольные автоматические пуски ГТУ с проверкой соответствия основных параметров воздуха и газов, давления топлива и нагрузки пускового устройства расчетному графику пуска;

4) осмотр и проверку герметичности, производительности топливных форсунок и угла распыливания топлива на выходе из них;

5) проверку резервных и аварийных масляных насосов и устройств автоматического включения, проверку плотности трактов, клапанов, шиберов и арматуры;

6) осмотр и проверку топливных насосов и насосов системы технического водоснабжения;

7) осмотр и очистку масляных, топливных и водяных фильтров;

8) проверку и восстановление эффективности шумоглушения внутри машинного зала, на территории электростанции и прилегающей к ней территории;

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

456. В процессе эксплуатации на основании наблюдений и показаний приборов проводится параметрическая и вибрационная диагностика, включающая анализ:

1) соответствия мощности ГТУ расчетной и нормативной;

2) степени загрязнения и запасов устойчивости компрессоров;

3) эффективности теплообменных аппаратов;

4) неравномерности измеряемых температур газов на входе в турбину или выходе из нее;

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

6) вибрации турбин, компрессоров, турбогенераторов и возбудителей;

7) соответствия экономичности расчетной и нормативной.

Обеспечиваются предельные значения отклонений контролируемых параметров от паспортных не выше заданных заводами-изготовителями или указанных в технических условиях на поставку.

457. Все проверки и испытания системы регулирования и защиты ГТУ от повышения частоты вращения выполняются в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей.

458. Проверка действия защит от превышения температуры газов в турбинах проводится не реже 1 раза в 4 месяца, либо при остановке турбины с разрешения главного инженера.

459. Проверка работы системы регулирования ГТУ мгновенным сбросом нагрузки путем отключения турбогенератора от сети проводится:

1) при приемке ГТУ в эксплуатацию после монтажа;

2) после реконструкции, изменяющей динамическую характеристику ГТУ или статическую и динамическую характеристики системы регулирования;

3) при выявлении существенных изменений статических и динамических характеристик регулирования в процессе эксплуатации или при ремонте (после устранения обнаруженных недостатков).

460. Периодически работающие ГТУ поддерживаются в постоянной готовности к пуску. Если их включения в работу не требуется, исправность оборудования и систем таких ГТУ проверяется 1 раз в смену, а контрольные автоматические пуски с нагружением ацетата производятся не реже 1 раза в месяц.

461. При эксплуатации ГТУ средние квадратические значения виброскорости подшипниковых опор турбин, компрессоров, турбогенератора и возбудителя поддерживаются на уровне не выше 4,5 мм-с^–1, либо не допускается превышение значений, установленных заводом-изготовителем.

При превышении нормативного значения вибрации принимаются меры к ее снижению в срок не более 30 суток.

При вибрации свыше 7,1 мм-с^–1 ГТУ более 7 суток не эксплуатируется, а при вибрации 11,2 мм-с^–1 турбина отключается действием защиты или вручную.

ГТУ немедленно останавливается, если при установившемся режиме происходит одновременное внезапное изменение вибрации оборотной частоты двух опор одного ротора, или смежных опор, или двух компонентов вибрации одной опоры на 1 мм-с^–1 и более от любого начального уровня.

ГТУ разгружается и останавливается, если в течение 1-3 суток произойдет плавное возрастание любого компонента вибрации одной из опор подшипников на 2 мм-с^–1.

Вибрационное состояние авиационных и судовых газотурбинных двигателей, работающих в составе энергетических установок, определяется по техническим условиям на поставку. При этом соблюдается, чтобы двигатели не вызывали вибрации связанного с ними оборудования сверх указанного выше уровня.

462. Для каждого вала ГТУ устанавливается длительность нормального выбега ротора и номинальное значение силы электрического тока электродвигателя валоповоротного устройства.

Длительность выбега роторов и сила тока измеряются и регистрируются в суточной ведомости при всех остановах ГТУ. При отклонении времени выбега или силы электрического тока от нормальных, а также при возникновении посторонних шумов выявляется причина отклонения и приняты меры к ее устранению.

463. При выводе ГТУ в длительный резерв принимаются меры к ее консервации. Продолжительность останова, при которой требуется консервация, перечень подлежащих консервации узлов и технология ее проведения указывается в технических условиях на ГТУ.

464. Периодичность среднего и капитального ремонта устанавливается согласно техническим условиям в зависимости от режимов и продолжительности работы ГТУ, количества пусков и используемого топлива с учетом фактического состояния оборудования, либо определена заводом-изготовителем.

Параграф 11. Системы управления технологическими процессами

465. Системы управления технологическими процессами, в том числе и АСУ ТП, во время эксплуатации обеспечивают:

1) контроль технического состояния энергетического оборудования;

2) автоматическое регулирование технологических параметров;

3) автоматическую защиту технологического оборудования;

4) автоматическое управление оборудованием по заданным алгоритмам;

5) технологическую и аварийную сигнализацию;

6) дистанционное управление регулирующей и запорной арматурой

7) передачу необходимой информации в АСДУ энергообъекта или (и) АСДУ верхнего уровня.

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

466. Персонал, обслуживающему системы управления, обеспечивает поддержание этих систем в исправном состоянии, готовность их к работе, своевременность проведения технического обслуживания и ремонта, выполнение мероприятий по повышению надежности и эффективности использования, наличие запасных приборов и материалов.

Персонал, обслуживающему технологическое оборудование, своевременно вводит в работу и эффективно использует системы управления.

Контроль за сохранность и чистоту внешних частей устройств систем управления ведет оперативный персонал цехов, районов, участков энергообъектов, в которых установлены устройства управления.

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

468. Электропитание системы управления осуществляется по группам потребителей: технологические защиты и их датчики, устройства дистанционного управления и блокировки, приборы технологического контроля и их датчики, устройства аварийной предупредительной сигнализации, системы обнаружения и тушения пожара, средства вычислительной техники и их датчики.

Потребители всех групп, кроме средств вычислительной техники, разделяются на подгруппы по технологическому принципу для котельного и турбинного отделений.

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

Для блочных установок источниками оперативного тока напряжением 220/380 В используются шины распределительного устройства собственных нужд (далее – РУСН) 0,4 кВ своего или соседнего энергоблока, от которого не резервируется шины РУСН 0,4 кВ данного энергоблока, инверторы агрегатов бесперебойного питания, шины щита постоянного тока.

Действие сигнализации обеспечивается при полной потере питания, как любой группы потребителей, так и одного из вводов.

Исправность средств автоматического включения резервного электрического питания, устройств управления и устройств сигнализации наличия напряжения питания проверяются по графику, утвержденному техническим руководителем энергообъекта.

469. В местах расположения технических средств в помещениях технологических цехов температура в нормальных условиях находится в пределах +10 – +50 ^оС, относительная влажность не более 90 %. В аварийных режимах, характеризующихся образованием течей технологического оборудования, температура и относительная влажность допускается, соответственно, 75 ^оС и 100 %.

В помещениях щитов управления, где расположены технические средства системы контроля и управления АСУ ТП, температура и относительная влажность поддерживаются на уровне не выше соответственно 25^оС и 40-80 %. В аварийных режимах, обусловленных неисправностью систем кондиционирования воздуха, указанные параметры могут быть соответственно 35 ^оС и 90 %.

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

470. Щиты шкафного типа заземляются, тщательно уплотнены, иметь постоянное освещение, штепсельные розетки на 12 и 220 В. Дверцы щитов запираются.

Штепсельные розетки подключаются к сети освещения помещений.

Телефонная связь между местными приборами, сборками задвижек, панелями неоперативного контура блочных щитов, панелями аппаратуры защиты и сборками первичных преобразователей и средства их связи с оперативным щитом управления поддерживаются в исправном состоянии.

471. На аппаратуре, установленной на панелях, пультах и по месту, на первичных преобразователях, запорной арматуре и сборках зажимов устанавливаются надписи о назначении аппаратуры.

Щиты, переходные коробки, исполнительные механизмы, все зажимы и подходящие к ним кабели, провода и жилы кабелей, а также трубные соединительные (импульсные) линии маркируются.

472. Заборные устройства, первичные преобразователи и исполнительные механизмы оборудуются площадками для обслуживания.

473. Прокладки силовых и измерительных кабельных линий к средствам управления выполняются согласно Правил устройства электроустановок, утверждаемым в соответствии с подпунктом 19) статьи 5 Закона.

Для объема и периодичности проверки изоляции силовых и измерительных кабельных линий обеспечивается соответствие требованиям главы 7 настоящих Правил.

Совмещение в одном кабеле цепей измерения с силовыми и управляющими цепями не производится.

474. Уплотнения мест прохода кабелей и импульсных линий через стены, разделяющие помещения, и уплотнения вводов кабелей и импульсных линий в щиты и панели обеспечивают плотность или герметичность в соответствии с противопожарными требованиями. Проверка состояния уплотнений производится после капитального ремонта и по мере необходимости.

475. Обеспечивается плотность импульсных линий. После капитального ремонта оборудования все импульсные линии продуваются. Линии, в которые возможно попадание воздуха или шлама, кроме того, продуваются с периодичностью, установленной местной инструкцией.

Первичные запорные органы на отборных устройствах при эксплуатации обеспечивает возможность отключения импульсных линий при работе оборудования. Ремонт первичных запорных органов и все операции с ними (открытие, закрытие) необходимо осуществлять персоналу, обслуживающему технологическое оборудование.

476. Техническое обслуживание, текущий и капитальный ремонт средств управления организуются по графикам, утвержденным техническим руководителем энергообъекта и составленным на основании заводских инструкций или нормативов на сроки и состав технического обслуживания и ремонта. Ремонт технических средств, входящих в информационные и вычислительные комплексы с компьютерной техникой, осуществляется на специализированных предприятиях по заводской технологии.

477. Ввод в эксплуатацию технологических защит после монтажа или реконструкции выполняется по распоряжению технического руководителя энергообъекта.

478. Технологические защиты, введенные в постоянную эксплуатацию, включаются в течение всего времени работы оборудования, на котором они установлены.

Вывод из работы исправных технологических защит не производится.

Защиты выводятся из работы в следующих случаях:

1) при работе оборудования в переходных режимах, когда необходимость отключения защиты определена инструкцией по эксплуатации основного оборудования;

2) при очевидной неисправности защиты. Отключение производится по распоряжению начальника смены электростанции с уведомлением технического руководителя и оформляется записью в оперативной документации;

3) для периодической проверки согласно графику, утвержденному техническим руководителем энергообъекта. Производство ремонтных и наладочных работ в цепях включенных защит не допускается.

479. Исполнительные операции защит и устройств автоматического включения резерва технологического оборудования необходимо проверять персоналу соответствующего технологического цеха и персоналу, обслуживающего эти средства, перед пуском оборудования после его простоя более 3 суток или если во время останова на срок менее 3 суток производились ремонтные работы в цепях защит. При недопустимости проверки исполнительных операций в связи с тепловым состоянием агрегата проверка защиты осуществляется без воздействия на исполнительные органы.

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

480. Средства технологических защит (первичные измерительные преобразователи, измерительные приборы, сборки зажимов, ключи и переключатели, запорная арматура импульсных линий) оснащаются внешними отличительными признаками (красный цвет и другие).

На панелях защит с обеих сторон и установленной на них аппаратуре наносятся надписи, указывающие их назначение. На шкалах приборов наносятся отметки уставок срабатывания защит.

481. Алгоритмы работы защит, включают значения уставок, выдержек времени срабатывания и определяются заводом-изготовителем оборудования. При реконструкции оборудования или отсутствии данных заводов-изготовителей уставки и выдержки времени устанавливаются на основании результатов испытаний.

Устройства для изменения уставок опломбируются (кроме регистрирующих приборов). Пломбы снимаются работникам, обслуживающим средства защиты, с записью об этом в оперативном журнале. Снятие пломб производится при отключенных средствах защиты.

482. Технологические защиты, действующие на отключение оборудования, снабжаются средствами, фиксирующими первопричину их срабатывания.

Средства, фиксирующие первопричину срабатывания защиты, включая регистраторы событий, эксплуатируются в течение всего времени работы защищаемого оборудования.

Все случаи срабатывания защит, а также их отказов учитываются, а причины и виды неисправностей анализируются.

483. Для регуляторов, введенных в эксплуатацию, обеспечивается состояние, обеспечивающее поддержание технологических параметров, регламентированных нормативно-техническими документами.

Отключение исправных автоматических регуляторов производится в случаях, указанных в инструкциях по эксплуатации.

484. Обеспечивается соответствие технологического оборудования требованиям настоящих Правил и техническим условиям заводов-изготовителей автоматизированного оборудования.

485. По каждому контуру регулирования, введенному в эксплуатацию, на электростанции необходимо иметь данные, необходимые для восстановления его настройки после ремонта или замены вышедшей из строя аппаратуры.

486. Ввод в эксплуатацию средств логического управления после наладки или корректировки технологических алгоритмов управления производится пo распоряжению технического руководителя энергообъекта.

487. Для средств логического управления, введенных в эксплуатацию, обеспечивается состояние, обеспечивающее выполнение соответствующих технологических программ (алгоритмов). Проверка работоспособности средств логического управления производится после доведения ремонтных работ, как во внешних цепях, так и в шкафах. Она выполняется персоналом технологического цеха и цеха, обслуживающего систему управления, с воздействием на исполнительные органы. При недопустимости проверки исполнительных операций проверка работоспособности средств логического управления производится персоналом, обслуживающим средства управления, перед пуском оборудования после его простоя более 3 суток.

Если во время останова технологического оборудования на срок менее 3 суток в цепях средств логического управления производились ремонтные и наладочные работы и если аналогичные работы производились ранее в шкафах центральной части, проверка работоспособности средств логического управления выполняется персоналом технологического цеха и персоналом, обслуживающим средства управления, с воздействием на исполнительные органы на остановленном оборудовании.

При недопустимости проверки исполнительных операций в связи с тепловым состоянием оборудования проверка средств логического управления осуществляется без воздействия на исполнительные органы управления оборудования.

Объем и порядок проведения проверок работоспособности регламентируются инструкцией, утвержденной техническим руководителем энергообъекта.

488. На работающем оборудовании выполнение ремонтных и наладочных работ в исполнительных (внешних) цепях средств логического управления не производится.

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

489. Все изменения технологических алгоритмов средств логического управления, введенных в эксплуатацию, утверждаются техническим руководителем энергообъекта.

490. Если предусмотренные проектом регуляторы, средства логического управления, функции АСУ ТП не введены в эксплуатацию за срок, установленный для освоения технологического оборудования, то оформляются обоснованные технические решения с указанием причин отказа от внедрения и задание проектной организации на доработку проекта.

Параграф 12. Водоподготовка и водно-химический режим тепловых
электростанций и тепловых сетей

491. Режим эксплуатации водоподготовительных установок и водно-химический режим обеспечивает работу электростанций и тепловых сетей без повреждений и снижения экономичности, вызванных коррозией внутренних поверхностей водоподготовительного, теплоэнергетического и сетевого оборудования, а также образованием накипи и отложений на теплопередающих поверхностях, отложений в проточной части турбин, шлама в оборудовании и трубопроводах электростанций и тепловых сетей.

492. Организация и контроль за водно-химическим режимом работы оборудования электростанций и организаций, эксплуатирующих тепловые сети, осуществляется персоналом химического цеха (лаборатории или соответствующего подразделения).

Изменения проектных схем и конструкций оборудования, которые могут влиять на работу водоподготовительных установок и установок для очистки конденсатов, а также на водно-химический режим электростанций (тепловых сетей), обосновываются проектными или иными организациями, аккредитованными в установленном порядке.

Включение в работу и отключение любого оборудования, могущие вызывать ухудшение качества воды и пара, согласуются с химическим цехом (лабораторией или соответствующим подразделением).

Внутренние осмотры оборудования, отбор проб отложений, вырезку образцов труб, составление актов осмотра, а также расследование аварий и неполадок, связанных с водно-химическим режимом, выполняются персоналом соответствующего технологического цеха с участием персонала химического цеха (лаборатории или соответствующего подразделения).

493. Применение новых методов водоподготовки и водно-химических режимов обосновывается проектными решениями.

Параграф 13. Водоподготовка и коррекционная обработка воды

494. Водоподготовительные установки со всем вспомогательным оборудованием, включая склады реагентов, смонтируются и сдаются для пусковой наладки за 2 месяца до начала предпусковой очистки теплоэнергетического оборудования.

Установки для очистки конденсата турбин и загрязненных конденсатов, а также установки коррекционной обработки воды смонтируются и сдаются для пусковой наладки за 2 месяца до пуска энергоблока (котла) и включаются в работу при его пуске.

Общестанционные баки запаса обессоленной воды и конденсата смонтируются с нанесением на них антикоррозионных покрытий к началу предпусковой очистки оборудования первого энергоблока (котла) электростанции.

495. Устройства механизации и автоматизации технологических процессов водоподготовки, очистки конденсата, а также коррекционной обработки воды и приборы автоматического химического контроля включаются в работу при пуске соответствующих установок и агрегатов.

496. Эксплуатация оборудования, трубопроводов и арматуры водоподготовительных установок и установок очистки конденсата, а также строительных конструкций, поверхности которых соприкасаются с коррозионно-активной средой, производится при условии выполнения на этих поверхностях антикоррозионного покрытия или изготовления их из коррозионно-стойких материалов.

497. Капитальный ремонт оборудования водоподготовительных установок, установок для очистки конденсатов и коррекционной обработки воды производится 1 раз в 3 года, текущий ремонт – по мере необходимости, измерение уровней фильтрующих материалов – 2 раза в год.

498. Реагенты и фильтрующие материалы, не отвечающие требованиям технических условий заводов-изготовителей, не применяются в эксплуатации энергопредприятий.

499. Порядок хранения, приготовления и дозирования реагентов, технология их применения излагается в специальных инструкциях, разработанных энергопредприятием на основе рекомендаций заводов-изготовителей.

500. На энергоблоках сверхкритического давления применяются следующие водно-химических режимов: гидразинно-аммиачного, нейтрально-кислородного, кислородно-аммиачного, гидразинного.

501. На котлах с естественной циркуляцией организуется фосфатирование котловой воды с подачей фосфатного раствора в барабан котла. При необходимости корректируется значение рН котловой воды раствором едкого натра. На котлах давлением 40-100 кгс/см² (3,9-9,8 МПа) применяется трилонная обработка котловой воды взамен фосфатирования.

502. На котлах давлением до 70 кгс/см² (7 МПа) при необходимости более глубокого удаления кислорода из питательной воды в дополнение к термической деаэрации проводится по решению технического руководителя обработка питательной воды сульфитом натрия или гидразином.

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

Поддержание необходимых значений рН питательной воды осуществляется вводом аммиака.

Параграф 14. Химический контроль

503. Химический контроль на электростанции обеспечивает:

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

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

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

4) определение количества вредных выбросов электростанции в атмосферу.

504. Эксплуатация электростанции производится при условии ее оснащения экспресс-лабораторией и центральной лабораторией, устройствами и приборами для осуществления в полном объеме указанного выше химического контроля.

505. На всех контролируемых участках пароводяного тракта устанавливаются отборники проб воды и пара с холодильниками для охлаждения проб до 20-40 ⁰С.

Пробоотборные линии и поверхности охлаждения холодильников выполняются из нержавеющей стали.

На конденсационных электростанциях с энергоблоками мощностью 200 МВт и более и на теплофикационных электроцентралях (далее – ТЭЦ) с агрегатами мощностью 50 МВт и более линии отбора проб выводятся в специальное, имеющее вентиляцию помещение, примыкающее к экспресс-лаборатории.

506. В дополнение к внутреннему осмотру оборудования организуются вырезки образцов труб, а также отбор отложений из проточной части турбин, подогревателей и прочего теплоэнергетического оборудования.

Места и периодичность вырезки образцов труб определяются в соответствии с методиками по контролю состояния основного оборудования тепловых электрических станций, определению количества и химического состава отложений.

На основании внутреннего осмотра оборудования и оценки количества и химического состава отложений составляется акт о состоянии внутренней поверхности оборудования, о необходимости проведения эксплуатационной химической очистки и принятия других мер, препятствующих коррозии и образованию отложений.

Параграф 15. Нормы качества пара и воды

507. Обеспечивается удовлетворение качества пара прямоточных котлов нормам качества пара и воды прямоточных котлов, указанным в приложении 8 к настоящим Правилам.

508. Обеспечивается удовлетворение качества питательной воды прямоточных котлов нормам качества пара и воды прямоточных котлов, указанным в приложении 8 к настоящим Правилам.

509. На тех электростанциях с прямоточными котлами на давление пара 140 кгс/см²(13,8 МПа), где проектом не была предусмотрена очистка всего конденсата, выходящего из конденсатосборника турбины, допускается содержание соединений натрия в питательной воде и паре при работе котлов не более 10 мкг/дм³, при этом обеспечивается общая жесткость питательной воды не более 0,5 мкг-экв/дм³, а содержание в ней соединений железа – не более 20 мкг/дм³ .

Для прямоточных котлов давлением 100 кгс/см² (9,8 МПа) и менее нормы качества питательной воды, пара и конденсата турбин при работе котлов согласуются с вышестоящей организацией на основе имеющегося опыта эксплуатации, или обоснованы проектными или иными организациями, аккредитованными в установленном порядке.

510. При пуске энергоблока с прямоточным котлом технология вывода загрязнений из пароводяного тракта принимается в соответствии с инструкцией по ведению водно-химического режима энергоблоков сверхкритического давления в зависимости от продолжительности предшествующего простоя энергоблока, а также с учетом длительности предыдущей компании и объема ремонтных работ на поверхностях нагрева котла.

Технология вывода загрязнений из пароводяного тракта при пуске прямоточных котлов давлением 100 кгс/см² (9,8 МПа) и менее определяется на основе имеющегося опыта эксплуатации.

511. При пуске энергоблока с прямоточным котлом после доведения нагрузки до заданной диспетчерским графиком или при подключении второго котла дубль-блока в течение первых 2 суток допускается превышение не более чем на 50 % удельной электрической проводимости пара, а также содержания в нем соединений натрия и кремниевой кислоты, а в питательной воде – удельной электрической проводимости, общей жесткости, содержания соединений натрия, кремниевой кислоты, железа и меди.

При этом в первые сутки содержание соединений железа и кремниевой кислоты допускается до 50 мкг/дм³по каждому из этих составляющих.

При пуске энергоблока с прямоточным котлом после капитального и среднего ремонта превышение норм не более, чем на 50 % допускается в течение 4 суток. При этом в первые сутки содержание соединений железа и кремниевой кислоты допускается до 100 мкг/дм³по каждому из этих составляющих.

512. Обеспечивается соответствие среднего по всем точкам отбора качества насыщенного пара котлов с естественной циркуляцией, а также качества перегретого пара после всех устройств для регулирования его температуры нормам качества насышенного пара (в том числе и перегретого) котлов с естественной циркуляцией, указанным в приложении 9 к настоящим Правилам.

513. Обеспечивается соответствие качества питательной воды котлов с естественной циркуляцией нормам качества питательной воды котлов с естественной циркуляцией, согласно приложению 10 к настоящим Правилам.

Обеспечивается значение содержания соединений натрия для котлов 140 кгс/см² (13,8 МПа) не более 50 мкг/дм³. Допускается корректировка норм содержания натрия в питательной воде на ТЭЦ с производственным отбором пара тогда, когда на ней не установлены газоплотные или другие котлы с повышенными локальными тепловыми нагрузками экранов и регулирование перегрева пара осуществляется впрыском собственного конденсата.

Обеспечивается значение удельной электрической проводимости Н-катионированной пробы для котлов давлением 140 кгс/см² (13,8 МПа) не более 1,5 мкСм/см. Допускается соответствующая корректировка нормы удельной электрической проводимости в случаях корректировки нормы содержания натрия в питательной воде.

Обеспечивается величина содержания гидразина (при обработке воды гидразином) в пределах от 20 до 60 мкг/дм³; в период пуска и останова котла допускается содержание гидразина до 3000 мкг/дм³.

Обеспечивается величина содержания аммиака и его соединений не более 1000 мкг/дм³. В отдельных случаях с разрешения (согласования) вышестоящей организации энергосистемы или специализированной технической организации, определенной центральным органом, допускается увеличение содержание аммиака до значений, обеспечивающих поддержание необходимого значения рН пара, но не приводящих к превышению норм содержания в питательной воде соединений меди.

Обеспечивается величина содержания свободного сульфита (при сульфитировании) не более 2 мг/дм³.

Обеспечивается величина суммарного содержания нитритов и нитратов для котлов давлением 140 кгс/см² (13,8 МПа) не более 20 мкг/дм³; для котлов давлением 100 кгс/см² (9,8 МПа) и менее величина допустимого содержания нитритов и нитратов устанавливается на основе имеющегося опыта эксплуатации исходя из условий обеспечения безаварийной и экономичной работы оборудования, при этом для котлов давлением 70 кгс/см² (7,0 МПа) и менее содержание нитратов не нормируется.

514. Для электростанций, на которых установлены котлы с давлением пара, отличающимся от стандартизированных значений, нормы качества пара и питательной воды корректируются вышестоящей организацией или специализированной технической организацией, определенной центральным органом.

515. Нормы качества котловой воды, режимы непрерывной и периодической продувок устанавливаются на основе инструкций завода-изготовителя котла, типовых инструкций по ведению водно-химического режима или результатов теплохимических испытаний.

516. Избыток фосфатов в котловой воде составляет:

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

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

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

517. Значение рН котловой воды чистого отсека составляет:

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

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

Значение рН котловой воды солевого отсека составляет:

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

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

5) для котлов давлением 40 кгс/см² (3,9 МПа) – не более 11,8.

Для котлов давлением 100 кгс/см² (9,8 МПа) и выше, питаемых химически очищенной водой, допускается значение рН продувочной воды не более 11,5.

Для котлов давлением 140 кгс/см² (13,8 МПа) в котловой воде соблюдается соотношение Щ_фф= (0,2/0,5)Щ_общ в чистом отсеке и

Щ_фф= (0,5/0,7) Щ_общ в солевом отсеке.

Для котлов давлением 100 кгс/см² (9,8 МПа) и ниже в котловой воде солевого и чистого отсеков выполняется условие – Щ_фф> 0,5 Щ_общ.

При несоблюдении требуемых значений рН и соотношений щелочностей в котловую воду вводится едкий натр, в том числе и в пусковых режимах.

518. Для котлов с барабанами, имеющими заклепочные соединения, относительная щелочность котловой воды соблюдается отсутствие превышения более чем на 20 %, со сварными барабанами и креплением труб вальцовкой или вальцовкой с уплотнительной подваркой – 50 %.

Для котлов, имеющих сварные барабаны и приваренные к ним трубы, относительная щелочность воды не нормируется.

519. Расход воды при непрерывной продувке котла измеряется расходомером и поддерживается в следующих пределах:

1) для установившегося режима при восполнении потерь обессоленной водой или дистиллятом испарителей – не более 1 и не менее 0,5 % производительности котла, а при восполнении потерь химически очищенной водой – не более 3 и не менее 0,5 %; при пуске котла из монтажа, ремонта или резерва обеспечивается увеличение непрерывной продувки на уровне до 2-5 %; длительность работы котла с увеличенной продувкой устанавливается химическим цехом (лабораторией или соответствующим подразделением);

2) при высокой минерализации исходной воды, большом невозврате конденсата от потребителей и в других подобных случаях обеспечивается увеличение размера продувки на уровне до 5 %.

Периодические продувки котлов из нижних точек осуществляются при каждом пуске и останове котла, а также во время работы котлов по графику, разработанному электростанцией.

520. Обеспечивается такое качество воды, применяемой для впрыскивания при регулировании температуры перегретого пара, чтобы качество перегретого пара соответствовало нормам.

521. При ухудшении качества пара при работе прямоточных котлов давлением 255 кгс/см² (25 МПа):

1) за счет увеличения удельной электрической проводимости до 0,5 мкСм/см, содержания соединений натрия до 10 мкг/дм³ причина нарушения устраняется не позже чем за 72 часа;

2) за счет увеличения удельной электрической проводимости от 0,5 до 1,0 мкСм/см, содержания соединений натрия от 10 до 15 мкг/дм причина ухудшения устраняется не более чем за 24 часа;

3) за счет не устранения указанных выше нарушений в течение соответственно 72 и 24 часов, а также за счет увеличения удельной электрической проводимости более 1 мкСм/см, содержания соединений натрия более 15 мкг/дм³ или снижения рН ниже 5,5 турбина останавливается в течение не более 24 часов по решению технического руководителя электростанции.

При ухудшении качества пара котлов с естественной циркуляцией:

4) за счет превышения норм содержания соединений натрия, кремниевой кислоты, удельной электрической проводимости не более чем в 2 раза причина ухудшения устраняется в течение 72 часов;

5) за счет превышения норм содержания соединений натрия, кремниевой кислоты, удельной электрической проводимости от 2 до 4 раз причина ухудшения устраняется в течение 24 часов;

6) за счет не устранения указанных выше нарушений в течение соответственно 72 и 24 часов, а также за счет превышения норм содержания соединений натрия, кремниевой кислоты, удельной электрической проводимости более чем в 4 раза или снижения рН ниже 5,5 турбина на блочных электростанциях или котел на электростанциях с поперечными связями останавливаются не позднее чем через 24 часа по решению технического руководителя электростанции.

522. При ухудшении качества питательной воды котлов с естественной циркуляцией:

1) за счет превышения норм содержания общей жесткости, соединений кремниевой кислоты, натрия не более чем в 2 раза, причина ухудшения устраняется в течение 72 часов;

2) за счет превышения норм содержания общей жесткости от 2 до 5 раз, содержания соединений кремниевой кислоты, натрия более, чем в 2 раза, причина ухудшения устраняется в течение 24 часов;

3) за счет не устранения указанных выше нарушений в течение соответственно 72 и 24 часов или за счет увеличения содержания общей жесткости более чем в 5 раз, котел останавливается не позднее чем через 4 часа по решению технического руководителя электростанции.

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

При снижении в котловой воде значения рН ниже 7,5 и невозможности повышения его путем дозирования едкого натра или за счет устранения причин нарушения котел останавливается немедленно.

523. Обеспечивается соответствие качества конденсата турбин после конденсатных насосов первой ступени электростанций с прямоточными котлами давлением 140-255 кгс/см²(13,8-25 МПа) следующим нормам, не более:

1) общая жесткость 0,5 мкг-экв/дм³, при очистке 100 % конденсата, выходящего из конденсатосборника турбины, производится временное повышение указанной нормы на срок не более 4 суток при условии соблюдения норм качества питательной воды;

2) удельная электрическая проводимость 0,5 мкСм/см;

3) содержание растворенного кислорода после конденсатных насосов 20 мкг/дм³.

524. Обеспечивается соответствие качества конденсата турбин электростанций с котлами с естественной циркуляцией нормам качества конденсата турбин, согласно приложению 11 к настоящим Правилам.

525. Обеспечивается соответствие качества обессоленной воды для подпитки прямоточных котлов нормам качества обессоленной воды для подпитки котлов, согласно приложению 12 к настоящим Правилам.

Обеспечивается соответствие качества обессоленной воды для подпитки котлов с естественной циркуляцией давлением 140 кгс/см² (13,8 МПа) нормам качества обессоленной воды для подпитки котлов, согласно приложению 12 к настоящим Правилам.

Нормы качества обессоленной воды корректируются вышестоящей организацией энергосистемы или специализированной технической организацией, определенной центральным органом, в зависимости от местных условий (качества исходной воды, схемы водоподготовительной установки, типа используемых ионитов, доли обессоленной воды в балансе питательной) при условии соблюдения норм качества питательной воды.

Соблюдается такое качество добавочной воды для подпитки барабанных котлов давлением 100 кгс/см²(9,8 МПа) и ниже, а также качество внутристанционных составляющих питательной воды прямоточных и барабанных котлов (конденсаты регенеративных, сетевых и других подогревателей, вод дренажных баков, баков нижних точек, баков запаса конденсата и других потоков), чтобы обеспечивалось соблюдение норм качества питательной воды. При загрязненности внутристанционных составляющих питательной воды, вызывающей нарушение норм, они до возвращения в цикл подвергаются очистке или сброшены.

526. При снижении щелочности исходной воды Н-Nа-катионированием или добавлением кислоты обеспечивается величина остаточной общей щелочности химически очищенной воды в пределах 0,2-0,8 мг-экв/дм³.

527. При появлении в исходной воде или тракте водоподготовительной установки бактерий, вызывающих образование нитритов, проводится периодическая обработка трубопроводов исходной воды и фильтрующих материалов осветлительных фильтров раствором хлорной извести.

Периодическая обработка осуществляется с разрешения технического руководителя электростанции и отмечается в оперативном журнале с указанием количества поданной воды и источника водоснабжения

528. Обеспечивается соответствие качества дистиллята испарителей, предназначенных для восполнения потерь пара и конденсата, следующим нормам:

1) содержание соединений натрия – не более 100 мкг/дм³;

2) свободной угольной кислоты – не более 2 мг/дм³ .

Дистиллят испарителей, применяемый для питания прямоточных котлов, дополнительно очищается до приведенных выше норм качества обессоленной воды для подпитки котлов.

529. Обеспечивается соответствие качества питательной воды испарителей, предназначенных для восполнения потерь пара и конденсата, нормам качества питательной воды испарителей, согласно приложению 13 к настоящим Правилам.

В отдельных случаях на основе опыта эксплуатации нормы качества питательной воды могут быть скорректированы.

При питании испарителей водой с общим солесодержанием более 2000 г/дм³допускается фосфатирование.

Нормы качества концентрата испарителей и режим продувок устанавливается на основе инструкций завода-изготовителя, типовых инструкций по ведению водно-химического режима или результатам теплохимических испытаний, проводимых электростанцией, специализированными организациями, определенными уполномоченным органом по государственному надзору и контролю.

530. Обеспечивается соответствие качества конденсата, возвращаемого с производства, нормам качества конденсата, согласно приложению 14 к настоящим Правилам.

Обеспечивается отсутствие в возвращаемом конденсате потенциально кислых или щелочных соединений, вызывающих отклонение значения рН котловой воды от установленных норм более, чем на 0,5 единицы при неизменном режиме коррекционной обработки фосфатами или фосфатами и едким натром.

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

531. Обеспечивается соответствие качества воды для подпитки тепловых сетей нормам качества воды для подпитки тепловых сетей, согласно приложению 15 к настоящим Правилам.

При силикатной обработке подпиточной воды предельная концентрация кальция определяется с учетом суммарной концентрации не сульфатов (для предотвращения выпадения (СаSO₄), но и кремниевой кислоты (для предотвращения выпадения (СаSiO₃) для заданной температуры нагрева сетевой воды с учетом ее превышения в пристенном слое труб котла на 40 ⁰С.

При применении комплексной обработки воды (ОЭДФ, цинковая соль ОЭДФ, ИОМС) обработка подпиточной воды ведется согласно норм, утвержденных руководством энергопредприятия.

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

532. Обеспечивается соответствие качества сетевой воды нормам качества сетевой воды, согласно приложению 16 к настоящим Правилам.

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

Обеспечивается величина карбонатного индекса И_к – нормативов для подпитки тепловых сетей не выше нормативных значений И_к воды для подпитки тепловых сетей, приведенных в приложении 17 к настоящим Правилам.

По окончании отопительного сезона или при останове водогрейные котлы и теплосети консервируются.

533. На электростанциях, работающих на органическом топливе, обеспечивается величина внутристанционных потерь пара и конденсата (без учета потерь при работе форсунок, продувках и обдувках котлов, водных отмывках, обслуживании установок для очистки конденсата, деаэрации добавочной воды теплосети, разгрузке мазута), согласно приложения 18 к настоящим Правилам, при номинальной производительности работающих котлов не более, % общего расхода питательной воды.

При фактическом расходе питательной воды, меньшем номинального, нормы внутристанционных потерь соответственно увеличиваются, но не более чем в 1,5 раза.

При расчете общих потерь расходы воды и пара на технологические нужды принимаются в соответствии с нормами и с учетом возможного повторного использования воды в цикле электростанции.

Для каждой электростанции общие нормы потерь пара и конденсата ежегодно согласуются с проектной или специализированной технической организацией, аккредитованной в установленном порядке.

Параграф 16. Трубопроводы и арматура

534. Администрация энергообъекта распоряжением назначает из числа инженерно-технических работников (начальников цехов и служб) лиц, ответственных за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопроводов.

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

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

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

3) размер затяжки пружин подвесок и опор в холодном состоянии;

4) исправность индикаторов тепловых перемещений;

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

6) состояние дренажей и воздушников, предохранительных устройств;

7) размер уклонов горизонтальных участков трубопроводов и соответствие их требованиям проектной документации;

8) легкость хода подвижных частей арматуры;

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

10) исправность тепловой изоляции;

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

536. Администрация энергообъекта разрабатывает и утверждает местные инструкции, учитывающие конкретные условия эксплуатации трубопроводов на данном энергообъекте.

При эксплуатации трубопроводов и арматуры в соответствии с инструкциями, утвержденными техническим руководителем энергообъекта контролируются:

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

2) отсутствие защемлений и повышенной вибрации трубопроводов;

3) плотность предохранительных устройств, арматуры и фланцевых соединений;

4) температурный режим работы металла при пусках и остановах;

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

6) герметичность сальниковых уплотнений арматуры;

7) соответствие показаний указателей положения (далее – УП) регулирующей арматуры на щитах управления ее фактическому положению;

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

537. При заполнении средой неостывших паропроводов обеспечивается контроль разности температур стенок трубопровода и рабочей среды, которая выдерживается в пределах расчетных значений.

538. Система дренажей обеспечивает полное удаление влаги при прогреве, остывании и опорожнении трубопроводов, для чего последним обеспечивается уклон горизонтальных участков не менее 0,004 градуса (по ходу движения среды), сохраняющийся до температуры, соответствующей насыщению при рабочем давлении среды. При замене деталей и элементов трубопроводов сохраняется проектное положение оси трубопровода.

При прокладке дренажных линий учитывается направление тепловых перемещений во избежание защемления трубопроводов.

При объединении дренажных линий нескольких трубопроводов на каждом из них устанавливается запорная арматура.

539. При компоновке трубопроводов и арматуры обеспечивается возможность обслуживания и ремонта арматуры. В местах установки арматуры и индикаторов тепловых перемещений паропроводов устанавливаются площадки обслуживания.

540. На арматуре наносятся названия и номера согласно технологическим схемам трубопроводов, а также указатели направления вращения штурвала.

Регулирующие клапаны снабжаются указателями степени открытия регулирующего органа оборудования, а запорная арматура – указателями "Открыто" и "Закрыто".

541. Ремонт трубопроводов, арматуры и элементов дистанционного управления арматурой, установка и снятие заглушек, отделяющих ремонтируемый участок трубопровода, выполняются по наряду-допуску.

542. Арматура, ремонтировавшаяся в условиях мастерской, испытывается на герметичность затвора, сальниковых, сильфонных и фланцевых уплотнений давлением, равным 1,25 рабочего.

Арматура, ремонтировавшаяся без вырезки из трубопровода, испытывается на плотность рабочим давлением среды при пуске оборудования.

543. Тепловая изоляция трубопроводов и арматуры содержится в исправном состоянии. Величина температуры на ее поверхности при температуре окружающего воздуха 25 ⁰С поддерживается на уровне не более 45 ⁰С. Используется съемная тепловая изоляция фланцевых соединений, арматуры и участков трубопроводов, подвергающихся периодическому контролю (сварные соединения, бобышки для измерения ползучести).

Для тепловой изоляции трубопроводов, расположенной на открытом воздухе и вблизи масляных баков, маслопроводов, мазутопроводов, применяется металлическое или другое покрытие для предохранения ее от пропитывания влагой или горючими нефтепродуктами. Для трубопроводов, расположенных вблизи кабельных линий, также применяется металлическое покрытие.

Объекты с температурой рабочей среды ниже температуры окружающего воздуха защищаются от коррозии путем применения гидро- и теплоизоляции.

Для тепловой изоляции применяются материалы, не вызывающие коррозии металла трубопроводов.

544. Изоляция трубопроводов, не имеющих защитного покрытия, окрашивается. При наличии защитного покрытия на его поверхность наносятся маркировочные кольца.

545. При обнаружении свищей, трещин в питательных трубопроводах, паропроводах свежего пара и промежуточного перегрева, а также в их арматуре аварийный участок немедленно отключается. Если при отключении невозможно резервировать аварийный участок, то оборудование, связанное с этим участком, останавливается.

546. Арматура используется строго в соответствии с ее функциональным назначением. Запорная арматура в качестве регулирующей не используется.

Параграф 17. Золоулавливание и золоудаление. Золоулавливающие
установки

547. При работе котла на твердом топливе обеспечивается бесперебойная работа золоулавливающей установки.

Эксплуатация котла с неработающей золоулавливающей установкой не производится. При появлении сигнала о достижении верхнего предельного уровня золы в двух и более бункерах разных полей электрофильтра, прекращении орошения каплеуловителя мокрой золоулавливающей установки или прекращении удаления из него пульпы необходимо принять меры к выявлению и устранению причин неполадок.

Использование бункеров золоулавливающих установок для накопления уловленной золы не производится. Она удаляется из бункеров непрерывно.

548. При растопке котла на газе или мазуте высокое напряжение на электрофильтры не подается, механизмы встряхивания включаются в работу, обеспечивается подогрев бункеров и изоляторных коробок. После перевода котла на сжигание твердого топлива включаются в работу виброрыхлители или аэрирующие устройства бункеров, время подачи высокого напряжения на электрофильтры указывается в производственной инструкции.

549. В подбункерных помещениях электрофильтров температура воздуха поддерживается не ниже 12 ⁰С. Температура стенок бункеров и течек золоулавливающих установок поддерживается на 15 ⁰С выше температуры конденсации водяных паров, содержащихся в дымовых газах.

На электростанциях с открытой компоновкой электрофильтров в районах с расчетной температурой отопления минус 15 ⁰С и ниже электрофильтры перед пуском предварительно прогреваются горячим воздухом до температуры выше точки росы дымовых газов растопочного топлива.

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

550. При повышении температуры дымовых газов за электрофильтрами выше температуры газов перед ними высокое напряжение снимается со всех полей. При обнаружении очагов возгорания в электрофильтре котел останавливается и аварийное состояние устраняется.

551. Режим эксплуатации золоулавливающих установок определяется следующими показателями:

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

2) для мокрых золоулавливающих установок – оптимальным расходом орошающей воды и температурой газа после аппаратов не менее чем на 15 ⁰С выше точки росы дымовых газов (по водяным парам);

3) для батарейных циклонов – оптимальным аэродинамическим сопротивлением аппаратов.

552. При эксплуатации мокрых золоулавливающих установок предусматриваются меры, предотвращающие брызгоунос. При установке электрофильтров за мокрыми золоулавливающими установками наличие следов брызгоуноса за последними избегается.

553. Состояние золоулавливающих установок контролируется в соответствии с типовыми инструкциями заводов-изготовителей по их эксплуатации.

554. При останове котла на срок более 3 суток золоулавливающие установки осматриваются и очищаются от отложений.

555. Испытания золоулавливающих установок выполняются при вводе их в эксплуатацию из монтажа, после капитального ремонта или реконструкции специализированными аттестованными организациями.

Для проведения испытаний на золоулавливающих установках оборудуют измерительными участками на газоходах и штуцерами, лючками и другими приспособлениями, также стационарными площадками с освещением для обслуживания используемых при испытаниях приборов.

556. Золоулавливающие установки не реже 1 раза в год подвергаются испытаниям по экспресс-методу в целях проверки их эксплуатационной эффективности и при необходимости разработки мероприятий по улучшению работы.

Параграф 18. Системы золошлакоудаления и золоотвалы

557. При эксплуатации систем золошлакоудаления и золоотвалов обеспечиваются:

1) своевременное, бесперебойное и экономичное удаление и складирование золы и шлака в золоотвалы, на склады сухой золы, а также отгрузка их потребителям;

2) надежность оборудования, устройств и сооружений внутреннего и внешнего золошлакоудаления;

3) рациональное использование рабочей емкости золоотвалов и складов сухой золы;

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

558. Эксплуатация систем гидро- и пневмозолоудаления организуется в режимах, обеспечивающих:

1) оптимальные расходы воды, воздуха и электроэнергии;

2) минимальный износ золошлакопроводов;

3) исключение замораживания внешних пульпопроводов и водоводов, заиления золосмывных аппаратов, каналов и пульпоприемных бункеров, образования отложений золы в бункерах, течках и золопроводахпневмозолоудаления.

Для ликвидации пресыщения воды труднорастворимыми соединениями и осаждения взвешенных твердых частиц (осветления) предусматриваются необходимые площадь и глубина отстойного бассейна.

559. При эксплуатации систем гидрозолоудаления обеспечиваются плотность трактов и оборудования, исправность облицовки и перекрытий каналов, золошлакопроводов, устройств для оперативного переключения оборудования.

В системах пневмозолоудаления предусматривается очистка сжатого воздуха от масла, влаги и пыли, а также предотвращение попадания влаги в золопроводы, промежуточные бункера и емкости складов золы.

560. Эксплуатация оборотных (замкнутых) гидравлических систем золошлакоудаления организуется в бессточном режиме, предусматривающем:

1) поддержание баланса воды в среднем за год;

2) преимущественное использование осветленной воды в технических целях (обмывка поверхностей нагрева котлов, золоулавливающих установок, гидроуборка зольных помещений, уплотнение подшипников багерных насосов, орошение сухих участков золоотвалов для пылеподавления, охлаждение газов путем впрыска воды, приготовление бетонных растворов) и направление образующихся стоков в систему гидрозолоудаления (далее – ГЗУ).

Сброс осветленной воды из золоотвалов в реки и в природные водоемы производится в соответствии со статьями 66, 72, 89 Водного кодекса Республики Казахстан.

561. Сбросы посторонних вод в оборотную систему ГЗУ производятся при условии, что общее количество добавляемой воды не превысит фактические ее потери из системы в течение календарного года.

В качестве добавочной воды используются наиболее загрязненные промышленные стоки с направлением их в устройства, перекачивающие пульпу.

562. При нехватке осветленной воды подпитка оборотной системы ГЗУ технической водой производится путем перевода на техническую воду изолированной группы насосов.

Смешение в насосах и трубопроводах технической и осветленной воды не производится, за исключением систем с нейтральной или кислой реакцией осветленной воды.

563. В шлаковых ваннах механизированной системы шлакоудаления уровень воды поддерживается таким, чтобы обеспечивать остывание шлака и исключать подсос воздуха в топку.

564. Состояние смывных и побудительных сопл системы ГЗУ систематически контролируется, и при увеличении их внутреннего диаметра более чем на 10 % по сравнению с расчетным сопла заменяется.

565. Контрольно-измерительные приборы, устройства технологических защит, блокировок и сигнализации систем гидро- и пневмозолоудаления поддерживаются в исправности и периодически проверяются.

566. Выводимые в резерв или в ремонт тракты гидро- или пневмозолоудаления опорожняются и при необходимости промываются водой или продуваются воздухом.

567. При отрицательной температуре наружного воздуха выводимые из работы пульпопроводы и трубопроводы осветленной воды системы ГЗУ своевременно дренируются для предотвращения их замораживания.

568. Организуется систематический (по графику) контроль износа золошлакопроводов и своевременный поворот труб. Очистка трубопроводов от минеральных отложений производится при повышении гидравлического сопротивления трубопроводов на 20 % (при неизменном расходе воды, пульпы).

569. При повышенном абразивном износе элементов систем удаления и складирования золошлаков (пульпопроводы, золопроводы, сопла) принимаются меры для защиты этих элементов от износа (применение камнелитых изделий, абразивостойких металлов).

570. При необходимости проверяются уклоны пульпопроводов и надземных трубопроводов осветленной воды, произведена рихтовка труб или установка дополнительных дренажей.

571. Ремонт и замена оборудования производится по графику, составленному на основе опыта эксплуатации систем золо- и шлакоудаления. Указанный график корректируется при изменении работы систем золошлакоудаления (изменение вида топлива, подключение дополнительных котлов).

572. Заполнение золоотвалов водой и золошлаками, а также выдача золошлаков из золоотвалов осуществляются по проектной документации.

Эксплуатация и контроль технического состояния дамб золоотвалов организуются в соответствии с требованиями главы 5 настоящих Правил.

573. Не менее чем за 3 года до окончания заполнения существующего золоотвала электростанцией обеспечивается наличие проекта создания новой емкости.

574. На границах золоотвалов, бассейнов и каналов осветленной воды, а также на дорогах, в зоне расположения внешней системы золоудаления устанавливаются предупреждающие и запрещающие знаки.

575. Для контроля уровня заполнения золоотвалов 1 раз в год производятся нивелировка поверхности расположенных выше уровня воды золошлаковых отложений и промеры глубин отстойного пруда по фиксированным створам.

Предельно допустимый уровень заполнения золоотвалов отмечается рейками (реперами).

576. Не проектное наращивание ограждающих дамб избегается. При наращивании дамб из золошлакового материала и мягких грунтов (суглинков, супесей) работы выполняются в теплое время года.

577. Устройства (лестницы, мостики, ограждения и др.), обеспечивающие уход за сооружениями и безопасность персонала содержатся в исправном состоянии.

578. На каждой электростанции составляются и выполняются планы мероприятий по обеспечению надежной работы системы удаления и складирования золы и шлака.

В планы включаются:

1) графики осмотров и ремонта оборудования, пульпопроводов осветленной воды;

2) график наращивания дамб, очистки трубопроводов от отложений, мероприятия по предотвращению пыления, рекультивации отработанных золоотвалов и другие.

Параграф 19. Станционные теплофикационные установки

579. Режим работы теплофикационной установки (давление в подающем и обратном трубопроводах и температура в подающем трубопроводе) осуществляется в соответствии с заданием диспетчера тепловой сети.

Температура воды в подающей линии водяной тепловой сети, в соответствии с утвержденным для системы теплоснабжения температурным графиком, задается по усредненной температуре наружного воздуха за промежуток времени в пределах 12-24 часов, определяемый диспетчером тепловой сети в зависимости от длины сетей, климатических условий и других факторов.

Отклонения от заданного режима за головной задвижкой электростанции обеспечиваются на уровне не более: по температуре воды, поступающей в тепловую сеть, ±3 %; по давлению в подающем трубопроводе ±5 %, по давлению в обратном трубопроводе ±0,2 кгс/см² (± 20 кПа). Допускается превышение среднесуточной температуры обратной воды из тепловой сети заданной графиком не более чем на 3 %. Понижение температуры обратной воды по сравнению с графиком не лимитируется.

При превышении расчетного расхода сетевой воды диспетчеру тепловой сети принимаются меры к восстановлению расчетного расхода.

Отклонения давления и температуры пара на коллекторах электростанции обеспечиваются на уровне не более ±5 % заданных параметров.

580. Для каждого сетевого подогревателя и группы подогревателей на основе проектных данных и результатов испытаний устанавливаются:

1) расчетная тепловая производительность и соответствующие ей параметры греющего пара и сетевой воды;

2) температурный напор и максимальная температура подогрева сетевой воды;

3) предельное допустимое давление с водяной и паровой сторон;

4) расчетный расход сетевой воды и соответствующие ему потери напора.

На основе данных испытаний устанавливаются потери напора в водогрейных котлах, трубопроводах и вспомогательном оборудовании теплофикационной установки при расчетном расходе сетевой воды.

Испытания проводятся на вновь смонтированных теплофикационных установках и периодически (1 раз в 3-4 года) в процессе эксплуатации.

581. Соблюдается равномерное регулирование температуры воды на выходе из сетевых подогревателей, на выводах тепловой сети, а также на станциях подмешивания, расположенных в тепловой сети, со скоростью, не превышающей 30 ⁰С в час.

582. При работе сетевых подогревателей обеспечиваются:

1) контроль уровня конденсата и работы устройств автоматического поддержания уровня;

2) отвод неконденсирующихся газов из парового пространства;

3) контроль температурного напора;

4) контроль нагрева сетевой воды;

5) контроль гидравлической плотности по качеству конденсата греющего пара.

Трубная система теплообменных аппаратов периодически очищается по мере загрязнения, но не реже 1 раза в год (перед отопительным сезоном).

583. Устройства для автоматического включения резерва поддерживаются в постоянной готовности к действию и периодически проверяться по графику, утвержденному техническим руководителем энергообъекта.

584. Установка для подпитки тепловых сетей обеспечивает их подпитку химически очищенной деаэрированной водой в рабочем режиме и аварийную подпитку водой из систем хозяйственно-питьевого или производственного водопроводов.

585. Каждый случай подачи воды для подпитки тепловой сети, не отвечающей требованиям пунктов 527, 532 настоящих Правил, осуществляется с разрешения технического руководителя электростанции и отмечается в оперативном журнале с указанием количества поданной воды и источника водоснабжения.

В соединениях трубопроводов подпитывающего устройства с трубопроводами технической, циркуляционной или водопроводной воды предусматривается контрольный клапан между двумя закрытыми и пломбированными задвижками. При нормальной работе тепловых сетей контрольный клапан поддерживается в закрытом состоянии.

586. Подпиточно-сбросные устройства поддерживают заданное давление на всасывающей стороне сетевых насосов.

Предусматривается защита обратных трубопроводов от внезапного повышения давления.

587. Баки-аккумуляторы и емкости запаса заполняются химически очищенной деаэрированной водой температурой не выше 95 ⁰С. Пропускная способность вестовой трубы поддерживается в соответствии с максимальной скоростью заполнения и опорожнения бака.

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

Если в качестве бака-аккумулятора и емкости запаса применен бак для нефтепродуктов, рассчитанный на плотность продукта 0,9 т/м³, уровень заполнения бака уменьшается на 10 %.

588. Эксплуатация баков-аккумуляторов без усиливающих наружных конструкций, предотвращающих лавинообразное разрушение бака, и без антикоррозионной защиты внутренней поверхности не производится.

Оценка состояния баков-аккумуляторов и емкостей запаса, определение их пригодности к дальнейшей эксплуатации производятся ежегодно в период отключения установок горячего водоснабжения путем визуального осмотра конструкции и основания баков, компенсирующих устройств трубопроводов, а также вестовых труб с составлением акта, утверждаемого техническим руководителем энергообъекта.

Инструментальное обследование конструкций бака-аккумулятора с определением толщины стенок и днища выполняется не реже 1 раза в 3 года в соответствии с требованиями нормативно-технических документов.

При коррозионном износе стен и днища бака на 20 % их проектной толщины и более дальнейшая эксплуатация бака независимо от характера износа и размера площади, подверженной коррозии, не производится.

589. После окончания монтажа или ремонта проводятся испытания баков-аккумуляторов и емкостей запаса.

На каждый принятый в эксплуатацию бак-аккумулятор и емкость запаса составляется паспорт.

590. Эксплуатация баков-аккумуляторов и емкостей запаса не производится:

1) при отсутствии блокировок, обеспечивающих полное прекращение подачи воды в бак при достижении ее верхнего предельного уровня, а также отключение насосов разрядки при достижении ее нижнего предельного уровня;

2) если баки не оборудованы аппаратурой для контроля уровня воды и сигнализации предельного уровня, переливной трубой, установленной на отметке предельно допустимого уровня заполнения, и вестовой трубой.

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

Эксплуатация станционных теплофикационных трубопроводов организуется в соответствии с требованиями настоящего раздела.

Теплофикационные трубопроводы не реже 1 раза в месяц осматриваются работниками электростанции, ответственными за безопасную эксплуатацию трубопроводов, и ежегодно проверяются на гидравлическую плотность.

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

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

592. Теплофикационное оборудование ремонтируется в соответствии с графиком, согласованным с организациями, эксплуатирующими тепловые сети.

Параграф 20. Тепловые сети

593. При эксплуатации тепловых сетей обеспечивается подача потребителям теплоносителя (воды и пара) установленных параметров в соответствии с заданным графиком при утечках теплоносителя и потерях тепла, не превышающих нормативных. При исчерпании фактической мощности источников тепла и пропускной способности магистралей тепловой сети присоединение новых потребителей не производится.

594. Границами обслуживания тепловых сетей, если нет документально оформленных актов границ балансовой принадлежности и эксплуатационной ответственности сторон, являются:

1) со стороны источника тепла – границы, устанавливаемые в соответствии с указаниями пункта 591 настоящих Правил;

2) со стороны потребителя тепла – стена камеры, в которой установлены принадлежащие энергообъектам задвижки на ответвлении к потребителю тепла.

Границы обслуживания тепловых сетей оформляются двусторонним актом.

595. Организация, эксплуатирующая тепловые сети, осуществляет контроль технического состояния и исправности трубопроводов, тепловых пунктов и другого оборудования, находящегося на балансе потребителей, а также за эксплуатационными режимами работы тепловых пунктов без права вмешательства в хозяйственную деятельность потребителя.

596. Организация, эксплуатирующая тепловую сеть, организует контроль поддержания в надлежащем состоянии путей подхода к объектам сети, а также дорожных покрытий и планировки поверхностей над подземными сооружениями.

При планировке поверхности земли над подземной трассой тепловой сети исключается попадание поверхностных вод на теплопроводы и в непроходные, полупроходные и проходные каналы трубопровода.

Ввод трубопроводов тепловой сети в эксплуатацию без устройств для спуска и отвода воды из каждого секционируемого участка не производится.

597. Организация, эксплуатирующая тепловую сеть, обеспечивает исправность ограждающих конструкций, препятствующих доступу посторонних лиц к оборудованию и к запорно-регулирующей арматуре.

598. Раскопка трассы трубопроводов тепловой сети или производство работ их посторонними организациями производится с разрешения организации, эксплуатирующей тепловую сеть, под наблюдением специально назначенного ею лица.

599. Организация, эксплуатирующая тепловую сеть, составляет:

1) план тепловой сети (масштабный);

2) оперативную и эксплуатационную (расчетную) схемы;

3) профили теплотрасс по каждой магистрали.

Ежегодно корректируются план, схемы и профили в соответствии с фактическим состоянием тепловой сети согласно требованиям пункта 57 настоящих Правил.

600. Оперативная схема тепловых сетей, а также настройка автоматики и устройств технологической защиты обеспечивают:

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

2) оптимальное потокораспределение теплоносителя в тепловых сетях;

3) возможность осуществления совместной работы нескольких источников тепла на объединенную тепловую сеть и перехода при необходимости к раздельной работе источников;

4) преимущественное использование наиболее экономичных источников.

601. Всем тепломагистралям, камерам (узлам ответвления), подкачивающим, подпиточным и дренажным насосным, узлам автоматического регулирования, неподвижным опорам, компенсаторам и другим сооружениям тепловой сети присваиваются эксплуатационные номера, которыми они обозначаются на планах, схемах и пьезометрических графиках.

На эксплуатационных (расчетных) схемах подлежат нумерации все присоединенные к сети абонентские системы, а на оперативных схемах, кроме того, секционирующая и запорная арматура.

Арматура, установленная на подающем трубопроводе (паропроводе), обозначается нечетным номером, а соответствующая ей арматура на обратном трубопроводе (конденсатопроводе) – следующим за ним четным номером.

602. Каждый район тепловых сетей оснащается перечнем газоопасных камер и проходных каналов. Перед началом работ такие камеры проверяются для обнаружения газа. Газоопасные камеры оснащаются специальными знаками, люки окрашиваются и содержаться под надежным запором.

Все газоопасные камеры и участки трассы отмечаются на оперативной схеме тепловой сети.

603. Организация, эксплуатирующая тепловые сети, осуществляет техническую приемку тепловых сетей, тепловых пунктов и систем теплопотребления, принадлежащих потребителю, после их монтажа или ремонта, при этом потребитель выполняет гидравлическое испытание на прочность и плотность собственного оборудования давлением, не превышающим максимально допустимое пробное давление для данных сетей, арматуры и нагревательных приборов.

604. Организация, эксплуатирующая тепловые сети, организует постоянный контроль качества обратной сетевой воды в соответствии с требованиями пункта 532 настоящих Правил и выявляет абонентов, ухудшающих качество сетевой воды.

605. Трубопроводы тепловых сетей до ввода их в эксплуатацию после монтажа или капитального ремонта подвергаются очистке:

1) паропроводы – продувке со сбросом пара в атмосферу;

2) водяные сети в закрытых системах теплоснабжения и конденсатопроводы – гидропневматической промывке;

3) водяные сети в открытых системах теплоснабжения – гидропневматической промывке и дезинфекции с последующей повторной промывкой питьевой водой.

Повторная после дезинфекции промывка производится до достижения показателей сбрасываемой воды, соответствующим санитарно-эпидемиологическим требованиям.

606. Подключение тепловых сетей потребителей и систем теплопотребления, не прошедших гидропневматическую промывку, а в открытых системах теплоснабжения дезинфекцию, не производится.

607. Все вновь смонтированные трубопроводы тепловых сетей до ввода в эксплуатацию подвергаются гидравлическому испытанию на плотность.

608. Заполнение сетевых трубопроводов, их промывка и повторная промывка, дезинфекция (для открытых систем теплоснабжения), включение системы циркуляции, продувка и прогрев паропроводов и операции по пуску водяных или паровых тепловых сетей, а также любые испытания сети или отдельных ее элементов и конструкций выполняются под руководством ответственного лица по специально разработанной технической программе, утвержденной руководством организации, эксплуатирующей тепловые сети, и согласованной с руководством энергообъекта – источника тепла.

609. Трубопроводы тепловых сетей заполняются водой температурой не выше 70 ⁰С при отключенных системах теплопотребления.

610. Наружная поверхность трубопроводов и металлических конструкций тепловых сетей (балки, опоры, мачты, эстакады) защищается стойкими антикоррозионными покрытиями.

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

611. Трубопроводы тепловых сетей, арматура, компенсаторы и фланцевые соединения покрываются тепловой изоляцией в соответствии с проектной документацией.

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

612. Ввод в эксплуатацию тепловых сетей при неработающем понижающем дренаже не производится.

613. Проходные каналы, а также крупные узловые камеры, в которых установлено электрооборудование, оборудуются электроосвещением. Приточно-вытяжная вентиляция проходных каналов находится в исправном состоянии.

614. В качестве соединения труб тепловых сетей используются сварные соединения, за исключением мест применения фланцевой арматуры.

Для компенсаторов и арматуры хлопчатобумажные и пеньковые набивки не применяются.

615. При надземной прокладке тепловых сетей задвижки с электроприводами размещаются в помещении или заключаются в кожухи, защищающие арматуру и электропривод от атмосферных осадков и исключающие доступ посторонних лиц.

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

617. Для контроля технического состояния оборудования тепловых сетей и режимов их работы регулярно по графику производится обход теплопроводов и тепловых пунктов.

618. Организация, эксплуатирующая тепловые сети, выявляет дефекты строительных конструкций, трубопроводов и оборудования тепловой сети, осуществляет контроль их технического состояния, тепловой изоляции и антикоррозионного покрытия с применением современных приборов и методов диагностики, а также путем осмотра, опрессовок, испытаний на максимальную температуру теплоносителя и других методов. Организация, эксплуатирующая тепловые сети, осуществляет учет всех повреждений и выявленных дефектов по всем видам оборудования и анализ вызвавших их причин.

Контроль технического состояния трубопроводов и оборудования тепловой сети осуществляется с учетом требований устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды.

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

619. На водяных тепловых сетях и конденсатопроводах организуется систематический контроль состояния внутренней коррозии трубопроводов путем анализов сетевой воды и конденсата, а также по индикаторам внутренней коррозии, устанавливаемым в наиболее характерных точках (на выводах с ТЭЦ, концевых участках, в двух-трех промежуточных узлах магистрали). Неработающая тепловая сеть заполняется химически очищенной деаэрированной водой.

620. Из паропроводов насыщенного пара конденсат непрерывно отводится через конденсатоотводчики.

Работа конденсатоотводчиков на общий конденсатопровод без установки обратных клапанов не производится.

621. Секционирующие задвижки и запорная арматура в нормальном режиме используются в полностью открытом или полностью закрытом положении; регулирование ими расхода теплоносителя не производится.

622. Величина среднегодовой утечки теплоносителя из водяных тепловых сетей поддерживается на уровне не более 0,25 % среднегодового объема воды в тепловой сети и присоединенных к ней системах теплопотребления в час независимо от схемы их присоединения (за исключением систем горячего водоснабжения, присоединенных через водоподогреватели). Сезонная норма утечки теплоносителя устанавливается в пределах среднегодового значения.

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

623. После ремонта до начала отопительного сезона проводится гидравлическое испытание сетей в целях проверки плотности и прочности трубопроводов и установленной запорной и регулирующей арматуры.

Минимальное значение пробного давления составляет 1,25 рабочего давления. При этом значение рабочего давления устанавливается техническим руководителем организации, эксплуатирующей тепловые сети, в соответствии с техническими требованиями устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды.

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

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

624. Для гидравлических испытаний на прочность и плотность трубопроводы тепловых сетей заполняются водой не выше 45 ⁰С.

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

625. Определение фактических тепловых и гидравлических потерь в тепловых сетях осуществляется не реже 1 раза в 5 лет.

626. Обеспечивается соответствие объема и периодичности испытаний тепловых сетей на потенциал блуждающих токов условиям по защите тепловых сетей от электрохимической коррозии.

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

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

1) при работе сетей в переходных режимах;

2) при очевидной неисправности защиты;

3) во время устранения аварий;

4) в период ремонта оборудования.

Работоспособность устройств технологической защиты периодически проверяется в сроки и в объеме, указанный в производственной инструкции организации.

628. Для двухтрубных водяных тепловых сетей в основу режима отпуска тепла закладывается график центрального качественного регулирования.

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

1) для закрытых схем на уровне не ниже 70 ⁰С;

2) для открытых схем горячего водоснабжения на уровне не ниже 60 ⁰С.

629. Гидравлические режимы водяных тепловых сетей разрабатываются ежегодно для отопительного и летнего периодов.

Для открытых систем теплоснабжения в отопительный период режимы разрабатываются при максимальном водоразборе из подающего и обратного трубопроводов и при отсутствии водоразбора.

Мероприятия по регулированию расхода воды у потребителей составляются для каждого отопительного сезона.

Очередность сооружения новых магистралей и насосных станций, предусмотренных схемой теплоснабжения, определяется с учетом реального роста присоединяемой тепловой нагрузки, для чего в организации, эксплуатирующей тепловую сеть, разрабатываются гидравлические режимы системы теплоснабжения на ближайшие 3-5 лет.

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

630. Давление воды в любой точке подающей линии водяных тепловых сетей, в трубопроводах и оборудовании источника тепла, тепловых сетей и тепловых пунктов и в верхних точках непосредственно присоединенных систем теплопотребления при работе сетевых насосов обеспечивает с запасом не менее 0,5 кгс/см²(50 кПа) невскипание воды при ее максимальной температуре.

Обеспечивается значение давления воды в обратной линии водяных тепловых сетей при работе сетевых насосов в любой точке не ниже 0,5 кгс/см² (50 кПа). Обеспечивается значение давления воды в обратной линии должно быть не выше допустимого для трубопроводов и оборудования источника тепла, тепловых сетей и тепловых пунктов и для непосредственно присоединенных систем теплопотребления.

631. Величина статического давления в системах теплоснабжения обеспечивается такой, чтобы обеспечивать заполнение водой трубопроводов тепловой сети, а также всех непосредственно присоединенных систем теплопотребления. Величина статического давления поддерживается на уровне не выше допустимого для трубопроводов и оборудования источника тепла, тепловых сетей и тепловых пунктов и непосредственно присоединенных систем теплопотребления. Статическое давление определяется условно для температуры воды от 1 до 100 ⁰С.

632. При аварийном прекращении электроснабжения сетевых и перекачивающих насосов организации, эксплуатирующую тепловую сеть, необходимо обеспечить давление в тепловых сетях и системах теплопотребления в пределах допустимого уровня. При возможности превышения этого уровня предусматривается установка специальных устройств, предохраняющих систему теплоснабжения от гидроударов.

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

График ремонтных работ составляется исходя из условия одновременного ремонта трубопроводов тепловой сети и тепловых пунктов.

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

Параграф 21. Контроль за состоянием металла

634. Для обеспечения безопасной работы теплоэнергетического оборудования и предотвращения повреждений, которые могут быть вызваны дефектами изготовления деталей, а также развитием процессов ползучести, эрозии, коррозии, снижением прочностных и пластических характеристик при эксплуатации, организуется контроль структурного состояния основного и наплавленного металла (далее – контроль металла).

635. Контроль металла проводится по планам, утвержденным техническим руководителем электростанции, в сроки и в объемах, предусмотренных нормативно-техническими документами.

636. Контроль металла осуществляет лаборатория или служба металлов совместно с персоналом цехов, в ведении которых находится соответствующее оборудование. Распределение обязанностей по подготовке и проведению контроля утверждается техническим руководителем электростанции. Для выполнения работ привлекаются специализированные организации.

637. На электростанции организуется сбор и анализ информации о результатах контроля и повреждениях металла для разработки мероприятий по повышению надежности оборудования. При необходимости выполняется дополнительный контроль состояния металла.

638. Технические документы, в которых регистрируются результаты контроля, хранятся до списания оборудования.

639. Входной контроль производится в целях определения технического уровня поставляемых узлов и деталей, а также получения данных для сравнительной оценки состояния основного и наплавленного металла до начала работы оборудования и при последующем эксплуатационном контроле, определения уровня их свойств для оценки соответствия требованиям технических условий, правил и действующих норм.

640. Входному контролю подлежит металл вновь вводимых теплоэнергетических установок, а также вновь устанавливаемых при ремонте эксплуатируемого оборудования узлов и деталей.

641. Эксплуатационный контроль организуется для оценки изменения структурного состояния металла элементов оборудования и определения его пригодности к дальнейшей эксплуатации в пределах паркового срока службы.

642. Техническое диагностирование основных элементов энергооборудования (гибов трубопроводов, барабанов, коллекторов котла, паропроводов, сосудов, корпусов цилиндров, стопорных клапанов, роторов турбин) проводится специализированными организациями в целях определения дополнительного срока службы (после паркового ресурса) и разработки мероприятий, обеспечивающих надежную работу в течение указанного времени.

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

643. Для оценки состояния основного и наплавленного металла применяются неразрушающие методы контроля.

644. При техническом диагностировании оценка фактического состояния металла проводится по вырезкам.

645. При неудовлетворительных результатах контроля металла ответственных деталей и узлов (гибов трубопроводов, барабанов, коллекторов котла, главных паропроводов, сосудов, корпусов цилиндров, стопорных клапанов, роторов турбины) или выработке ими паркового ресурса создается экспертно-техническая комиссия (далее – ЭТК), которая рассматривает результаты контроля металла за все время эксплуатации, другие необходимые документы и принимает решение о ремонте этих узлов и деталей и оставлении их в работе, либо обосновывает необходимость их демонтажа или проведения восстановительной термической обработки.

646. Для конкретной электростанции допускается разработка производственной инструкции по контролю металла, учитывающей особенности эксплуатации этой электростанции.

Глава 7. Электрическое оборудование электростанций и сетей

Сноска. Заголовок главы 7 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 28.09.2020 № 335 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

Параграф 1. Генераторы и синхронные компенсаторы

647. При эксплуатации генераторов и синхронных компенсаторов обеспечиваются их бесперебойная работа в допустимых режимах, надежное действие систем возбуждения, охлаждения, маслоснабжения, устройств контроля, защиты, автоматики и диагностики.

648. Автоматические регуляторы возбуждения (далее – АРВ) постоянно используются включенными в работе. Отключение АРВ или отдельных их элементов (ограничение минимального возбуждения) производитсяв случаях ремонта или проверки.

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

На электростанциях обеспечивается наличие данных об основных параметрах настройки АРВ.

На резервных возбудителях обеспечивается форсировка возбуждения кратностью не ниже 1,3 номинального напряжения ротора.

649. АРВ и устройства форсировки рабочего возбуждения настраиваются так, чтобы при заданном понижении напряжения в сети были обеспечены:

1) предельное установившееся напряжение возбуждения не ниже двукратного в рабочем режиме, если это значение не ограничено для отдельных старых типов машин;

2) номинальная скорость нарастания напряжения возбуждения;

3) автоматическое ограничение заданной длительности форсировки.

650. Генераторы вводятся в эксплуатацию на основном возбуждении. В условиях эксплуатации переводы с основного возбуждения на резервное, и обратно выполняются без отключения генераторов от сети либо с отключением от сети при наличии требования завода изготовителя систем возбуждения.

651. На всех генераторах и синхронных компенсаторах, не имеющих обмоток отрицательного возбуждения, устанавливается и постоянно находиться в работе защита обмотки ротора от перенапряжений (разрядник, гасительное сопротивление).

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

Для резервирования основных источников маслоснабжения уплотнений генераторов мощностью 60 МВт и более демпферные (буферные) баки эксплуатируются в постоянно включенном состоянии. Запас масла в демпферных баках обеспечивает подачу масла и поддержание положительного перепада давлений "масло-водород" на уплотнениях вала в течение всего времени выбега турбоагрегата со срывом вакуума в случаях отказа всех источников маслоснабжения.

653. Турбогенераторы и синхронные компенсаторы с водородным охлаждением после монтажа и капитального ремонта вводятся в эксплуатацию при номинальном давлении водорода.

Для турбогенераторов, имеющих непосредственное водородное или водородно-водяное охлаждение активных частей, работа с нагрузкой на воздушном охлаждении не производится.

Непродолжительная работа таких машин при воздушном охлаждении производится в режиме холостого хода без возбуждения с температурой воздуха не выше указанной в инструкции завода-изготовителя. Для турбогенераторов серии ТВФ допускается кратковременное возбуждение машины, отключенной от сети.

654. Устройства для пожаротушения генераторов и синхронных компенсаторов эксплуатируются в постоянно готовом состоянии, предоставляющем возможность их быстрого приведения в действие.

655. При пуске и во время эксплуатации генераторов и синхронных компенсаторов осуществляется контроль:

1) электрических параметров статора, ротора и системы возбуждения;

2) температуры обмотки и стали статора, охлаждающих сред (в том числе, оборудования системы возбуждения), уплотнений вала подшипников и подпятников;

3) давления, в том числе, перепада давлений на фильтрах, удельного сопротивления и расхода дистиллята через обмотки и другие активные и конструктивные части;

4) давления и чистоты водорода;

5) давления и температуры масла, а также перепада давлений масло-водород в уплотнениях вала;

6) герметичности систем жидкостного охлаждения;

7) влажности газа в корпусе турбогенераторов с водородным и полным водяным охлаждением;

8) уровня масла в демпферных баках и поплавковых гидрозатворах турбогенераторов, в масляных ваннах подшипников и подпятников гидрогенераторов;

9) вибрации подшипников и контактных колец турбогенераторов, крестовин и подшипников гидрогенераторов.

656. Периодичность определения показателей работы газомасляной и водяной систем генераторов и синхронных компенсаторов, находящихся в работе или в резерве, является следующей:

1) температуры точки росы (влажности) водорода в корпусе генератора – не реже 1 раза в неделю, а при неисправной системе индивидуальной осушки газа или влажности, превышающей допустимую, – не реже 1 раза в сутки. Влажность газа внутри корпуса турбогенератора с полным водяным охлаждением контролируется непрерывно автоматически;

2) газоплотности корпуса машины (суточной утечки водорода) – не реже 1 раза в месяц, чистоты водорода в корпусе машины – не реже 1 раза в неделю по контрольным химическим анализам и непрерывно по автоматическому газоанализатору, а при неисправности автоматического газоанализатора – не реже 1 раза в смену;

3) содержания водорода в газовой ловушке, в картерах подшипников, экранированных токопроводах, кожухах линейных и нулевых выводов – непрерывно автоматическим газоанализатором, действующим на сигнал, а при неисправности или отсутствии такого газоанализатора – переносным газоанализатором или индикатором не реже 1 раза в сутки;

4) содержания кислорода в водороде внутри корпуса машины, в поплавковом гидрозатворе, в бачке продувки и в водородоотделительном баке маслоочистительной установки генератора – в соответствии с утвержденным графиком по данным химического контроля;

5) показателей качества дистиллята в системе водяного охлаждения обмоток и других частей генератора – в соответствии с типовой инструкцией по эксплуатации генераторов.

657. Чистота водорода обеспечивается не ниже:

1) в корпусах генераторов с непосредственным водородным охлаждением и синхронных компенсаторов всех типов – 98 %;

2) в корпусах генераторов с косвенным водородным охлаждением при избыточном давлении водорода 0,5 кгс/см²(50 кПа) и выше – 98 %;

3) при избыточном давлении водорода до 0,5 кгс/см ² (50 кПа) – 95 %.

Величина температуры точки росы водорода в корпусе генератора при рабочем давлении поддерживается на уровне не выше 15 ⁰С и всегда ниже температуры воды на входе в газоохладители.

Величина температуры точки росы газа в корпусе генератора с полным водяным охлаждением поддерживается на уровне не выше значения, устанавливаемого заводской инструкцией по эксплуатации.

658. Значение содержания кислорода в водороде в корпусе генератора (синхронного компенсатора) обеспечивается на уровне не более 1,2 %, а в поплавковом гидрозатворе, бачке продувки и водородоотделительном баке маслоочистительной установки генератора – не более 2 %.

659. Величина содержания водорода в картерах подшипников, в экранированных токопроводах, кожухах линейных и нулевых выводов поддерживается на уровне менее 1 %. Работа турбогенератора при содержании водорода в токопроводах, кожухах линейных и нулевых выводов 1 % и выше, а в картерах подшипников более 2 % не производится.

660. Величина колебаний давления водорода в корпусе генератора (синхронного компенсатора) при номинально избыточном давлении водорода до 1 кгс/см² (100 кПа) поддерживается на уровне не более 20 %, а при большем избыточном давлении допускаются не более ± 0,2 кгс/см² (± 20 кПа).

661. На всасывающих магистралях маслонасосов синхронных компенсаторов при работе на водородном охлаждении обеспечивается избыточное давление масла не менее 0,2 кгс/см² (20 кПа).

662. Значение давления масла в уплотнениях при неподвижном и вращающемся роторе генератора поддерживается на уровне, превышающем давление водорода в корпусе машины. Низший и высший пределы перепада давлений указываются в инструкции завода-изготовителя.

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

Обеспечивается соответствие опломбирования запорной арматуры системы маслоснабжения уплотнений вала требованиям пункта 398 настоящих Правил.

664. Обеспечивается значение суточной утечки водорода в генераторе не более 5 %, а суточный расход с учетом продувок – не более 10 % общего количества газа при рабочем давлении.

Обеспечивается значение суточного расхода водорода в синхронном компенсаторе не более 5 % общего количества газа в нем.

665. Генераторы включаются в сеть способом точной синхронизации.

При использовании точной синхронизации вводится блокировка от несинхронного включения.

При включении в сеть используется способ самосинхронизации, если это предусмотрено техническими условиями на поставку или специально согласовано с заводом-изготовителем.

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

666. Генераторы при сбросе нагрузки и отключении, не связанного с повреждением агрегата или неисправной работой системы регулирования турбины, включаются в сеть без осмотра и ревизии.

667. Скорость повышения напряжения на генераторах и синхронных компенсаторах не ограничивается.

Скорость набора и изменения активной нагрузки для всех генераторов определяется условиями работы турбины или котла.

Скорость изменения реактивной нагрузки генераторов и синхронных компенсаторов с косвенным охлаждением обмоток, турбогенераторов газотурбинных установок, а также гидрогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток не ограничивается. На турбогенераторах с непосредственным охлаждением обмоток эта скорость в нормальных режимах поддерживается на уровне не выше скорости набора активной нагрузки, а в аварийных условиях – не ограничивается.

668. Номинальная мощность генераторов при номинальном коэффициенте мощности (для всех турбогенераторов мощностью 30 МВт и более и всех турбогенераторов газотурбинных и парагазовых установок также длительная максимальная мощность при установленных значениях коэффициента мощности и параметров охлаждения) и номинальная мощность синхронных компенсаторов сохранятся при одновременных отклонениях напряжения до ±5 % и частоты до ±2,5 % номинальных значений при условии, что при работе с повышенным напряжением и пониженной частотой сумма абсолютных значений отклонений напряжения и частоты не превышает 6 %, если в стандартах на отдельные типы машин не оговорены иные условия по отклонению напряжения и частоты.

Наибольший ток ротора, полученный при работе с номинальной мощностью и при отклонениях напряжения в пределах ±5 %, длительно допустим при работе с номинальными параметрами охлаждающих сред.

При работе с длительной максимальной мощностью наибольший ток ротора при отклонении напряжения до ±5 % длительно допустим при соответствующих параметрах охлаждения.

Для всех генераторов и синхронных компенсаторов наибольшее рабочее напряжение поддерживается на уровне не выше 110 % номинального. При напряжении выше 105 % номинального, допустимая мощность генератора и синхронного компенсатора устанавливается в соответствии с указаниями инструкций завода-изготовителя или по результатам испытаний.

При напряжении на генераторе или синхронном компенсаторе ниже 95 % номинального, ток статора поддерживается на уровне не выше 105% длительно допустимого значения.

669. Длительная перегрузка генераторов и синхронных компенсаторов по току сверх значения, допустимого при данных температуре и давлении охлаждающей среды, не производится.

В аварийных условиях генераторы и синхронные компенсаторы разрешается кратковременно перегружать по токам статора и ротора согласно инструкциям завода-изготовителя.

Кратковременные перегрузки генераторов и синхронных компенсаторов по току статора имеют место, согласно приложению 19 к настоящим Правилам.

Допустимая перегрузка по току возбуждения генераторов и синхронных компенсаторов с косвенным охлаждением обмоток определяется допустимой перегрузкой статора. Для турбогенераторов с непосредственным водородным или водяным охлаждением обмотки ротора допустимая кратность перегрузки турбогенератора по току ротора определяется, согласно приложению 20 настоящих Правил.

670. При появлении однофазного замыкания на землю в обмотке статора или цепи генераторного напряжения, блочный генератор (синхронный компенсатор) или блок при отсутствии генераторного выключателя автоматически отключается, а при отказе защиты – немедленно разгружается и отключается от сети:

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

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

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

При появлении замыкания на землю в цепях генераторного напряжения блочных генераторов (компенсаторов), имеющих электрическую связь с сетью собственных нужд или потребителей и включенных на сборные шины генераторов (компенсаторов), когда емкостный ток замыкания не превышает 5А и защиты действуют на сигнал или нечувствительны, работа генераторов (компенсаторов) допускается в течение не более 2 часов (для отыскания места замыкания, перевода нагрузки). При выявлении замыкания в обмотке статора генератор (компенсатор) отключается. Если установлено, что место замыкания на землю находится не в обмотке статора, по усмотрению технического руководителя электростанции или организации, эксплуатирующей электрическую сеть, производится по решению технического персонала работа генератора или синхронного компенсатора с замыканием в сети продолжительностью до 6 часов.

671. При появлении сигнала или выявлении измерениями глубокого снижения сопротивления изоляции цепи возбуждения турбогенератора с непосредственным охлаждением обмотки ротора он переводится на резервное возбуждение не более чем за 1 час, а при замыкании на землю – немедленно. Если при этом сопротивление изоляции восстановится, генератор может быть оставлен в работе, если оно останется пониженным, но выше предельного наименьшего значения, установленного инструкцией завода-изготовителя, турбогенератор при первой возможности, но не позднее, чем через 7 суток выводится в ремонт.

При отсутствии системы резервного возбуждения или невозможности ее использования, а также при дальнейшем снижении сопротивления изоляции (ниже предельного наименьшего значения) при работе на резервном возбуждении турбогенератор в течение 1 часа разгружается, отключается от сети и выводится в ремонт.

При появлении замыкания на землю (снижении сопротивления изоляции до 2 кОм и ниже) в цепи возбуждения турбогенератора с косвенным охлаждением обмотки ротора он переводится на резервное возбуждение. Если при этом замыкание на землю исчезнет, генератор остается в работе по решению рабочего персонала. При обнаружении замыкания на землю в обмотке ротора турбогенератор при первой возможности выводится в ремонт. До вывода в ремонт при устойчивом замыкании обмотки ротора на корпус вводится защита от двойного замыкания на землю в обмотке ротора с действием на сигнал или отключение.

При появлении сигнала турбогенератор немедленно разгружается и отключается от сети. Если защита от двойного замыкания не предусмотрена или не может быть введена, то турбогенератор в течение 1 часа разгружается, отключается от сети и выводится в ремонт.

Работа гидрогенераторов и синхронных компенсаторов с замыканием на землю в цепи возбуждения не производится.

672. Допустимая длительная работа является работа, с разностью токов в фазах, не превышающей 12 % от номинального тока для турбогенераторов и 20 % для синхронных компенсаторов и дизель-генераторов.

Для гидрогенераторов с системой косвенного воздушного охлаждения обмотки статора допустимая разность токов в фазах достигает 20 % при мощности 125 МВ-А и ниже, и 15 % – при мощности свыше 125 МВ-А.

Для гидрогенераторов с непосредственным водяным охлаждением обмотки статора допускается разность токов в фазах 10 %. Создаются такие условия, чтобы во всех случаях ни в одной из фаз ток не превышал значение номинального.

673. Допустимая кратковременная работа для турбогенераторов в асинхронном режиме при отсутствии возбуждения и при сниженной нагрузке. Для турбогенераторов с косвенным охлаждением обмоток допустима нагрузка в указанном режиме до 60 % номинальной, а продолжительность работы при этом не более 30 минут.

Допустимая нагрузка и продолжительность работы в асинхронном режиме без возбуждения асинхронизированных турбогенераторов и турбогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток устанавливаются на основании инструкции завода-изготовителя, а при ее отсутствии – на основании результатов специальных испытаний.

Допустимость асинхронных режимов турбогенераторов по их воздействию на сеть устанавливается расчетами или испытаниями.

Работа гидрогенераторов и турбогенераторов с наборными зубцами ротора в асинхронном режиме без возбуждения не допускается. Несинхронная работа отдельного возбужденного генератора любого типа относительно других генераторов электростанции не производится.

674. Допустимость и продолжительность работы генератора в режиме электродвигателя ограничиваются условиями работы турбины и определяются заводом-изготовителем турбины.

675. Допустимая длительная работа для генераторов с коэффициентом мощности ниже номинального и в режиме синхронного компенсатора с перевозбуждением (в индуктивном квадранте) является работа при токе возбуждения не выше длительно допустимого при данных параметрах охлаждающих сред.

Допустимая реактивная нагрузка генераторов в режиме синхронного компенсатора и синхронных компенсаторов с недовозбуждением (в емкостном квадранте) устанавливается на основании инструкции завода-изготовителя, а при их отсутствии на основании результатов специальных тепловых испытаний.

676. Допустимая длительная работа для генераторов с косвенным охлаждением обмоток является работа при повышении коэффициента мощности от номинального до единицы с сохранением номинального значения полной мощности.

Допустимые длительные нагрузки генераторов в режиме работы с недовозбуждением, а также при повышении коэффициента мощности от номинального до единицы для генераторов с непосредственным охлаждением устанавливаются на основании указаний инструкции завода-изготовителя.

При регулярной работе генератора в режиме недовозбуждения обеспечивается автоматическое ограничение минимального тока возбуждения.

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

При прекращении циркуляции охлаждающей жидкости в обмотках с непосредственным жидкостным охлаждением нагрузка автоматически снимается в течение 2 минут (если в инструкциях на отдельные типы генераторов не оговорены иные требования), генератор отключается от сети и возбуждение снимается.

678. Сопротивление изоляции всей цепи возбуждения генераторов и синхронных компенсаторов с газовым охлаждением обмотки ротора и с воздушным охлаждением элементов системы возбуждения, измеренное мегаомметром на напряжение 500-1000 В, поддерживается на уровне не менее 0,5 МОм.

При водяном охлаждении обмотки ротора или элементов системы возбуждения допустимые значения сопротивления изоляции цепи возбуждения определяются заводскими инструкциями по эксплуатации генераторов и систем возбуждения и объемами и нормами испытания электрооборудования.

Работа генераторов и синхронных компенсаторов, имеющих сопротивление изоляции цепей возбуждения ниже нормированных значений, производится с разрешения технического руководителя электростанции или организации, эксплуатирующей электрические сети, с учетом требований настоящего пункта Правил.

679. Обеспечивается соответствие качества дистиллята (изоляционного масла), циркулирующего в системе жидкостного охлаждения обмоток и выпрямительных установок генераторов, требованиям типовой и заводских инструкций по эксплуатации генераторов и систем возбуждения.

Фильтры, установленные в системе жидкостного охлаждения, постоянно находятся в работе.

При снижении удельного сопротивления дистиллята в обмотках генератора до 100 кОм-см вводится в действие предупредительная сигнализация, а при его снижении до 50 кОм-см генератор разгружается, отключается от сети и возбуждение снимается.

680. Сопротивление изоляции подшипников и корпусов уплотнений вала генераторов, синхронных компенсаторов и возбудителей при полностью собранных маслопроводах, измеренное при монтаже или ремонте мегаомметром на напряжение 1000 В, поддерживается на уровне не менее 1 мегаомм (далее – Мом), а для подпятников и подшипников гидрогенераторов – не менее 0,3 МОм, если в инструкциях не оговариваются иные требования.

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

Исправность изоляции подшипников синхронных компенсаторов с водородным охлаждением проверяется при капитальном ремонте.

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

682. Обеспечивается соответствие величины вибрации подшипников турбогенераторов требованиям пункта 407, а крестовин и подшипников гидрогенераторов – требованиям пункта 227 настоящих Правил.

У синхронных компенсаторов с номинальной частотой вращения 750 и 1000 об/мин значение двойной амплитуды вибрации обеспечивается на уровне не выше 80 мкм. При отсутствии устройства дистанционного измерения вибрации периодичность контроля устанавливается в зависимости от вибрационного состояния компенсатора, но не реже 1 раза в год.

Вибрация контактных колец турбогенераторов измеряется не реже 1 раза в 3 месяца и поддерживается значение на уровне не выше 300 мкм.

683. После монтажа и капитального ремонта генераторы и синхронные компенсаторы могут быть включены в работу без сушки. Необходимость сушки устанавливается объемами и нормами испытания электрооборудования.

684. Заполнение генераторов с непосредственным охлаждением обмоток водородом и освобождение от него в нормальных условиях производятся при неподвижном роторе или вращении его от валоповоротного устройства.

В аварийных условиях освобождение от водорода может быть начато во время выбега машины. Водород или воздух вытесняется из генератора (синхронного компенсатора) инертными газами (углекислым газом или азотом) в соответствии с требованиями нормативно-технических документов по эксплуатации газовой системы водородного охлаждения генераторов.

685. На электростанциях, где установлены генераторы с водородным охлаждением, запас водорода обеспечивает его 10-дневный эксплуатационный расход и однократное заполнение одного генератора наибольшего газового объема, а запас углекислого газа или азота – шестикратное заполнение генератора с наибольшим газовым объемом.

При наличии на электростанции резервного электролизера допустимое уменьшение запаса водорода в ресиверах достигает 50 %.

686. Запас водорода на подстанциях, где установлены синхронные компенсаторы с водородным охлаждением, обеспечивает 20-дневный эксплуатационный расход водорода и однократное заполнение одного компенсатора с наибольшим газовым объемом, а при наличии электролизной установки – 10-дневный расход и однократное заполнение указанного компенсатора. Запас углекислого газа или азота на таких подстанциях обеспечивает трехкратное заполнение этого же компенсатора.

687. Обслуживание и ремонт системы газового охлаждения (газопроводов, арматуры, газоохладителей), элементов системы непосредственного жидкостного охлаждения обмоток и других активных и конструктивных частей внутри корпуса генератора, а также электрооборудования всей водяной и газомасляной систем, перевод турбогенератора с воздушного охлаждения на водородное, и наоборот, участие в приемке из ремонта масляных уплотнений, поддержание заданных чистоты, влажности и давления водорода в генераторе необходимо осуществлять электрическому цеху электростанции.

Надзор за работой и ремонт системы маслоснабжения уплотнений вала (включая регуляторы давления масла и лабиринтные маслоуловители), масляных уплотнений вала всех типов, оборудования и распределительной сети охлаждающей воды до газоохладителей, а также оборудования системы подачи и слива охлаждающего дистиллята вне генератора необходимо осуществлять турбинному или котлотурбинному цеху.

На тех электростанциях, где имеется специализированный ремонтный цех, ремонт указанного оборудования необходимо выполнять этому цеху.

688. Капитальные и текущие ремонты генераторов совмещаются с капитальными и текущими ремонтами турбин.

Капитальный ремонт синхронных компенсаторов производится 1 раз в 4-5 лет. Первые ремонтные работы с выемкой ротора на турбогенераторах и синхронных компенсаторах, включая усиление крепления лобовых частей, переклиновку пазов статора, проверку крепления шин и кронштейнов, проверку крепления и плотности запрессовки сердечника статора, производятся не позднее, чем через 8000 часов работы после ввода в эксплуатацию. Первые ремонтные работы на гидрогенераторах производятся не позднее, чем через 6000 часов.

Выемка роторов генераторов и синхронных компенсаторов при последующих ремонтах осуществляется по мере необходимости или в соответствии с требованиями настоящих Правил, Правил устройства электроустановок, утверждаемым в соответствии с подпунктом 19) статьи 5 Закона.

689. Профилактические испытания и измерения на генераторах и синхронных компенсаторах проводятся по объемам и нормам испытания электрооборудования в соответствии с приложением 1 РД 34.45-51.300-97 "Объем и нормы испытаний электрооборудования".

690. Плановые отключения генераторов от сети при наличии положительной мощности на выводах машин не производятся.

691. При плановых и аварийных отключениях генераторов (блоков генератор-трансформатор) обеспечивается безотлагательная разборка главной схемы электрических соединений для предотвращения самопроизвольной или ошибочной подачи напряжения на останавливающийся генератор.

692. Для генерирующих установок из возобновляемых источников энергий обеспечивается устойчивая работа (без автоматического отключения от сети) в случае отклонения частоты в сети от номинальной величины в минимальные периоды времени, в которых генерирующий модуль должен быть способен работать без отключения от сети, указанных в таблице приложения 21 настоящих Правил.

В случае отклонения частоты сети от ее номинальной величины запрещается какое-либо автоматическое отключение ГУВИЭ от сети в связи с отклонением в пределах частотных диапазонов минимальных периодов времени, в которых генерирующий модуль должен быть способен работать без отключения от сети, определенных в таблице приложения 21 настоящих Правил.

Более широкие частотные диапазоны или большее минимальное время работы могут быть согласованы Системным оператором в условиях, устанавливаемых в ПТЭ, ЭСП, техническими условиями на присоединение к сети для обеспечения оптимального использования технических возможностей ГУВИЭ при необходимости сохранения или восстановления надежности системы.

Независимо от положений указанных в первом абзаце данного пункта, ГУВИЭ должен быть способен автоматически отключаться при определенной частоте по требованию Системного оператора. Условия и установки автоматического отключения согласовываются Системным оператором в условиях, устанавливаемых в технических условиях на присоединение к сети.

ГУВИЭ обеспечивают устойчивую выдачу мощности при снижении частоты до момента отключения тепловых электрических станций действием ЧДА.

Частотные диапазоны ГУВИЭ уточняются на стадии проектирования с целью сохранить эффективность работы АЧР.

693. ГУВИЭ оснащаются автоматикой регулирования генерации активной мощности, обеспечивающей участие ВЭС в первичном регулировании частоты (при отклонении частоты в сети, как в сторону снижения, так и в сторону повышения относительно номинальной величины). Настройки автоматики регулирования генерации активной мощности согласовываются с Системным оператором, автоматика вводится в работу по команде Системного оператора.

694. ГУВИЭ остаются подключенными к сети при падениях линейного (междуфазного) напряжения в точке подключения к сети, вызванных асинхронным режимом в прилегающей сети или близкими короткими замыканиями (симметричными или асимметричными). При этом соответствующие требуемые условия устойчивой работы ВЭС определены характеристикой "напряжение-время", указанной на рисунке 1 приложения 21 настоящих Правил.

695. ГУВИЭ обеспечивают возможность автономного пуска. При этом обеспечивается возможность синхронизации ГУВИЭ с сетью в пределах частот минимальных периодов времени, в которых генерирующий модуль должен быть способен работать без отключения от сети, определенных в таблице приложения 21 настоящих Правил.

696. ГУВИЭ обеспечивает возможность работы в изолированном режиме с выделенной нагрузкой. При этом обеспечивается возможность изолированной работы в пределах частот и периодов времени, указанных выше.

697. ГУВИЭ оснащаются автоматикой, обеспечивающей регулирование генерации реактивной мощности:

а) в режиме регулирования напряжения;

б) в режиме регулирования реактивной мощности;

в) в режиме регулирования коэффициента мощности.

Целесообразность установки какого-либо из указанных режимов регулирования определяется Системным оператором.

698. ГУВИЭ обеспечивает диапазон регулирование реактивной мощности в пределах, указанных на рисунке 2 в приложения 21 настоящих Правил.

699. При снижении (или повышении) напряжения в точке подключения за пределы, указанные на рисунке 3 приложения 21 настоящих Правил, обеспечивается работа ГУВИЭ в режиме максимальной генерации (или максимального потребления) реактивной мощности.

700. Требования к контрольно-измерительному оборудованию ГУВИЭ:

1) ГУВИЭ оборудуется соответствующей аппаратурой, фиксирующей работу автоматики станции, обеспечивающей регистрацию неисправностей и мониторинг переходных процессов, контроль состояния динамической системы и (измерение), а также следующих параметров напряжения, активной мощности, реактивной мощности, частоты, скорости ветра, температуры окружающей среды, качества электрической энергий;

2) установка (параметров) оборудования аварийной регистрации, в том числе критериев активации и частоты замеров, устанавливаются Системным оператором в технических условиях на присоединение;

3) аппаратура контроля динамической системы и аппаратура контроля качества электроснабжения предусматривает обеспечение доступа Системного оператора к информации. Протокол передачи данных согласовывается с Системным оператором в условиях, установленных в ТУ на присоединение, ЭСП или каких-либо других двусторонних договорах.

701. На этапе согласования проекта по строительству ГУВИЭ Системному оператору представляется имитационная (расчетная) модель ГУВИЭ, а также выполненные на имитационной модели расчеты, демонстрирующие соответствие ГУВИЭ требованиям законодательства Республики Казахстан в области электроэнергетики.

Имитационная модель представляется в формате, определенном Системным оператором.

Параграф 2. Электродвигатели

702. При эксплуатации электродвигателей, их пускорегулирующих устройств и защит обеспечивается их надежная работа при пуске и в рабочих режимах.

703. На шинах собственных нужд электростанции напряжение поддерживается в пределах 100-105 % номинального. При необходимости производится работа электродвигателей при напряжении 90-110 % номинального с сохранением их номинальной мощности.

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

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

704. На электродвигатели и приводимые ими механизмы наносятся стрелки, указывающие направление вращения. На электродвигатели и их пусковых устройствах наносятся надписи с наименованием агрегата, к которому они относятся.

705. Продуваемые электродвигатели, устанавливаемые в пыльных помещениях и в помещениях с повышенной влажностью, оборудуются устройствами подвода чистого охлаждающего воздуха. Обеспечивается соответствие количества воздуха, продуваемого через электродвигатель, а также его параметры (температура, содержание примесей) требованиям заводских инструкций.

Плотность тракта охлаждения (воздуховодов, узлов присоединения кожухов воздуховодов к корпусу электродвигателя, заслонок) проверяется не реже 1 раза в год.

Индивидуальные электродвигатели внешних вентиляторов охлаждения автоматически включаются и отключаются при включении и отключении основных электродвигателей.

706. Электродвигатели с водяным охлаждением обмотки ротора и активной стали статора, а также со встроенными водяными воздухоохладителями оборудуются устройствами, сигнализирующими о появлении воды в корпусе. Обеспечивается соответствие эксплуатации оборудования и аппаратуры систем водяного охлаждения, качества конденсата и воды требованиям инструкции завода-изготовителя.

707. На электродвигателях, имеющих принудительную смазку подшипников, устанавливается защита, действующая на сигнал и отключение электродвигателя при повышении температуры вкладышей подшипников или прекращении поступления смазки.

708. При перерыве в электропитании электродвигателей (включая электродвигатели с регулируемой частотой вращения) ответственного тепломеханического оборудования обеспечивается их групповой самозапуск при повторной подаче напряжения от рабочего или резервного источника питания с сохранением устойчивости технологического режима основного оборудования.

Обеспечивается время перерыва питания, определяемое выдержками времени технологических и резервных электрических защит, не более 2,5 секунд.

Перечень ответственных механизмов утверждается техническим руководителем электростанции.

709. Электродвигатели с короткозамкнутыми роторами запускаются из холодного состояния по решению технического персонала 2 раза подряд, из горячего – 1 раз, если заводской инструкцией не допускается большего количества пусков. Последующие пуски производятся после охлаждения электродвигателя в течение времени, определяемого заводской инструкцией для данного типа электродвигателя.

Повторные включения электродвигателей при отключении их основными защитами производятся после обследования и проведения контрольных измерений сопротивления изоляции.

Для двигателей ответственных механизмов, не имеющих резерва, повторное включение производится после внешнего осмотра двигателя.

Повторное включение двигателей в случаях действия резервных защит до выяснения причины отключения не производится.

710. Электродвигатели, длительно находящиеся в резерве, и автоматические устройства включения резерва осматриваются и опробуются вместе с механизмами по утвержденному техническим руководителем графику. При этом у электродвигателей наружной установки, не имеющих обогрева, проверяется сопротивление изоляции обмотки статора и коэффициент абсорбции.

711. Величины вертикальной и поперечной составляющих вибрации (среднее квадратическое значение виброскорости или удвоенная амплитуда колебаний), измеренные на подшипниках электродвигателей, сочлененных с механизмами, обеспечиваются не выше значений, указанных в инструкции завода-изготовителя.

При отсутствии таких указаний в технической документации вертикальная и поперечная составляющие вибрации, измеренные на подшипниках электродвигателей, сочлененных с механизмами, обеспечивается не выше значений, согласно приложению 22 к настоящим Правилам.

Для электродвигателей, сочлененных с углеразмольными механизмами, дымососами и другими механизмами, вращающиеся части которых подвержены быстрому износу, а также для электродвигателей, сроки эксплуатации которых превышают 15 лет, допускается работа агрегатов с повышенной вибрацией подшипников электродвигателей в течение времени, необходимого для устранения причины повышения вибрации. Величины норм вибрации для этих условий обеспечиваются не выше значений, приведенных в пункте 692 настоящих Правил.

Периодичность измерений вибрации ответственных механизмов устанавливается по графику, утвержденному техническим руководителем электростанции.

712. Надзор за нагрузкой электродвигателей, щеточным аппаратом, вибрацией, температурой элементов и охлаждающих сред электродвигателя (обмотки и сердечника статора, воздуха, подшипников), уход за подшипниками (поддержание требуемого уровня масла) и устройствами подвода охлаждающего воздуха, воды к воздухоохладителям и обмоткам, а также операции по пуску и останову электродвигателя осуществляет дежурный персонал цеха, обслуживающий механизм.

Когда через камеры охладителей проходят токоведущие части, надзор и обслуживание схемы охлаждения в пределах этих камер осуществляется персоналом электроцеха.

713. Электродвигатели немедленно отключаются от сети при несчастных случаях с людьми, появлении дыма или огня из корпуса электродвигателя, его пусковых и возбудительных устройств, поломке приводимого механизма.

Электродвигатель останавливается после пуска резервного двигателя (если он имеется) в случаях:

1) появления запаха горелой изоляции;

2) резкого увеличения вибрации электродвигателя или механизма;

3) недопустимого возрастания температуры подшипников;

4) перегрузки выше допустимых значений;

5) угрозы повреждения электродвигателей (заливание водой, запаривание, ненормальный шум).

714. Для электродвигателей переменного тока мощностью свыше 100 кВт, а также электродвигателей механизмов, подверженных технологическим перегрузкам, обеспечивается контроль тока статора.

На электродвигателях постоянного тока для привода питателей топлива, аварийных маслонасосов турбин и уплотнений вала независимо от их мощности контролируется ток якоря.

715. Профилактические испытания и ремонт электродвигателей, их съем и установку при их ремонте производит персонал электроцеха, за исключением электродвигателей задвижек, обслуживаемых цехом тепловой автоматики и измерений (далее – ТАИ).

716. Центровку и балансировку агрегата, ремонт и установку соединительных муфт (полумуфт электродвигателя и механизма) и выносных подшипников; ремонт вкладышей подшипников скольжения электродвигателей, фундаментов и рамы, масляной системы (при принудительной смазке подшипников), устройств подвода воздуха, а также воды к воздухоохладителям, обмоткам и другим элементам электродвигателя; охладителей, не встроенных в статор электродвигателей, производится персоналом цеха, обслуживающим приводимый механизм, или персоналом подрядной организации, производящим ремонт оборудования на данной электростанции.

Профилактические испытания и измерения на электродвигателях организуются по объемам и нормам испытания электрооборудования.

Параграф 3. Силовые трансформаторы и масляные шунтирующие
реакторы

717. При эксплуатации трансформаторов (автотрансформаторов) и шунтирующих масляных реакторов выполняются условия их надежной работы. Значение нагрузок, уровня напряжения, температуры отдельных элементов трансформаторов (реакторов), характеристик масла и параметров изоляции обеспечиваются в пределах установленных норм, устройства охлаждения, регулирования напряжения, другие элементы содержатся в, исправном состоянии.

Трансформаторы (реакторы), оборудованные устройствами газовой защиты, устанавливаются так, чтобы крышка имела подъем по направлению к газовому реле не менее 1 %, а маслопровод к расширителю – не менее 2 %.

718. Стационарные средства пожаротушения, маслоприемники, маслоотводы и маслосборники содержатся в исправном состоянии.

719. На баках трансформаторов и реакторов наружной установки указываются станционные (подстанционные) номера. Такие же номера наносятся на двери и внутреннюю поверхность трансформаторных пунктов и камер.

На баки однофазных трансформаторов и реакторов наносится расцветка фазы. Трансформаторы и реакторы наружной установки окрашиваются в светлые тона краской, стойкой к атмосферным воздействиям и воздействию масла.

720. Питание электродвигателей устройств охлаждения трансформаторов (реакторов) осуществляется от двух источников, а для трансформаторов (реакторов) с принудительной циркуляцией масла – с применением АВР.

721. Устройства регулирования напряжения под нагрузкой (далее – РПН) трансформаторов применяются в работе в автоматическом режиме. По решению технического руководителя энергообъекта устанавливается неавтоматический режим регулирования напряжения путем дистанционного переключения РПН с пульта управления, если колебания напряжения в сети находятся в пределах, удовлетворяющих требования потребителей электроэнергии.

Переключение устройства РПН трансформатора, находящегося под напряжением, вручную (рукояткой) не производится.

722. Вентиляция трансформаторных подстанций и камер обеспечивает работу трансформаторов во всех нормированных режимах.

723. На трансформаторах и реакторах с принудительной циркуляцией воздуха и масла (охлаждение вида ДЦ) и на трансформаторах с принудительной циркуляцией воды и масла (охлаждение вида Ц) устройства охлаждения автоматически включаются (отключаются) одновременно с включением (отключением) трансформатора или реактора. Для принудительной циркуляции масла обеспечивается непрерывность независимо от нагрузки. Порядок включения (отключения) систем охлаждения определяется инструкцией завода-изготовителя.

Эксплуатация трансформаторов и реакторов с искусственным охлаждением без включенных в работу устройств сигнализации о прекращении циркуляции масла, охлаждающей воды или об останове вентиляторов не производится.

724. На трансформаторах с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла (система охлаждения Д) электродвигатели вентиляторов автоматически включаются при достижении температуры масла 55 ⁰С или номинальной нагрузки независимо от температуры масла и отключаются при понижении температуры масла до 50⁰С, если при этом ток нагрузки менее номинального.

Условия работы трансформаторов с отключенным дутьем определяются инструкцией завода-изготовителя.

725. При масловодяном охлаждении трансформаторов обеспечивается исключение превышения давления масла в маслоохладителях над давлением циркулирующей в них воды не менее чем на 0,1 кгс/см² (10 кПа) при минимальном уровне масла в расширителе трансформатора.

Система циркуляции воды включается после включения рабочих маслонасосов при температуре верхних слоев масла не ниже 15⁰С и отключается при понижении температуры масла до 10 ⁰С, если иное не оговорено в технической документации завода-изготовителя.

Предусматриваются меры для предотвращения замораживания маслоохладителей, насосов и водяных магистралей.

726. Уровень масла в расширителе неработающего трансформатора (реактора) поддерживается на уровне отметки, соответствующей температуре масла в трансформаторе (реакторе).

727. При номинальной нагрузке значение температуры верхних слоев масла поддерживается (если заводами-изготовителями не оговорены иные температуры) у трансформатора и реактора с охлаждением ДЦ – не выше 75 ⁰С, с естественным масляным охлаждением М и охлаждением Д – не выше 95 ⁰С; у трансформаторов с охлаждением Ц температура масла на входе в маслоохладитель – не выше 70 ⁰С.

728. Допустимая продолжительная работа трансформаторов (при мощности не более номинальной) является работа при напряжении на любом ответвлении обмотки на 10 % выше номинального для данного ответвления. При этом значение напряжения на любой обмотке поддерживается на уровне не выше наибольшего рабочего.

Для автотрансформаторов с ответвлениями в нейтрали для регулирования напряжения или предназначенных для работы с последовательными регулировочными трансформаторами допустимое повышение напряжения определяется заводом-изготовителем.

729. Для масляных трансформаторов допускается длительная перегрузка по току любой обмотки на 5 % номинального тока ответвления, если напряжение на ответвлении не превышает номинального.

Кроме того, для трансформаторов в зависимости от режима работы могут иметь место систематические перегрузки, значение и длительность которых регламентируются типовой инструкцией по эксплуатации трансформаторов и инструкциями заводов-изготовителей.

В автотрансформаторах, к обмоткам низкого напряжения которых подключены генератор, синхронный компенсатор или нагрузка, организуется контроль тока общей части обмотки высшего напряжения.

730. В аварийных режимах может иметь место кратковременная перегрузка трансформаторов сверх номинального тока при всех системах охлаждения независимо от длительности и значения предшествующей нагрузки и температуры охлаждающей среды в пределах норм кратковременной перегрузки трансформаторов сверх номинального тока, согласно приложению 23 к настоящим Правилам.

731. При аварийном отключении устройств охлаждения, условия работы трансформаторов определяются требованиями заводской документации.

732. Включение трансформаторов на номинальную нагрузку производится:

1) с системами охлаждения М и Д при любой отрицательной температуре воздуха;

2) с системами охлаждения ДЦ и Ц при температурах окружающего воздуха не ниже минус 25 ⁰С.

При более низких температурах трансформатор предварительно прогревается включением на нагрузку около 0,5 номинальной без запуска системы циркуляции масла до достижения температуры верхних слоев масла минус 25 ⁰С, после чего включается система циркуляции масла. В аварийных условиях производится включение трансформатора на полную нагрузку независимо от температуры окружающего воздуха, а при системе охлаждения с направленной циркуляцией масла в обмотке или с направленным потоком масла в обмотках трансформаторов - в соответствии с заводскими инструкциями.

733. Переключающие устройства РПН трансформаторов включаются в работу при температуре верхних слоев масла минус 20 ⁰С и выше (для погружных резисторных устройств РПН) и минус 45⁰С и выше (для устройств РПН с токоограничивающими реакторами, а также для переключающих устройств с контактором, расположенным на опорном изоляторе вне бака трансформатора и оборудованным устройством искусственного подогрева) инструкций.

Эксплуатация устройств РПН организуется в соответствии с требованиями заводов-изготовителей.

734. Для каждой электроустановки в зависимости от графика нагрузки с учетом надежности питания потребителей и минимума потерь энергии определяется количество одновременно работающих трансформаторов.

В распределительных электросетях напряжением до 15 кВ включительно организуются измерения нагрузок и напряжений трансформаторов в период максимальных и минимальных нагрузок. Срок и периодичность измерений устанавливаются техническим руководителем энергообъекта.

735. Работа двухобмоточных трансформаторов, имеющих расщепленную обмотку низкого напряжения, производится по решению технического персонала при одинаковых напряжениях частей обмотки с параллельным соединением этих частей.

736. Работа нейтралей обмоток 110 кВ и выше, автотрансформаторов и реакторов, а также трансформаторов 330 кВ и выше поддерживается в режиме глухого заземления.

Заземление нейтрали трансформаторов и автотрансформаторов производится по решению технического персонала через специальные реакторы.

Трансформаторы 110 и 220 кВ с испытательным напряжением нейтрали соответственно 100 и 200 кВ работают по решению технического персонала с разземленной нейтралью при условии ее защиты разрядником.

При обосновании расчетами работа трансформаторов 110 кВ по решению технического персонала производится с разземленной нейтралью с испытательным напряжением нейтрали 85 кВ, защищенной разрядником.

737. При срабатывании газового реле на сигнал производится наружный осмотр трансформатора (реактора), отбирается газ из реле для анализа и проверки на горючесть. Для обеспечения безопасности персонала при отборе газа из газового реле и выявления причины его срабатывания производится разгрузка и отключение трансформатора (реактора). Обеспечивается минимальное время выполнения мероприятий по разгрузке и отключению трансформатора.

Если газ в реле негорючий, отсутствуют признаки повреждения трансформатора (реактора), а его отключение вызвало недоотпуск электроэнергии, трансформатор (реактор) может быть немедленно включен в работу до выяснения причины срабатывания газового реле на сигнал. Продолжительность работы трансформатора (реактора) в этом случае устанавливается техническим руководителем энергообъекта.

По результатам анализа газа из газового реле, хроматографического анализа масла, других измерений (испытаний) устанавливается причина срабатывания газового реле на сигнал, определяется техническое состояние трансформатора (реактора) и возможность его нормальной эксплуатации.

738. При автоматическом отключении трансформатора (реактора) действием защит от внутренних повреждений трансформатор (реактор) включается в работу после осмотра, испытаний, анализа газа, масла и устранения выявленных нарушений.

При отключении трансформатора (реактора) защитами, действие которых не связано с его повреждением, он включается вновь без проверок.

739. Трансформаторы мощностью 1 МВА и более и реакторы эксплуатируются с системой непрерывной регенерации масла в термосифонных или адсорбционных фильтрах.

Масло в расширителе трансформаторов (реакторов), а также в баке или расширителе устройства РПН защищается от непосредственного соприкосновения с окружающим воздухом.

У трансформаторов и реакторов, оборудованных специальными устройствами, предотвращающими увлажнение масла, эти устройства эксплуатируются в постоянно включенном состоянии независимо от режима работы трансформатора (реактора). Эксплуатация указанных устройств организуется в соответствии с инструкциями завода-изготовителя. Масло маслонаполненных вводов защищается от окисления и увлажнения.

740. Включение в сеть трансформатора (реактора) осуществляется толчком на полное напряжение.

Трансформаторы, работающие в блоке с генератором, включаются вместе с генератором подъемом напряжения с нуля.

741. Осмотры трансформаторов (реакторов) без отключения производятся в сроки, устанавливаемые техническим руководителем энергообъекта в зависимости от их назначения, места установки и технического состояния.

742. Ремонты трансформаторов и реакторов (капитальные, текущие) и их составных частей (РПН, система охлаждения) выполняются по мере необходимости в зависимости от их технического состояния, определяемого испытаниями и внешним осмотром. Сроки ремонта устанавливаются техническим руководителем энергообъекта.

743. Профилактические испытания трансформаторов (реакторов) организуются в соответствии с требованиями нормативно-технических документов по объемам и нормам испытания электрооборудования и инструкцией завода-изготовителя.

Параграф 4. Распределительные устройства

744. Обеспечивается соответствие электрооборудования распределительных устройств (далее – РУ) всех видов и напряжений по номинальным данным условиям работы как при номинальных режимах, так и при коротких замыканиях, перенапряжениях и нормированных перегрузках.

Персонал, обслуживающий РУ, обеспечивается схемами и указаниями по допустимым режимам работы электрооборудования в нормальных и аварийных условиях.

РУ напряжением 330 кВ и выше оснащаются средствами биологической защиты в виде стационарных, переносных или инвентарных экранов, а также средствами индивидуальной защиты. Персонал, обслуживающий РУ 330 кВ и выше, обеспечивается картой распределения напряженности электрического поля на площадке открытого распределительного устройства (далее – ОРУ) на уровне 1,8 м над поверхностью земли.

745. Обеспечивается соответствие класса изоляции электрооборудования номинальному напряжению сети, а устройства защиты от перенапряжений – уровню изоляции электрооборудования.

При расположении электрооборудования в местностях с загрязненной атмосферой на стадии проектирования выбирается оборудование с изоляцией, обеспечивающей надежную работу без дополнительных мер защиты.

При эксплуатации оборудования с негрязестойкой изоляцией в местах с загрязненной атмосферой осуществляются меры, обеспечивающие надежную работу изоляции: в ОРУ – усиление, обмывка, очистка, покрытие гидрофобными пастами; в закрытых распределительных устройствах (далее – ЗРУ) – защита от проникновения пыли и вредных газов; в комплектных распределительных устройствах (далее – КРУ) наружной установки – уплотнение шкафов, обработка изоляции гидрофобными пастами и установка устройств электроподогрева с ручным или автоматическим управлением.

746. Температура воздуха внутри помещений ЗРУ в летнее время поддерживается не выше 40 ⁰С. При ее превышении принимаются меры к понижению температуры оборудования или охлаждению воздуха. Температура в помещении комплектных распределительных устройств с элегазовойизоляцией (далее – КРУЭ) поддерживается в пределах требований эксплуатационной технической документации изготовителя.

747. Принимаются меры, исключающие попадание животных и птиц в помещение ЗРУ, камеры КРУ.

Покрытие полов выбирается таким, чтобы не происходило образования цементной пыли. Помещение РУ, в котором установлены ячейки КРУЭ, а также помещения для их ремонта и технического обслуживания изолируются от других помещений и улицы. Стены, пол и потолок окрашиваются пыленепроницаемой краской. Уборка помещений КРУЭ производится мокрым или вакуумным способом. Помещения оборудуются приточно-вытяжной вентиляцией с отсосом воздуха снизу. Воздух приточной вентиляции проходит через фильтры, предотвращающие попадание в помещение пыли.

Помещения с ячейками КРУЭ оборудуются устройствами, сигнализирующими о недопустимой концентрация элегаза и включающими приточно-вытяжную вентиляцию.

748. Между деревьями и токоведущими частями РУ соблюдается расстояние, при котором исключается возможность перекрытия.

749. Кабельные каналы и наземные лотки ОРУ и ЗРУ закрываются несгораемыми плитами, а места выхода кабелей из кабельных каналов, туннелей, этажей и переходы между кабельными отсеками уплотняются несгораемым материалом.

Туннели, подвалы, каналы содержатся в чистоте, а дренажные устройства обеспечивают беспрепятственный отвод воды.

750. Маслоприемники, маслосборники, гравийные подсыпки, дренажи и маслоотводы поддерживаются в исправном состоянии.

751. Уровень масла в масляных выключателях, измерительных трансформаторах и вводах остается в пределах шкалы маслоуказателя при максимальной и минимальной температурах окружающего воздуха. Масло негерметичных вводов защищается от увлажнения и окисления.

752. За температурой разъемных соединений шин в РУ организуется контроль по утвержденному техническим руководителем организации графику.

753. РУ напряжением 3 кВ и выше оборудуются блокировкой, предотвращающей возможность ошибочных операций разъединителями, отделителями, выкатными тележками комплектных РУ, КРУ и заземляющими ножами. Блокировочные замки с устройствами опломбирования содержатся в постоянно опломбированном состоянии.

754. На столбовых трансформаторных подстанциях, переключательных пунктах и других устройствах, не имеющих ограждений, приводы разъединителей и шкафы щитков низкого напряжения запираются на замок.

Стационарные лестницы у площадки обслуживания блокируются с разъединителями и также запираются на замок.

755. Для наложения заземлений в РУ напряжением 3 кВ и выше применяются стационарные заземляющие ножи. В действующих электроустановках, в которых заземляющие ножи не могут быть установлены по условиям компоновки или конструкции, заземление осуществляется с помощью переносных заземлителей.

Рукоятки приводов заземляющих ножей окрашиваются в красный цвет, а заземляющие ножи окрашены в полосы (белого и красного цветов).

756. На дверях и внутренних стенках камер ЗРУ, оборудования ОРУ, наружных и внутренних лицевых частях КРУ, сборках, а также на лицевой и оборотной сторонах панелей щитов выполняются надписи, указывающие назначение присоединений и их диспетчерское наименование.

На дверях РУ устанавливаются предупреждающие знаки по применению и испытанию средств защиты, используемых в электроустановках.

На предохранительных щитках и (или) у предохранителей присоединений выполняются надписи, указывающие номинальный ток плавкой вставки. На металлических частях корпусов оборудования обозначается расцветка фаз.

757. В РУ находятся переносные заземления, средства по оказанию первой помощи пострадавшим от несчастных случаев, защитные и противопожарные средства.

Для РУ, обслуживаемых оперативно-выездными бригадами (далее – ОВБ), переносные заземления, средства по оказанию первой помощи, защитные и первичные средства пожаротушения могут находиться у ОВБ.

758. Осмотр оборудования РУ без отключения от сети организуется:

1) на объектах с постоянным дежурством персонала: не реже 1 раза в 1 сутки, в темное время суток для выявления разрядов, коронирования – не реже 1 раза в месяц;

2) на объектах без постоянного дежурства персонала – не реже 1 раза в месяц, а в трансформаторных и распределительных пунктах – не реже 1 раза в 6 месяцев.

При неблагоприятной погоде (сильный туман, мокрый снег, гололед) или усиленном загрязнении на ОРУ, а также после отключения оборудования при коротком замыкании организуются дополнительные осмотры.

Обо всех замеченных неисправностях производятся записи и ставится в известность вышестоящий оперативно-диспетчерский и инженерно-технический персонал. Неисправности устраняются в кратчайший срок. Внешний осмотр токопроводов проводится на электростанциях ежедневно. При изменении окраски оболочки токопровод отключаются.

Шкафы управления выключателей и разъединителей, верхняя часть которых расположена на высоте 2 м и более, оборудуются стационарными площадками обслуживания.

759. При обнаружении утечек сжатого воздуха у отключенных воздушных выключателей прекращение подачи в них сжатого воздуха производится после снятия напряжения с выключателей с разборкой схемы разъединителями.

760. Шкафы с аппаратурой устройств релейной защиты и автоматики, связи и телемеханики, шкафы управления и распределительные шкафы воздушных выключателей, а также шкафы приводов масляных выключателей, отделителей, короткозамыкателей и двигательных приводов разъединителей, установленные в РУ, в которых температура окружающего воздуха может быть ниже допустимого значения, оборудуются устройствами электроподогрева.

Масляные выключатели оборудуются устройством электроподогрева днищ баков и корпусов, включаемым при понижении температуры окружающего воздуха ниже допустимой.

761. В масляных баковых выключателях, установленных в районах с низкими зимними температурами окружающего воздуха (ниже минус 25-30⁰С), применяется арктическое масло или выключатели оборудуются устройством электроподогрева масла, включаемым при понижении температуры окружающего воздуха ниже допустимой.

В схемах питания электромагнитов управления приводов выключателей предусматривается защита от длительного протекания тока.

762. КРУ 6-10 кВ оборудуются быстродействующей защитой от дуговых коротких замыканий внутри шкафов КРУ.

763. Автоматическое управление, защита и сигнализация воздухоприготовительной установки, а также предохранительные клапаны систематически проверяются и регулируются.

764. Осушка сжатого воздуха для коммутационных аппаратов осуществляется термодинамическим способом.

Требуемая степень осушки сжатого воздуха обеспечивается при кратности перепада между номинальным компрессорным и номинальным рабочим давлением коммутационных аппаратов не менее двух для аппаратов с номинальным рабочим давлением 20 кгс/см² (2 МПа) и не менее четырех для аппаратов с номинальным рабочим давлением 26-40 кгс/см² (2,6-4 МПа).

В целях уменьшения влагосодержания рекомендуется дополнительно применять адсорбционные методы осушки сжатого воздуха.

Влага из всех воздухосборников компрессорного давления 40-45 кгс/см² (4-4,5 МПа) удаляется не реже 1 раза в 3 суток, а на объектах без постоянного дежурства персонала – по утвержденному техническим руководителем организации графику.

Днища воздухосборников и спускной вентиль утепляются и оборудуются устройством электроподогрева, включаемым на время, необходимое для таяния льда при отрицательных температурах наружного воздуха.

Удаление влаги из конденсатосборников групп баллонов давлением 230 кгс/см² (23 МПа) осуществляется автоматически при каждом запуске компрессоров. Во избежание замерзания влаги нижние части баллонов и конденсатосборники устанавливаются в теплоизоляционной камере с электроподогревом.

Продувка влагоотделителя блока очистки сжатого воздуха (далее – БОВ) производится не реже 3 раз в сутки. Проверка степени осушки – точки росы воздуха на выходе из БОВ производится 1 раз в сутки. Значение точки росы поддерживается на уровне не выше минус 50 ⁰С при положительной температуре окружающего воздуха и не выше минус 40 ⁰С – при отрицательной температуре.

765. Резервуары воздушных выключателей и других аппаратов, а также воздухосборники и баллоны используются согласно законодательства Республики Казахстан в области промышленной безопасности.

Внутренний осмотр и гидравлические испытания воздухосборников и баллонов компрессорного давления проводятся в соответствии с нормативными актами. Внутренний осмотр резервуаров воздушных выключателей и других аппаратов производится при средних ремонтах.

Гидравлические испытания резервуаров воздушных выключателей проводятся в тех случаях, когда при осмотре обнаруживаются дефекты, вызывающие сомнение в достаточной прочности резервуаров. Внутренние поверхности резервуаров эксплуатируются сантикоррозионным покрытием.

766. Сжатый воздух, используемый в воздушных выключателях и приводах других коммутационных аппаратов, очищается от механических примесей с помощью фильтров, установленных в распределительных шкафах каждого воздушного выключателя или на питающем привод каждого аппарата воздухопроводе. После окончания монтажа воздухоприготовительной сети перед первичным наполнением резервуаров воздушных выключателей и приводов других аппаратов все воздухопроводы продуваются.

Для предупреждения загрязнения сжатого воздуха в процессе эксплуатации производятся продувки:

1) магистральных воздухопроводов при плюсовой температуре окружающего воздуха – не реже 1 раза в 2 месяца;

2) воздухопроводов отпаек от сети до распределительного шкафа и от шкафов до резервуаров каждого полюса выключателей и приводов других аппаратов с их отсоединением от аппарата – после каждого среднего ремонта аппарата;

3) резервуаров воздушных выключателей – после текущих и средних ремонтов.

767. У воздушных выключателей периодически проверяется наличие вентиляции внутренних полостей изоляторов (для выключателей, имеющих указатели).

Периодичность проверок устанавливается на основании рекомендаций заводов-изготовителей.

После спуска сжатого воздуха из резервуаров и прекращения вентиляции изоляция выключателя перед включением его в сеть просушивается продувкой воздуха через систему вентиляции.

768. Контроль концентрации элегаза в помещении КРУ и ЗРУ производится с помощью специальных приборов на высоте 10-15 см от уровня пола.

Значение величины концентрации элегаза в помещении поддерживается на уровне, не превышающем допустимые норм, указанные в инструкциях заводов–изготовителей аппаратов.

769. Выключатели и их приводы оборудуются указателями отключенного и включенного положений.

На выключателях со встроенным приводом или с приводом, расположенным в непосредственной близости от выключателя и не отделенным от него сплошным непрозрачным ограждением (стенкой), производится установка одного указателя – на выключателе или на приводе. На выключателях, наружные контакты которых ясно указывают включенное положение, наличие указателя на выключателе и встроенном или не отгороженном стенкой приводе не является обязательным условием.

Приводы разъединителей, заземляющих ножей, отделителей, короткозамыкателей и других аппаратов, отделенных от аппаратов стенкой, оснащаются указателями отключенного и включенного положений.

770. Вакуумные дугогасительные камеры (далее – ВДК) испытываются в объемах и в сроки, установленные инструкциями заводов-изготовителей выключателей. При испытании ВДК повышенным напряжением с амплитудным значением более 20 кВ используются экран для защиты персонала от возникающих рентгеновских излучений.

771. Первый текущий и средний ремонт оборудования РУ производится в сроки, указанные в технической документации заводов-изготовителей. Периодичность последующих средних ремонтов изменяется, исходя из опыта эксплуатации персоналом.

Текущий ремонт оборудования РУ, а также проверки его действия (опробования) производятся по мере необходимости в сроки, установленные техническим руководителем энергообъекта.

После исчерпания ресурса производится средний ремонт оборудования РУ независимо от продолжительности его эксплуатации.

772. Испытания электрооборудования РУ организуются в соответствии с объемами и нормами испытания электрооборудования.

Параграф 5. Аккумуляторные установки

773. При эксплуатации аккумуляторных установок обеспечиваются их длительная надежная работа и необходимый уровень напряжения на шинах постоянного тока в нормальных и аварийных режимах.

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

775. Аккумуляторные батареи эксплуатируются в режиме постоянного подзаряда. Для батарей типа СК напряжение подзаряда составляет 2,2±0,05 В на элемент, для батарей типа СН-2,18±0,04 В на элемент.

Подзарядная установка обеспечивает стабилизацию напряжения на шинах батареи с отклонениями, не превышающими 2 % номинального напряжения.

Дополнительные элементы батареи, постоянно не используемые в работе, эксплуатируются в режиме постоянного подзаряда.

776. Кислотные батареи эксплуатируются без тренировочных разрядов и периодических уравнительных перезарядов. Один раз в год проводится уравнительный заряд батареи типа СК напряжением 2,3-2,35 В на элемент до достижения установившегося значения плотности электролита во всех элементах 1,2-1,21 г/см³ при температуре 20 ⁰С.

Продолжительности уравнительного заряда зависит от состояния батареи и поддерживается на уровне не менее 6 часов.

Уравнительные заряды батарей типа СН проводятся при напряжении 2,25-2,4 В на элемент после доливки воды до уровня 35-40 мм над предохранительным щитком (при снижении уровня электролита до 20 мм над предохранительным щитком) до достижения плотности электролита 1,235-1,245 г/см³.

Продолжительность уравнительного заряда ориентировочно составляет: при напряжении 2,25 В – 30 суток, при 2,4 В – 5 суток.

777. На тепловых электростанциях 1 раз в 1-2 года выполняется контрольный разряд батареи для определения ее фактической емкости (в пределах номинальной емкости).

На подстанциях и гидроэлектростанциях не менее 1 раза в год проверяется работоспособность батареи по падению напряжения при толчковых токах, а контрольные разряды проводятся по мере необходимости. В тех случаях, когда число элементов недостаточно, чтобы обеспечить напряжение на шинах в конце разряда в заданных пределах, номинальная емкость снижается на 50-70 % или осуществляется разряд части основных элементов.

Обеспечивается одно и то же значение тока разряда при каждом разряде. Результаты измерений при контрольных разрядах сравниваются с результатами измерений предыдущих разрядов. Зарядка и разрядка батареи производится током, значение которого не выше максимального для данной батареи. Температура электролита в конце заряда обеспечивается на уровне не выше 40 ⁰С для батарей типа СК. Для батарей типа СН температура поддерживается на уровне не выше 35 ⁰С при максимальном зарядном токе.

778. Приточно-вытяжная вентиляция помещения аккумуляторной батареи на электростанциях включается перед началом заряда батареи и отключается после полного удаления газов, но не раньше, чем через 1,5 часа после окончания заряда.

Порядок эксплуатации системы вентиляции в помещениях аккумуляторных батарей на подстанциях с учетом конкретных условий определяется производственной инструкцией.

При режиме постоянного подзаряда и уравнительного заряда напряжением до 2,3 В на элемент помещение аккумуляторной батареи вентилируется в соответствии с производственной инструкцией.

779. После аварийного разряда батареи на электростанции последующий ее заряд до емкости, равной 90 % номинальной, осуществляется не более чем за 8 часов. При этом напряжение на аккумуляторах может достигать 2,5-2,7 В на элемент.

780. При применении выпрямительных устройств для подзаряда и заряда аккумуляторных батарей цепи переменного и постоянного тока связываются через разделительный трансформатор. Выпрямительные устройства оборудуются устройствами сигнализации об отключении.

Значение коэффициента пульсации на шинах постоянного тока обеспечивается в пределах допустимых значений по условиям питания устройств релейной защиты и электроавтоматики (далее – РЗА).

781. Обеспечивается поддержание напряжения на шинах постоянного тока, питающих цепи управления, устройства релейной защиты, сигнализации, автоматики и телемеханики, в нормальных эксплуатационных условиях на уровне 5 % выше номинального напряжения электроприемников.

Все сборки и кольцевые магистрали постоянного тока обеспечиваются резервным питанием.

Значение сопротивления изоляции аккумуляторной батареи в зависимости от номинального напряжения должно быть следующим:

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

Обеспечивается действие устройства для контроля изоляции на шинах постоянного оперативного тока на сигнал при снижении сопротивления изоляции одного из полюсов до уставки 20 кОм в сети 220 В, 10 кОм в сети 110 В, 6 кОм в сети 60 В, 5 кОм в сети 48 В, 3 кОм в сети 24 В.

В условиях эксплуатации сопротивление изоляции сети постоянного тока поддерживается на уровне не ниже двукратного значения указанной уставки устройства для контроля изоляции.

При срабатывании устройства сигнализации за счет снижения уровня изоляции относительно земли в цепи оперативного тока немедленно принимаются меры к устранению неисправностей. При этом проведение работ без снятия напряжения в этой сети, за исключением поисков места повреждения изоляции, не производится.

782. Анализ электролита кислотной аккумуляторной батареи проводится ежегодно по пробам, взятым из контрольных элементов. Количество контрольных элементов устанавливается техническим руководителем энергообъекта в зависимости от состояния батареи, но не менее 10 %. Контрольные элементы ежегодно меняются. При контрольном разряде пробы электролита отбираются в конце разряда.

Для доливки применяется дистиллированная вода, проверенная на отсутствие хлора и железа.

Для уменьшения испарения баки аккумуляторных батарей типов С и СК накрываются пластинами из стекла или другого изоляционного материала, не вступающего в реакцию с электролитом. Использование масла для этой цели не производится.

783. Температура в помещении аккумуляторной батареи поддерживается не ниже 10 ⁰С, на подстанциях без постоянного дежурства персонала и в случаях, если емкость батареи выбрана и рассчитана с учетом понижения температуры, допускается понижение температуры до 5 ⁰С.

784. На дверях помещения аккумуляторной батареи выполняются надписи "Аккумуляторная", "Огнеопасно", "Запрещается курить" и вывешены соответствующие знаки безопасности о недопущении пользоваться открытым огнем и курить.

785. Осмотр аккумуляторных батарей производится по графику, утвержденному техническим руководителем энергообъекта.

Измерения напряжения, плотности и температуры электролита каждого элемента выполняются не реже 1 раза в месяц.

786. Обслуживание аккумуляторных установок на электростанциях и подстанциях возлагается на аккумуляторщика или специально обученного электромонтера (с совмещением профессии). Каждая аккумуляторная установка снабжается журналом для записи данных осмотров и объемов проведенных работ.

787. Персонал, обслуживающий аккумуляторную установку, обеспечивается:

1) приборами для контроля напряжения отдельных элементов батареи, плотности и температуры электролита;

2) специальной одеждой и специальным инвентарем согласно типовой инструкции.

788. Ремонт аккумуляторной установки и батареи производится по мере необходимости.

789. Батареи с кислотными аккумуляторами закрытого исполнения других типов, а также с щелочными аккумуляторами эксплуатируются в соответствии с требованиями инструкции завода-изготовителя.

Параграф 6. Конденсаторные установки

790. Управление режимом работы конденсаторной установки осуществляется автоматическим способом, если при ручном управлении невозможно обеспечить требуемое качество электроэнергии.

Конденсаторная установка (конденсаторная батарея или ее секция) включается при понижении напряжения ниже номинального и отключается при повышении напряжения до 105-110 % номинального.

791. Работа конденсаторной установки производится при напряжении 110 % номинального и с перегрузкой по току до 130 % за счет повышения напряжения и содержания в составе тока высших гармонических составляющих.

792. Если напряжение на выводах единичного конденсатора превышает 110 % его номинального напряжения, эксплуатация конденсаторной установки не производится.

793. Значение температуры окружающего воздуха в месте установки конденсаторов поддерживается не выше верхнего значения, указанного в инструкции по эксплуатации конденсаторов. При повышении этой температуры принимаются меры, усиливающие эффективность вентиляции. Если в течение 1 часа не произошло понижения температуры, конденсаторная установка отключается.

794. Включение конденсаторной установки не производится при температуре конденсаторов ниже:

1) минус 40 ⁰С – для конденсаторов климатического исполнения У и Т;

2) минус 60 ⁰С – для конденсаторов климатического исполнения ХЛ.

Включение конденсаторной установки производится лишь после повышения температуры конденсаторов (окружающего воздуха) до указанных значений и выдержки их при этой температуре в течение времени, указанного в инструкции по их эксплуатации.

795. Если токи в фазах различаются более, чем на 10 %, работа конденсаторной установки не производится.

796. При отключении конденсаторной установки повторное ее включение производится не ранее, чем через 1 минуту после отключения.

797. Включение конденсаторной установки, отключившейся действием защит, производится после выяснения и устранения причины, вызвавшей ее отключение.

798. На конденсаторах с пропиткой трихлордифенилана корпусе около таблички с техническими данными выполняется отличительный знак в виде равностороннего треугольника желтого цвета со стороной 40 мм.

При обслуживании этих конденсаторов принимаются меры, предотвращающие попадание трихлордифенила в окружающую среду.

Вышедшие из строя конденсаторы с пропиткой трихлордифенилом хранятся в герметичном контейнере, конструкция которого исключает попадание трихлордифенила в окружающую среду.

Уничтожение поврежденных конденсаторов с пропиткой трихлордифенилом производится централизованно на специально оборудованном полигоне.

799. Осмотр конденсаторной установки без отключения производится не реже 1 раза в месяц.

800. Средний ремонт конденсаторных установок производится по мере необходимости в зависимости от их технического состояния. Текущий ремонт конденсаторных установок производится ежегодно.

801. Испытания конденсаторных установок организуются в соответствии с объемами и нормами испытания электрооборудования и инструкциями завода-изготовителя.

Параграф 7. Воздушные линии электропередачи

802. При эксплуатации воздушных линий электропередачи (далее – ВЛ) производится техническое обслуживание и ремонт, направленные на обеспечение их надежной работы.

803. При выдаче задания на проектирование ВЛ, сооружаемых и подлежащих техническому перевооружению, реконструкции и модернизации, организации, эксплуатирующие электрические сети, предоставляют проектным организациям имеющиеся данные о фактических условиях в зоне проектируемой ВЛ (фактические данные по гололеду и ветру, по загрязнениям атмосферы на трассе ВЛ, по отказам ВЛ и их элементов и другие данные, характеризующие местные условия) и требуют их учета в проектной документации.

804. При сооружении, техническом перевооружении, реконструкции и модернизации ВЛ, выполняемых подрядной организацией и подлежащих сдаче в эксплуатацию организация, эксплуатирующая электрические сети, организует технический надзор за производством работ, проверку выполненных работ на соответствие утвержденной технической документации.

805. Приемка в эксплуатацию ВЛ организацией, эксплуатирующей электрические сети, производится в соответствии с законодательством Республики Казахстан в сфере архитектурной и градостроительной деятельности.

806. При техническом обслуживании производятся работы по предохранению элементов ВЛ от преждевременного износа путем устранения повреждений и неисправностей, выявленных при осмотрах, проверках и измерениях.

При капитальном ремонте ВЛ выполняется комплекс мероприятий, направленных на поддержание или восстановление первоначальных эксплуатационных характеристик ВЛ в целом или отдельных ее элементов путем ремонта деталей и элементов или замены их новыми, повышающими их надежность и улучшающими эксплуатационные характеристики линии.

Перечень работ, которые выполняются на ВЛ при техническом обслуживании, ремонте и техническом перевооружении, приведен в типовых инструкциях по эксплуатации ВЛ.

807. Техническое обслуживание и ремонтные работы организуются комплексно путем проведения всех необходимых работ с максимально возможным сокращением продолжительности отключения ВЛ. Они могут производиться с отключением линии, одной фазы (пофазный ремонт) и без снятия напряжения.

808. Техническое обслуживание и ремонт ВЛ выполняются с использованием специальных машин, механизмов, транспортных средств, такелажа, оснастки, инструмента и приспособлений.

Средства механизации комплектуются в соответствии с нормами и размещаются на ремонтно-производственных базах (далее – РПБ) предприятий и их подразделений.

Бригады, выполняющие работы на ВЛ, оснащаются средствами связи с РПБ и диспетчерскими пунктами.

809. Антикоррозионное покрытие неоцинкованных металлических опор и металлических деталей железобетонных и деревянных опор, а также стальных тросов и оттяжек опор восстанавливается по мере необходимости по распоряжению технического руководителя энергообъекта.

810. Трасса ВЛ периодически расчищается от кустарников и деревьев и содержится в безопасном в пожарном отношении состоянии, поддерживается установленная ширина просек и производится обрезка деревьев.

Отдельные деревья, растущие вне просеки и угрожающие падением на провода или опоры ВЛ, вырубаются с последующим уведомлением об этом организации, в ведении которой находятся насаждения, и оформлением лесорубочных билетов (ордеров).

811. На участках ВЛ, подверженных интенсивному загрязнению, применяется специальная или усиленная изоляция и при необходимости выполняется чистка (обмывка) изоляции, замена загрязненных изоляторов.

В зонах интенсивных загрязнений изоляции птицами и в местах массовых гнездований устанавливаются специальные устройства над изолирующими подвесками, исключающие возможность посадки птиц или отпугивающие птиц и не угрожающие их жизни.

812. При эксплуатации ВЛ в пролетах пересечения действующей линии с другими ВЛ и линиями связи на каждом проводе или тросе пересекающей ВЛ выполняется не более двух соединителей, количество соединений проводов и тросов на пересекаемой ВЛ не регламентируется.

813. Организация, эксплуатирующая электрические сети, содержат в исправном состоянии постоянные знаки, установленные на опорах в соответствии с проектом ВЛ.

814. Организация, эксплуатирующая электрические сети, следит за исправностью дорожных знаков ограничения габаритов, устанавливаемых на пересечениях ВЛ с автомобильными дорогами, дорожных знаков, устанавливаемых на пересечениях ВЛ330 кВ и выше с автомобильными дорогами и не допускающих остановку транспорта в охранных зонах этих ВЛ. По представлению организаций, эксплуатирующих электрические сети, в ведении которых находятся ВЛ, установка и обслуживание указанных знаков производятся организациями, в ведении которых, находятся автомобильные дороги.

815. При эксплуатации ВЛ организуются их периодические и внеочередные осмотры. График периодических осмотров утверждается техническим руководителем организации, эксплуатирующей электрические сети.

Осмотры каждой ВЛ по всей длине производится не реже 1 раза в год. Кроме того, не реже 1 раза в год инженерно-технический персонал производит выборочные осмотры отдельных ВЛ (или их участков), а все BЛ (участки), подлежащие капитальному ремонту, осматривается полностью.

Верховые осмотры с выборочной проверкой проводов и тросов в зажимах и в дистанционных распорках на ВЛ напряжением 35 кB и выше или их участках, имеющих срок службы 20 лет и более или проходящих в зонах интенсивного загрязнения, а также по открытой местности, производятся не реже 1 раза в 6 лет на остальных ВЛ 35 кВ и выше (участках) – не реже 1 раза в 12 лет. На ВЛ 0,38-20 кВ верховые осмотры производятся при необходимости.

816. Внеочередные осмотры ВЛ или их участков производятся:

1) при образовании на проводах и тросах гололеда, при пляске проводов, во время ледохода и разлива рек, при лесных и степных пожарах, а также после стихийных бедствий;

2) после автоматического отключения ВЛ релейной защитой.

817. На ВЛ выполняются следующие проверки и измерения:

1) проверка состояния трассы ВЛ – при проведении осмотров и измерения габаритов от проводов до поросли – при необходимости;

2) проверка загнивания деталей деревянных опор – через 3-6 лет после ввода ВЛ в эксплуатацию, далее – не реже 1 раза в 3 года, а также перед подъемом на опору или сменой деталей;

3) проверка визуально состояния изоляторов и линейной арматуры при осмотрах, а также проверка электрической прочности подвесных тарельчатых фарфоровых изоляторов первый раз на 1-2-м, второй раз на 6-10-м годах после ввода ВЛ в эксплуатацию и далее с периодичностью, в зависимости от уровня отбраковки и условий работы изоляторов на ВЛ;

4) проверка состояния опор, проводов, тросов – при проведении осмотров;

5) проверка состояния болтовых соединений проводов ВЛ напряжением 35 кВ и выше путем электрических измерений – не реже 1 раза в 6 лет, болтовые соединения, находящиеся в неудовлетворительном состоянии, подвергаются вскрытию, а затем ремонтируются или заменяются;

6) проверка и подтяжка бандажей, болтовых соединений и гаек анкерных болтов – не реже 1 раза в 6 лет;

7) выборочная проверка состояния фундаментов и U-образных болтов на оттяжках со вскрытием грунта – не реже 1 раза в 6 лет;

8) проверка состояния железобетонных опор и приставок – не реже 1 раза в 6 лет;

9) проверка состояния антикоррозийного покрытия металлических опор и траверс, металлических подножников и анкеров оттяжек с выборочным вскрытием грунта – не реже 1 раза в 6 лет;

10) проверка тяжения в оттяжках опор – не реже 1 раза в 6 лет;

11) измерения сопротивления заземления опор, а также повторных заземлений нулевого провода – в соответствии с пунктом 884 настоящих Правил;

12) измерения сопротивления петли фаза-нуль на ВЛ напряжением до 1000 В при приемке в эксплуатацию, в дальнейшем – при подключении новых потребителей и выполнении работ, вызывающих изменение этого сопротивления;

13) проверка состояния опор, проводов, тросов, расстояний от проводов до поверхности земли и различных объектов, до пересекаемых сооружений – при осмотрах ВЛ.

818. Неисправности, обнаруженные при осмотре ВЛ и производстве проверок и измерений, отмечаются в эксплуатационной документации и в зависимости от их характера устраняются в кратчайший срок или при проведении технического обслуживания либо капитального ремонта ВЛ.

819. Капитальный ремонт ВЛ выполняется по решению технического руководителя организации, эксплуатирующей электрические сети, на ВЛ с железобетонными и металлическими опорами – не реже 1 раза в 12 лет, на ВЛ с деревянными опорами – не реже 1 раза в 6 лет.

820. Конструктивные изменения опор и других элементов ВЛ, а также способа закрепления опор в грунте выполняются при наличии технической документации и с разрешения технического руководителя организации, эксплуатирующей электрические сети.

821. Плановый ремонт, техническое перевооружение, реконструкция и модернизация ВЛ, проходящих по сельскохозяйственным угодьям, производятся по согласованию с землепользователями и, в период, когда эти угодья не заняты сельскохозяйственными культурами или, когда возможно обеспечение сохранности этих культур.

Работы по предотвращению нарушений в работе ВЛ и ликвидации последствий таких нарушений могут производиться в любое время года без согласования с землепользователями, но с уведомлением их о проводимых работах.

После выполнения указанных работ организация, эксплуатирующая электрические сети, приводит земельные угодья в состояние, пригодное для их использования по целевому назначению, а также возмещает землепользователям убытки, причиненные при производстве работ.

822. Организация, эксплуатирующая ВЛ с совместной подвеской проводов, производит плановый ремонт в согласованные с владельцем или владельцами линий или проводов сроки. В аварийных случаях ремонтные работы производятся с предварительным уведомлением другой стороны (владельца линии или проводов).

823. На ВЛ напряжением выше 1000 В, подверженных интенсивному гололедообразованию, осуществляется удаление гололедных отложений на проводах и грозозащитных тросах путем плавки гололеда электрическим током или другим способом.

Организация, эксплуатирующая электрические сети, контролирует процесс гололедообразования на ВЛ и обеспечивает своевременное включение схем плавки гололеда; ВЛ, на которых производится плавка гололеда, оснащаются устройствами автоматического контроля и сигнализации гололедообразования и процесса плавки, а также закорачивающими коммутационными аппаратами.

824. Для дистанционного определения мест повреждения ВЛ напряжением 110 кВ и выше, а также мест междуфазовых замыканий на ВЛ 6-35 кВ устанавливаются специальные приборы. На ВЛ напряжением 6-35 кВ с отпайками устанавливаются указатели поврежденного участка.

Организация, эксплуатирующая электрические сети, обеспечивает наличие у себя переносных приборов для определения мест замыкания на землю ВЛ 6-35 кВ.

825. В целях своевременной ликвидации аварийных повреждений на ВЛ в организациях, эксплуатирующих электрические сети, хранится аварийный запас материалов и деталей согласно нормам утвержденным техническим руководителем организации.

Параграф 8. Силовые кабельные линии

826. При эксплуатации силовых кабельных линий производится техническое обслуживание и ремонт, направленные на обеспечение их надежной работы.

827. Для каждой кабельной линии при вводе в эксплуатацию устанавливаются наибольшие допустимые токовые нагрузки. Нагрузки определяются по участку трассы с наихудшими тепловыми условиями, если длина участка не менее 10 м. Повышение этих нагрузок допускается на основе тепловых испытаний при условии, что нагрев жил не будет превышать допустимой величины. При этом нагрев кабелей проверяется на участках трасс с наихудшими условиями охлаждения.

828. В кабельных сооружениях необходимо организовать систематический контроль теплового режима работы кабелей, температурой воздуха и работой вентиляционных устройств.

Значение температуры воздуха внутри кабельных туннелей, каналов и шахт в летнее время поддерживается на уровне выше температуры наружного воздуха не более чем на 10 ⁰С.

829. На период послеаварийного режима перегрузка по току:

1) для кабелей с пропитанной бумажной изоляцией на напряжение до 10 кВ включительно – на 30 %;

2) для кабелей с изоляцией из полиэтилена и поливинилхлоридного пластиката – на 15 %;

3) для кабелей из резины и вулканизированного полиэтилена – на 18 % длительно допустимой нагрузки продолжительностью не более 6 часов в сутки в течение 5 суток, но не более 100 часов в год.

Для кабелей, находящихся в эксплуатации более 15 лет, обеспечивается значение перегрузки по току не выше 10 %.

Перегрузка кабелей с пропитанной бумажной изоляцией на напряжение 20 и 35 кВ не допускается.

Перегрузка кабельных линий на напряжение 110 кВ и выше регламентируется заводами-изготовителями.

830. Для каждой маслонаполненной линии или ее секции напряжением 110 кВ и выше в зависимости от профиля линии устанавливаются пределы допустимых изменений давления масла. При отклонениях от них кабельная линия отключается, и ее включение разрешается после выявления и устранения причин нарушений.

831. Пробы масла из маслонаполненных кабельных линий и пробы жидкости из муфт кабелей с пластмассовой изоляцией на напряжение 110 кВ и выше отбираются перед включением новой линии в работу, через 1 год после включения, затем через 3 года и в последующем 1 раз в 6 лет.

832. При сдаче в эксплуатацию кабельных линий на напряжение свыше 1000 В оформляются и передаются энергопредприятию:

1) исполнительный чертеж трассы с указанием мест установки соединительных муфт, выполненный в масштабах 1:200 и 1:500 в зависимости от развития коммуникаций в данном районе трассы;

2) скорректированный проект кабельной линии, который для кабельных линий на напряжение 110 кВ и выше перед прокладкой линии согласуется с эксплуатирующей организацией и при изменении марки кабеля с заводом-изготовителем и эксплуатирующей организацией;

3) чертеж профиля кабельной линии в местах пересечения с дорогами и другими коммуникациями для кабельных линий на напряжение 35 кВ и для особо сложных трасс кабельных линий на напряжение 6-10 кВ;

4) акты состояния;

5) кабелей на барабанах и при необходимости протоколы разборки и осмотра образцов (для импортных кабелей разборка обязательна);

6) кабельный журнал;

7) инвентарная опись всех элементов кабельной линии;

8) акты строительных и скрытых работ с указанием пересечений и сближений кабелей со всеми подземными коммуникациями;

9) акты на монтаж кабельных муфт;

10) акты приемки траншей, блоков, труб, каналов под монтаж;

11) акты на монтаж устройств по защите кабельных линий от электрохимической коррозии, а также результаты коррозионных испытаний в соответствии с проектом;

12) протокол испытания изоляции кабельной линии повышенным напряжением после прокладки;

13) результаты измерения сопротивления изоляции;

14) акты осмотра кабелей, проложенных в траншеях и каналах перед закрытием;

15) протокол прогрева кабелей на барабанах перед прокладкой при низких температурах;

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

Кроме перечисленной документации при приемке в эксплуатацию кабельной линии напряжением 110 кВ и выше монтажной организации необходимо дополнительно передать энергообъекту:

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

2) результаты испытаний масла во всех элементах линий;

3) результаты пропиточных испытаний;

4) результаты опробования и испытаний подпитывающих агрегатов на линиях высокого давления;

5) результаты проверки систем сигнализации давления;

6) акты об усилиях тяжения при прокладке;

7) акты об испытаниях защитных покровов повышенным напряжением после прокладки;

8) протоколы заводских испытаний кабелей, муфт и подпитывающей аппаратуры;

9) результаты испытаний устройств автоматического подогрева муфт;

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

11) результаты измерения рабочей емкости жил кабелей;

12) результаты измерения активного сопротивления изоляции;

13) результаты измерения сопротивления заземления колодцев и концевых муфт.

При сдаче в эксплуатацию кабельных линий на напряжение до 1000 В оформляются и передаются заказчику кабельный журнал, скорректированный проект линий, акты, протоколы испытаний и измерений.

833. Прокладка и монтаж кабельных линий всех напряжений, сооружаемых организациями других ведомств и передаваемых в эксплуатацию, выполняется под техническим надзором эксплуатирующей организации.

834. Каждая кабельная линия имеет паспорт с указанием основных данных по линии, а также архивную папку с документацией согласно пункту 833 настоящих Правил.

Для предприятий, имеющих автоматизированную систему учета, паспортные данные вводятся в память компьютера по решению руководителя соответствующего ответственного подразделения предприятия.

Открыто проложенные кабели, а также все кабельные муфты снабжаются бирками с обозначениями; на бирках кабелей в конце и начале линии указываются марки, напряжения, сечения, номера или наименования линии; на бирках соединительных муфт – номер муфты, дата монтажа.

Для бирок обеспечивается стойкость к воздействию окружающей среды. Бирки располагаются по длине линии, через 50 м на открыто проложенных кабелях, а также на поворотах трассы и в местах прохода кабелей через огнестойкие перегородки и перекрытия (с обеих сторон).

835. Металлическая неоцинкованная броня кабелей, проложенных в кабельных сооружениях, и металлические конструкции с неметаллизированным покрытием, по которым проложены кабели, а также кабельные металлические короба периодически покрываются негорючими антикоррозионными лаками и красками.

Кабели с металлическими оболочками или броней, а также кабельные конструкции, на которых прокладываются кабели, заземляются или зануляются.

836. Нагрузки кабельных линий измеряются периодически в сроки, установленные техническим руководителем энергообъекта.

На основании данных этих измерений при необходимости уточняются режим работы и схема кабельной сети.

Требования этого пункта распространяются и на кабельные линии потребителей, отходящие от шин распределительных устройств электростанций и подстанций.

837. Осмотры кабельных линий производятся 1 раз в сроки, месяцы, согласно приложению 24 к настоящим Правилам.

Осмотр кабельных муфт напряжением ниже 1000 В производится при осмотре электрооборудования.

Осмотр подводных кабелей производится в сроки, установленные техническим руководителем энергообъекта.

Периодически производятся выборочные контрольные осмотры кабельных линий инженерно-техническим персоналом.

В период паводков и после ливней, а также при отключении кабельной линии релейной защитой производятся внеочередные осмотры.

О выявленных при осмотрах нарушениях на кабельных линиях делается запись в журнале дефектов и неполадок. Нарушения устраняются в кратчайший срок.

838. Туннели, шахты, кабельные этажи и каналы на электростанциях и подстанциях с постоянным оперативным обслуживанием осматриваются не реже 1 раза в месяц, а на электростанциях и подстанциях без постоянного оперативного обслуживания – в сроки, установленные техническим руководителем энергообъекта.

839. Технический надзор и эксплуатация устройств пожарной сигнализации и автоматического пожаротушения, установленных в кабельных сооружениях, производятся в соответствии с инструкциями по эксплуатации автоматических установок водяного пожаротушения, по эксплуатации автоматических установок пожарной сигнализации на энергетических предприятиях и по эксплуатации установок пожаротушения с применением воздушно-механической пены.

840. Устройство в кабельных помещениях каких-либо временных и вспомогательных сооружений (мастерских, инструментальных, кладовых), а также хранение в них каких-либо материалов и оборудования не допускается.

841. В районах с электрифицированным рельсовым транспортом или с агрессивными грунтами кабельная линия может быть принята в эксплуатацию после осуществления ее антикоррозионной защиты.

В этих районах на кабельных линиях проводятся измерения блуждающих токов, составляются и систематически корректируются потенциальные диаграммы кабельной сети (или ее отдельных участков) и карты почвенных коррозионных зон. В городах, где организована совместная антикоррозионная защита для всех подземных коммуникаций, снятие потенциальных диаграмм не требуется.

Потенциалы кабелей измеряются в зонах блуждающих токов, в местах сближения силовых кабелей с трубопроводами и кабелями связи, имеющими катодную защиту, и на участках кабелей, оборудованных установками по защите от коррозии. На кабелях с шланговыми защитными покровами контролируется состояние антикоррозионного покрытия.

842. Энергообъектам необходимо контролировать выполнение управлениями и службами городского трамвая, метрополитена и электрифицированных железных дорог мероприятий по уменьшению значений блуждающих токов в земле.

При обнаружении на кабельных линиях опасности разрушения металлических оболочек вследствие электрокоррозии, почвенной или химической коррозии принимаются меры к ее предотвращению. В целях предотвращения коррозии участков алюминиевых оболочек, примыкающих к муфтам, необходимо обеспечить их защиту в соответствии с рекомендациями руководящих документов. За защитными устройствами устанавливается регулярное наблюдение.

843. Раскопки кабельных трасс или земляные работы вблизи них производятся с письменного разрешения энергообъекта.

844. Производство раскопок землеройными машинами на расстоянии 1 м от кабеля, а также применение отбойных молотков, ломов и кирок для рыхления грунта над кабелями на глубину более 0,3 м при нормальной глубине прокладки кабелей не допускается.

Применение ударных и вибропогружных механизмов разрешается на расстоянии не менее 5 м от кабелей.

Перед началом работ проводится под надзором персонала энергообъекта контрольное вскрытие трассы. Для производства взрывных работ выдаются дополнительные технические условия.

845. Организации, эксплуатирующей электрические сети, необходимо периодически оповещать организации и население района, где проходят кабельные трассы, о порядке производства земляных работ вблизи этих трасс.

846. Кабельные линии периодически подвергаются профилактическим испытаниям повышенным напряжением постоянного тока в соответствии с объемами и нормами испытания электрооборудования.

Необходимость внеочередных испытаний на кабельных линиях после ремонтных работ или раскопок, связанных со вскрытием трасс, определяется руководством энергообъекта, района, организации, эксплуатирующей электрические сети.

847. Для предупреждения электрических пробоев на вертикальных участках кабелей с бумажной изоляцией напряжением 25-30 кВ вследствие осушения изоляции необходимо их периодически заменять или устанавливать на них стопорные муфты.

На кабельных линиях напряжением 20-35 кВ с кабелями с нестекающей пропиточной массой и пластмассовой изоляцией или с газонаполненными кабелями дополнительного наблюдения за состоянием изоляции вертикальных участков и их периодической замены не требуется.

848. При надзоре за прокладкой и при эксплуатации небронированных кабелей со шланговым покрытием особое внимание обращается на состояние шланга. Кабели со шлангами, имеющими сквозные порывы, задиры и трещины, ремонтируются или заменяются.

849. Предприятиям кабельных сетей необходимо иметь лаборатории, оснащенные аппаратами для определения мест повреждения, измерительными приборами и передвижными измерительными и испытательными установками.

850. Образцы поврежденных кабелей и поврежденные кабельные муфты подвергаются лабораторным исследованиям для установления причин повреждения и разработки мероприятий по их предотвращению.

Параграф 9. Релейная защита и электроавтоматика

851. Силовое электрооборудование электростанций, подстанций и электрических сетей защищается от коротких замыканий и нарушений нормальных режимов устройствами релейной защиты, автоматическими выключателями или предохранителями и оснащается устройствами электроавтоматики, в том числе устройствами противоаварийной автоматики и устройствами автоматического регулирования.

Обеспечивается соответствие схемам и режимам работы энергообъектов устройств РЗА, в том числе противоаварийной автоматики, по принципам действия, уставкам, настройке и выходным воздействиям . Данные устройства постоянно используются в работе, кроме устройств, которые выводятся из работы в соответствии с назначением и принципом действия, режимом работы энергообъектов и условиями селективности.

852. В эксплуатации обеспечиваются условия нормальной работы аппаратуры РЗА и вторичных цепей (допустимые температура, влажность, вибрация, отклонения рабочих параметров от номинальных, уровень помех).

853. Все случаи срабатывания и отказа срабатывания устройств РЗА, а также выявляемые в процессе их эксплуатации дефекты тщательно анализируются и учитываются в установленном порядке службами РЗА. Выявленные дефекты устраняются.

О каждом случае неправильного срабатывания или отказа срабатывания устройств РЗА, а также о выявленных дефектах схем и аппаратуры вышестоящую организацию, в управлении или в ведении которой находится устройство, необходимо проинформировать.

854. На панелях РЗА и шкафах двустороннего обслуживания, а также на панелях и пультах управления на лицевой и оборотной сторонах выполняются надписи, указывающие их назначение в соответствии с диспетчерскими наименованиями.

На установленной на панелях, пультах и в шкафах с поворотными панелями аппаратуре выполняются с обеих сторон надписи или маркировка согласно схемам. Расположение надписей или маркировки однозначно определяет соответствующий аппарат. На панели с аппаратурой, относящейся к разным присоединениям или разным устройствам РЗА одного присоединения, которые могут проверяться раздельно, наносятся четкие разграничительные линии и обеспечивается возможность установки ограждения при проверке отдельных устройств РЗА.

Надписи у устройств, которыми управляет оперативный персонал, четко указывают назначение этих устройств.

855. Силовое электрооборудование и линии электропередачи могут находиться под напряжением при включенной релейной защите от всех видов повреждений. При выводе из работы или неисправности отдельных видов защит, оставшиеся в работе устройства релейной защиты обеспечивает полноценную защиту электрооборудования и линий электропередачи от всех видов повреждений. Если это условие не выполняется, осуществляется временная быстродействующая защита или введено ускорение резервной защиты, или присоединение отключается.

856. При наличии быстродействующих релейных защит и устройств резервирования в случае отказа выключателей (далее – УРОВ) все операции по включению линий, шин и оборудования после ремонта или нахождения без напряжения, а также операции по переключению разъединителями и воздушными выключателями осуществляются при введенных в работу этих защитах; если на время проведения операций какие-либо из этих защит не могут быть введены в работу или выводятся из работы по принципу действия, следует ввести ускорение на резервных защитах, либо выполнить временную защиту, хотя бы неселективную, но с таким же временем действия, как и постоянная защита.

857. Сопротивление изоляции электрически связанных вторичных цепей напряжением выше 60 В относительно земли, а также между цепями различного назначения, электрически не связанными (измерительные цепи, цепи оперативного тока, сигнализации), поддерживается в пределах каждого присоединения не ниже 1 МОм.

Сопротивление изоляции вторичных цепей, рассчитанных на рабочее напряжение 60 В и ниже, питающихся от отдельного источника или через разделительный трансформатор, поддерживается не ниже 0,5 МОм.

Сопротивление изоляции измеряется мегаомметром в первом случае на напряжение 1000-2500 В, а во втором случае – 500 В.

Измерение сопротивления изоляции цепей 24 В и ниже устройств РЗА на микроэлектронной базе производится в соответствии с указаниями завода-изготовителя. Если таких указаний нет, проверяется отсутствие замыкания этих цепей на землю омметром на напряжение до 15 В.

При проверке изоляции вторичных цепей принимаются предусмотренные соответствующими инструкциями меры для предотвращения повреждения этих устройств.

858. При включении после монтажа и первом профилактическом контроле изоляция относительно земли электрически связанных цепей РЗА и всех других вторичных цепей каждого присоединения, а также между электрически не связанными цепями, находящимися в пределах одной панели, за исключением цепей элементов, рассчитанных на рабочее напряжение 60 В и ниже, испытывается напряжением 1000 В переменного тока в течение 1 минуты.

Кроме того, напряжением 1000 Вт течение 1 минуты испытывается изоляция между жилами контрольного кабеля тех цепей, где имеется повышенная вероятность замыкания между жилами с серьезными последствиями (цепи газовой защиты, цепи конденсаторов, используемых как источник оперативного тока, вторичные цепи трансформаторов тока с номинальным значением тока 1А).

В последующей эксплуатации изоляция цепей РЗА (за исключением цепей напряжением 60 В и ниже) испытывается при профилактических восстановлениях напряжением 1000 В переменного тока в течение 1 минуты или выпрямленным напряжением 2500 В с использованием мегаомметра или специальной установки.

Испытание изоляции цепей РЗА напряжением 60 В и ниже производится в процессе ее измерения согласно пункту 858 настоящих Правил.

859. Вновь смонтированные устройства РЗА и вторичные цепи перед вводом в работу подвергаются наладке и приемочным испытаниям.

Разрешение на ввод новых устройств и их включение в работу выдается в установленном порядке с записью в журнале релейной защиты и электроавтоматики.

860. В службе РЗА на устройства РЗА, находящиеся в эксплуатации, устанавливается следующая техническая документация:

1) паспорта-протоколы;

2) инструкции или методические указания по наладке и проверке;

3) технические данные об устройствах в виде карт уставок и характеристик;

4) исполнительные рабочие схемы: принципиальные, монтажные или принципиально-монтажные;

5) рабочие программы вывода в проверку (ввода в работу) сложных устройств РЗА с указанием последовательности, способа и места отсоединения их цепей от остающихся в работе устройств РЗА, цепей управления оборудованием и цепей тока и напряжения.

Результаты технического обслуживания заносятся в паспорт-протокол. Подробные записи по проведенным проверкам устройств РЗА и противоаварийной автоматики оформляются соответствующим протоколом или в рабочем журнале.

861. Вывод из работы, изменение параметров настройки или изменение действия устройств РЗА оформляются в соответствии с пунктами 997, 1000, 1001 и 1005 настоящих Правил.

При угрозе неправильного срабатывания устройство РЗА выводится из работы с учетом требования пункта 856 настоящих Правил без разрешения вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала, но с последующим сообщением ему (в соответствии с производственной инструкцией) и последующим оформлением заявки в соответствии с пунктом 1002 настоящих Правил.

862. Реле, аппараты и вспомогательные устройства РЗА, за исключением тех, уставки которых изменяет оперативный персонал, разрешается вскрывать работникам служб РЗА, электротехнической лаборатории электроцехов электростанций (далее – ЭТЛ), эксплуатирующим эти устройства, или в исключительных случаях, по их указанию оперативному персоналу.

Работы в устройствах РЗА необходимо выполнять персоналу, обученному и допущенному к самостоятельной проверке соответствующих устройств.

863. На сборках (рядах) зажимов пультов управления, шкафов и панелей не устраняется расположение в непосредственной близости зажимов, случайное соединение которых может вызвать включение или отключение присоединения, короткое замыкание в цепях оперативного тока или в цепях возбуждения генератора (синхронного компенсатора).

864. При работе на панелях, пультах, в шкафах и в цепях управления и РЗА принимаются меры против ошибочного отключения оборудования. Работы выполняются изолированным инструментом.

Выполнение этих работ без исполнительных схем, заданных объемов и последовательности работ (типовая или специальная программа), не допускается.

Операции во вторичных цепях трансформаторов тока и напряжения (в том числе с испытательными блоками) производятся с выводом из действия устройств РЗА (или отдельных их ступеней), которые по принципу действия и параметрам настройки (уставкам) могут отрабатывать ложно в процессе выполнения указанных операций.

По окончании работ проверяются исправность и правильность присоединения цепей тока, напряжения и оперативных цепей. Оперативные цепи РЗА и цепи управления проверяются путем опробования в действии.

865. Работы в устройствах РЗА, которые могут вызвать неправильное отключение защищаемого или других присоединений, а также иные, не предусмотренные воздействия на оборудование, действующие устройства РЗА, производятся по разрешенной заявке, учитывающей эти возможности.

866. Контроль правильности положения переключающих устройств на панелях и шкафах РЗА, крышек испытательных блоков, контроль исправности предохранителей или автоматических выключателей в цепях управления и защит, контроль работы устройств РЗА по показаниям имеющихся на аппаратах и панелях (шкафах) устройств внешней сигнализации и приборов, опробование выключателей и прочих аппаратов. Обмен сигналами высокочастотных защит, измерения контролируемых параметров устройств высокочастотного телеотключения, низкочастотной аппаратуры каналов автоматики, высокочастотной аппаратуры противоаварийной автоматики, измерение напряжения небаланса в защите шин и устройства контроля изоляции вводов, измерение напряжения небалансов в разомкнутом треугольнике трансформатора напряжения, опробование устройств автоматического повторного включения, автоматического включения резерва и фиксирующих приборов, завод часов автоматических осциллографов и других приборов осуществляет оперативный персонал.

Периодичность контроля и опробования, перечень аппаратов и устройств, подлежащих опробованию, порядок операций при опробовании, а также порядок действий персонала при выявлении отклонений от норм устанавливается местными инструкциями.

867. Персоналу служб РЗА организаций, эксплуатирующих электрические сети, и электротехнических лабораторий электростанций необходимо периодически осматривать все панели и пульты управления, панели релейной защиты, электроавтоматики, сигнализации, обращая особое внимание на правильность положения переключающих устройств (рубильников, ключей управления, накладок) и крышек испытательных блоков и соответствие их положения схемам и режимам работы электрооборудования.

Периодичность осмотров устанавливается руководством энергообъекта. Независимо от периодических осмотров персоналом службы РЗА оперативно-диспетчерский персонал обеспечивает правильное положение тех элементов РЗА, с которыми ему разрешено выполнять операции.

868. Устройства РЗА и вторичные цепи проверяются и опробуются в объеме и в сроки, указанные в настоящих Правилах и инструкциях.

После неправильного срабатывания или отказа срабатывания этих устройств проводятся дополнительные (послеаварийные) проверки.

869. На проводах, присоединенных к сборкам (рядам) зажимов, выполняется маркировка, соответствующая схемам. На контрольных кабелях выполняется маркировка на концах, в местах разветвления и пересечения потоков кабелей, при проходе их через стены, потолки и другие перекрытия. Концы свободных жил контрольных кабелей изолируются.

870. При устранении повреждений контрольных кабелей с металлической оболочкой или их наращивании соединение жил осуществляется с установкой герметичных муфт или с помощью предназначенных для этого коробок. Указанные муфты и коробки регистрируются.

Кабели с поливинилхлоридной и резиновой оболочкой соединяются с помощью эпоксидных соединительных муфт или на переходных рядах зажимов.

На каждые 50 м одного кабеля в среднем устанавливается не более одного из указанных выше соединений.

871. При применении контрольных кабелей с изоляцией жил, подверженной разрушению под воздействием воздуха, света и масла, на участках жил от зажимов до концевых разделок , выполняется дополнительное покрытие, препятствующее этому разрушению.

872. Вторичные обмотки трансформаторов тока поддерживаются в замкнутом на реле и приборах состоянии или закорочены. Вторичные цепи трансформаторов тока, напряжения и вторичные обмотки фильтров присоединения ВЧ каналов поддерживаются в заземленном состоянии.

873. Установленные на электростанциях и подстанциях самопишущие приборы с автоматическим ускорением записи в аварийных режимах, автоматические осциллографы, в том числе их устройства пуска, фиксирующие приборы (амперметры, вольтметры и омметры) и другие устройства, используемые для анализа работы устройства РЗА и определения места повреждения на линиях электропередачи, поддерживаются в состоянии в любой момент готовом к действию. Ввод и вывод из работы указанных устройств осуществляются по заявке.

874. В цепях оперативного тока обеспечивается селективность действия аппаратов защиты (предохранителей и автоматических выключателей).

На автоматических выключателях, колодках предохранителей выполняется маркировка с указанием назначения и тока.

875. Для выполнения оперативным персоналом на панелях в шкафах устройств РЗА переключений с помощью ключей, накладок, испытательных блоков и других приспособлений применяются таблицы положения указанных переключающих устройств для используемых режимов или другие наглядные методы контроля, а также программы для сложных переключений. Об операциях по этим переключениям делается запись в оперативный журнал.

876. На щитах управления электростанций и подстанций, а также на панелях и шкафах переключающие устройства в цепях РЗА располагаются наглядно, а однотипные операции с ними производятся одинаково.

Параграф 10. Заземляющие устройства

877. Обеспечивается соответствие заземляющих устройств требованиям обеспечения электробезопасности людей и защиты электроустановок, а также эксплуатационных режимов работы.

Все металлические части электрооборудования и электроустановок, которые могут оказаться под напряжением вследствие нарушения изоляции, заземляются или зануляются.

878. При сдаче в эксплуатацию заземляющих устройств электроустановок монтажной организацией представляются протоколы приемо-сдаточных испытаний этих устройств.

879. Каждый элемент установки, подлежащий заземлению, присоединяется к заземлителю посредством отдельного заземляющего проводника.

Последовательное соединение заземляющими проводниками нескольких элементов установки не допускается.

880. Присоединение заземляющих проводников к заземлителю и заземляемым конструкциям выполняется сваркой, а к корпусам аппаратов, машин и опорам воздушных линий электропередачи (ВЛ) – сваркой или болтовым соединением.

881. Заземляющие проводники предохраняются от коррозии. Открыто проложенные заземляющие проводники окрашиваются в черный цвет.

882. Для контроля заземляющего устройства проводится:

1) измерение сопротивления заземляющего устройства проводится не реже 1 раза в 12 лет выборочная проверка со вскрытием грунта для оценки коррозионного состояния элементов заземлителя, находящихся в земле;

2) проверка наличия и состояния цепей между заземлителем и заземляемыми элементами, соединений естественных заземлителей с заземляющим устройством – не реже 1 раза в 12 лет;

3) измерение напряжения прикосновения в электроустановках, заземляющее устройство которых выполнено по нормам на напряжение прикосновения;

4) проверка (расчетная) соответствия напряжения на заземляющем устройстве – после монтажа, переустройства и капитального ремонта заземляющего устройства, но не реже 1 раза в 12 лет;

5) в установках до 1000 В проверка пробивных предохранителей и полного сопротивления петли фаза-нуль – не реже 1 раза в 6 лет.

883. Измерение сопротивления заземляющих устройств производится:

1) после монтажа, переустройства и капитального ремонта этих устройств на электростанциях, подстанциях и линиях электропередачи;

2) при обнаружении на тросовых опорах ВЛ напряжением 110 кВ и выше следов перекрытий или разрушений изоляторов электрической дугой;

3) на подстанциях воздушных распределительных сетей напряжением 35 кВ и ниже – не реже 1 раза в 12 лет.

Измерение сопротивлений заземления в сетях напряжением 35 кВ и ниже производится:

1) у опор с разъединителями, защитными промежутками, трубчатами и вентильными разрядниками и у опор с повторными заземлителями нулевых проводов – не реже 1 раза в 6 лет;

2) выборочно на 2 % железобетонных и металлических опор в населенной местности, на участках ВЛ с наиболее агрессивными, оползневыми, выдуваемыми или плохо проводящими грунтами – не реже 1 раза в 12 лет.

Измерения выполняются в периоды наибольшего высыхания грунта.

884. Измерения напряжений прикосновения производятся после монтажа, переустройства и капитального ремонта заземляющего устройства, но не реже 1 раза в 6 лет.

Измерения выполняются при присоединенных естественных заземлителях и тросах ВЛ.

885. Проверка коррозийного состояния заземлителей проводятся:

1) на подстанциях и электростанциях – в местах, где заземлители наиболее подвержены коррозии, а также вблизи нейтралей силовых трансформаторов, короткозамыкателей;

2) на ВЛ – у 2 % опор с заземлителями при выборочной проверке со вскрытием грунта.

Для заземлителей подстанций и опор ВЛ при необходимости по решению технического руководителя энергообъекта может быть установлена более частая проверка коррозийного состояния.

Параграф 11. Защита от перенапряжений

886. На электростанциях, подстанциях и в организациях, эксплуатирующих электрические сети, обеспечивается наличие сведений по защите от перенапряжений каждого распределительного устройства и ВЛ:

1) очертание защитных зон молниеотводов, прожекторных мачт, металлических и железобетонных конструкций, возвышающихся сооружений и зданий;

2) схемы устройств заземления РУ с указанием мест подключения защитных аппаратов, заземляющих спусков подстанционного оборудования и порталов с молниеотводами, расположения дополнительных заземляющих электродов с данными по их длине и количеству;

3) паспортные данные по импульсной прочности (импульсные испытательные и пробивные напряжения) оборудования РУ;

4) паспортные защитные характеристики использованных на РУ и ВЛ ограничителей перенапряжений, вентильных и трубчатых разрядников и искровых промежутков;

5) схемы РУ со значениями длин защищенных тросом подходов ВЛ (для ВЛ с тросом по всей длине – длин опасных зон) и соответствующими им расстояниями по ошиновке между защитными аппаратами РУ и защищаемым оборудованием;

6) значения сопротивлений заземления опор ВЛ, в том числе тросовых подходов ВЛ, РУ, ТП и переключательных пунктов;

7) данные о проводимости грунтов по трассе ВЛ на территории распределительных устройств;

8) данные о пересечении ВЛ между собой, с линиями связи, радиотрансляции, автоблокировочными линиями железных дорог.

887. Подвеска проводов ВЛ напряжением до 1000 В любого назначения (осветительных, телефонных, высокочастотных) на конструкциях ОРУ, отдельно стоящих стержневых молниеотводах, прожекторных мачтах, дымовых трубах и градирнях, а также подводка этих линий к взрывоопасным помещениям не допускается.

Для указанных целей применяются кабели с металлическими оболочками или кабели без оболочек, проложенные в металлических трубах в земле. Оболочки кабелей, металлические трубы заземляются. Подводка линий к взрывоопасным помещениям выполняется с учетом требований действующей инструкции по устройству молниезащиты зданий и сооружений.

888. Ежегодно перед грозовым сезоном проводится проверка состояния защиты от перенапряжений распределительных устройств и линий электропередачи и обеспечивается готовность защиты от грозовых и внутренних перенапряжений.

На предприятиях регистрируются случаи грозовых отключений и повреждений ВЛ, оборудования РУ и ТП. На основании полученных данных проводится оценка надежности грозозащиты и при необходимости разрабатываются мероприятия по повышению ее надежности.

При установке в РУ нестандартных аппаратов или оборудования необходима разработка соответствующих грозозащитных мероприятий.

889. Ограничители перенапряжений и вентильные разрядники всех напряжений поддерживаются в постоянно включенном состоянии.

В ОРУ допускается отключение на зимний период (или отдельные его месяцы) вентильных разрядников, предназначенных для защиты от грозовых перенапряжений в районах с ураганным ветром, гололедом, резким изменением температуры и интенсивным загрязнением.

890. Профилактические испытания вентильных и трубчатых разрядников, а также ограничителей перенапряжений проводятся в соответствии с объемами и нормами испытания электрооборудования.

891. Трубчатые разрядники и защитные промежутки осматриваются при обходах линий электропередачи. Срабатывание разрядников отмечается в обходных листах. Проверка трубчатых разрядников со снятием с опор проводится 1 раз в 3 года.

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

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

892. В сетях с изолированной нейтралью или с компенсацией емкостных токов допускается работа воздушных и кабельных линий электропередачи с замыканием на землю до устранения повреждения.

При этом к отысканию места повреждения на ВЛ, проходящих в населенной местности, где возникает опасность поражения током людей и животных, следует приступать немедленно и ликвидировать повреждение в кратчайший срок.

В сетях генераторного напряжения, а также в сетях, к которым подключены двигатели высокого напряжения, работа с замыканием на землю допускается в соответствии с пунктом 670 настоящих Правил.

893. Компенсация емкостного тока замыкания на землю дугогасящими реакторами применяется при емкостных токах, превышающих значения, согласно приложению 25 к настоящим Правилам.

В сетях собственных нужд 6 кВ блочных электростанций допускается режим работы с заземлением нейтрали сети через резистор. В цепях генераторного напряжения при обосновании соответствующими расчетами допускается режим работы с изолированной нейтралью.

В сетях 6-35 кВ с ВЛ на железобетонных и металлических опорах используются дугогасящие реакторы при емкостном токе замыкания на землю более 10 А.

Работа сетей 6-35 кВ без компенсации емкостного тока при его значениях, превышающих указанные в приложении 25 к настоящим Правилам, не допускается.

Для компенсации емкостных токов замыкания на землю в сетях применяются заземляющие дугогасящие реакторы с ручным или автоматическим регулированием.

Измерение емкостных токов, токов дугогасящих реакторов, токов замыкания на землю и напряжений смещения нейтрали в сетях с компенсацией емкостного тока проводится при вводе в эксплуатацию дугогасящих реакторов и значительных изменениях режимов сети, но не реже 1 раза в 6 лет.

894. Мощность дугогасящих реакторов выбирается по емкостному току сети с учетом ее перспективного развития.

Заземляющие дугогасящие реакторы устанавливаются на подстанциях, связанных с компенсируемой сетью не менее, чем двумя линиями электропередачи. Установка дугогасящих реакторов на тупиковых подстанциях не допускается. Дугогасящие реакторы подключаются к нейтралям трансформаторов, генераторов или синхронных компенсаторов через разъединители.

Для подключения дугогасящих реакторов используются трансформаторы со схемой соединения обмоток "звезда-треугольник".

Подключение дугогасящих реакторов к трансформаторам, защищенным плавкими предохранителями, не допускается.

Ввод дугогасящего реактора, предназначенный для заземления, соединяется с общим заземляющим устройством через трансформатор тока.

895. Обеспечивается наличие на дугогасящих реакторах резонансной настройки. Допускается настройка с перекомпенсацией, при которой реактивная составляющая тока замыкания на землю обеспечивается на уровне не более 5 А, а степень расстройки – не более 5 %. Если установленные в сетях 6-20 кВ дугогасящие реакторы имеют большую разность токов смежных ответвлений, допускается настройка с реактивной составляющей тока замыкания на земли не более 10 А. В сетях 35 кВ при емкостном токе замыкания на землю менее 15 А допускается степень расстройки не более 10 %.

Работа сетей с недокомпенсацией емкостного тока не допускается. Разрешается применение настройки с недокомпенсацией лишь временно при отсутствии дугогасящих реакторов необходимой мощности и при условии, что аварийно возникающие несимметрии емкостей фаз сети не могут привести к появлению напряжения смещения нейтрали, превышающего 70 % фазного напряжения.

896. В сетях, работающих с компенсацией емкостного тока, напряжение несимметрии обеспечивается на уровне не выше 0,75 % фазного напряжения.

При отсутствии в сети замыкания на землю напряжение смещения нейтрали допускается не выше 15 % фазного напряжения длительно и не выше 30 % в течение 1 часа.

Снижение напряжения несимметрии и смещения нейтрали до указанных значений осуществляется выравниванием емкостей фаз сети относительно земли (изменением взаимного положения фазных проводов, а также распределением конденсаторов высокочастотной связи между фазами линий).

При подключении к сети конденсаторов высокочастотной связи и конденсаторов молниезащиты вращающихся машин проверяется допустимость 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.

897. В сетях 6-10 кВ применяются плавнорегулируемые дугогасящие реакторы с автоматической настройкой тока компенсации.

При применении дугогасящих реакторов с ручным регулированием тока показатели настройки определяются по измерителю расстройки компенсации. Если такой прибор отсутствует, показатели настройки выбираются на основании результатов измерений тока замыкания на землю, емкостных токов, тока компенсации с учетом напряжения смещения нейтрали.

898. В установках с вакуумными выключателями предусматриваются мероприятия по защите от коммутационных перенапряжений. Отказ от защиты от перенапряжений допускается в случаях веского обоснования.

899. На подстанциях 110-220 кВ для предотвращения возникновения перенапряжений от самопроизвольных смещений нейтрали или опасных феррорезонансных процессов оперативные действия начинаются с заземления нейтрали трансформатора, включаемого на ненагруженную систему шин с трансформаторами напряжения НКФ-110 и НКФ-220.

Перед отделением от сети ненагруженной системы шин с трансформаторами НКФ-110 и НКФ-220 нейтраль питающего трансформатора заземляется.

В сетях 110-220 кВ при появлении неполнофазного режима питания трансформаторов, работающих с изолированной нейтралью, оперативные действия, связанные с заземлением нейтрали этих трансформаторов, не допускаются.

Распределительные устройства 150-500 кВ с электромагнитными трансформаторами напряжения и выключателями, контакты которых шунтированы конденсаторами, проверяются на возможность возникновения феррорезонансных перенапряжений при отключениях систем шин. При необходимости принимаются меры к предотвращению феррорезонанса при оперативных и автоматических отключениях.

В сетях и на присоединениях 6-35 кВ при необходимости принимаются меры к предотвращению феррорезонансных процессов, в том числе самопроизвольных смещений нейтрали.

900. Неиспользуемые обмотки низшего напряжения трансформаторов и автотрансформаторов соединяются в звезду или треугольник и защищаются от перенапряжений.

Защита неиспользуемых обмоток низшего напряжения, расположенных между обмотками более высокого напряжения, осуществляется вентильными разрядниками или ограничителями перенапряжений, присоединенными к вводу каждой фазы. Защита не требуется, если к обмотке низшего напряжения постоянно подключена кабельная линия длиной не менее 30 м, имеющая заземленную оболочку или броню.

Защита неиспользуемых обмоток низшего и среднего напряжения в других случаях осуществляется заземлением одной фазы или нейтрали либо вентильными разрядниками (или ограничителями перенапряжений), присоединенными к вводу каждой фазы.

901. В сетях напряжением 110 кВ и выше разземление нейтрали обмоток 110-220 кВ трансформаторов, а также выбор действия релейной защиты и системной автоматики осуществляются таким образом, чтобы при различных оперативных и автоматических отключениях не выделялись участки сети без трансформаторов с заземленными нейтралями.

Защита от перенапряжений нейтрали трансформатора с уровнем изоляции ниже, чем у линейных вводов, осуществляется вентильными разрядниками или ограничителем перенапряжений.

902. В сетях 110-750 кВ при оперативных переключениях и в аварийных режимах повышение напряжения промышленной частоты (50 Гц) на оборудовании обеспечивается на уровне не выше значений допустимого повышения напряжения промышленной частоты оборудования в электросетях 110-750 кВ, указанных в приложении 26 к настоящим Правилам. Указанные значения распространяются также на амплитуду напряжения, образованного наложением на синусоиду 50 Гц составляющих другой частоты.

Параграф 12. Освещение

903. Рабочее, аварийное и эвакуационное освещение во всех помещениях, на рабочих местах и на открытой территории обеспечивает освещенность согласно СНиП РК 2.04.-04-2002 "Естественное и искусственное освещение".

Светильники аварийного освещения отличаются от светильников рабочего освещения знаками или окраской. Обеспечивается соответствие светоограждений дымовых труб и других высоких сооружений нормам маркировки и светоограждения высотных препятствий.

904. В помещениях главного, центрального и блочного щитов управления электростанций и подстанций, а также на диспетчерских пунктах для светильников аварийного освещения обеспечивается величина их освещенности на фасадах панелей основного щита не менее чем 30 люксметр (далее - лк), для одной-двух ламп обеспечивается присоединение к шинам постоянного тока через предохранители или автоматы и поддерживается их включенность круглосуточно.

Эвакуационное освещение обеспечивается в помещениях и проходах освещенность не менее 30 лк.

905. Рабочее и аварийное освещение в нормальном режиме питается от разных независимых источников питания. При отключении источников питания на электростанциях и подстанциях и на диспетчерских пунктах аварийное освещение автоматически переключается на аккумуляторную батарею или другой независимый источник питания.

Присоединение к сети аварийного освещения других видов нагрузок, не относящихся к этому освещению, не допускается.

Обеспечивается отсутствие в сети аварийного освещения штепсельных розеток. Светильники эвакуационного освещения присоединяются к сети, не зависящей от сети рабочего освещения. При отключении источника питания эвакуационного освещения оно переключается на аккумуляторную батарею или двигатель-генераторную установку.

906. Переносные ручные светильники ремонтного освещения питаются от сети напряжением не выше 42 В, а при повышенной опасности поражения электрическим током – не выше 12 В.

Выбираются такие вилки 12-42 В, чтобы они не подходили к розеткам 127 и 220 В. На розетках выполняются надписи с указанием напряжения.

907. Установка ламп мощностью больше допустимой для данного типа светильников не допускается. Снятие рассеивателей светильников, экранирующих и защитных решеток, не допускается.

908. Для сетей внутреннего, наружного, а также охранного освещения электростанций и подстанций обеспечивается питание по отдельным линиям.

Управление сетью наружного рабочего освещения, кроме сети освещения склада топлива и удаленных объектов электростанций, а также управление сетью охранного освещения осуществляется из помещения главного или центрального щита управления.

909. Сеть освещения электростанций обеспечивается питанием через стабилизаторы или от отдельных трансформаторов, обеспечивающих возможность поддержания напряжения освещения в необходимых пределах.

Значение напряжения на лампах поддерживается на уровне не выше номинального. Величина понижения напряжения у наиболее удаленных ламп сети внутреннего рабочего освещения, а также у прожекторных установок поддерживается на уровне не более 5 % номинального напряжения, у наиболее удаленных ламп сети наружного и аварийного освещения и в сети 12-42 В – не более 10 % (для люминесцентных ламп – не более 7,5 %).

910. В коридорах РУ, имеющих два выхода, и в проходных туннелях освещение выполняется с двусторонним управлением.

911. На щитах и сборках осветительной сети на всех выключателях (рубильниках, автоматах) выполняются надписи с наименованием присоединения, а на предохранителях – с указанием значения тока плавкой вставки.

912. Дежурный персонал обеспечивается схемами сети освещения и запасом плавких калиброванных вставок и ламп всех напряжений осветительной сети. Дежурный и оперативно-ремонтный персонал при наличии аварийного освещения снабжается переносными электрическими фонарями.

913. Очистку светильников, замену ламп и плавких вставок, ремонт и осмотр осветительной сети на электростанциях производит персонал электроцеха. В помещениях с мостовыми кранами допускается их использование для обслуживания светильников с соблюдением мер безопасности.

Очистка светильников и замена перегоревших ламп может выполняться обученным персоналом технологических цехов энергообъектов, имеющих группу по электробезопасности не ниже 2, с помощью устройств, обеспечивающих удобный и безопасный доступ к светильникам. Периодичность очистки устанавливается с учетом местных условий.

914. Осмотр и проверка осветительной сети производятся в следующие сроки:

1) проверка действия автомата аварийного освещения – не реже 1 раза в месяц в дневное время;

2) проверка исправности аварийного освещения при отключении рабочего освещения – 2 раза в год;

3) измерение освещенности рабочих мест – при вводе в эксплуатацию и в дальнейшем по мере необходимости;

4) испытание изоляции стационарных трансформаторов 12-42 В – 1 раз в год;

5) испытание переносных трансформаторов и светильников 12-42 В – 1 раз в 6 месяцев.

Обнаруженные при проверке и осмотре дефекты устраняются в кратчайший срок.

915. Проверка состояния стационарного оборудования и электропроводки аварийного, эвакуационного и рабочего освещения, испытание и измерение сопротивления изоляции производятся при пуске в эксплуатацию, а в дальнейшем – по графику, утвержденному техническим руководителем энергообъекта.

Параграф 13. Электролизные установки

916. При эксплуатации электролизных установок необходимо контролировать: напряжение и ток на электролизерах, давление водорода и кислорода, уровни жидкости в аппаратах, разность давлений между системами водорода и кислорода, температуру электролита в циркуляционном контуре и температура газов в установках осушки, чистота водорода и кислорода в аппаратах и содержание водорода в помещениях установки.

Нормальные и предельные значения контролируемых параметров устанавливаются на основе инструкции завода-изготовителя, и проведенных испытаний и строго соблюдаются при эксплуатации.

917. Технологические защиты электролизных установок действуют на отключение преобразовательных агрегатов (двигателей-генераторов) при следующих отклонениях от установленного режима:

1) разности давлений в регуляторах давления водорода и кислорода более 200 кгс/м² (2 кПа);

2) содержании водорода в кислороде 2 % и более;

3) содержании кислорода в водороде 1 % и более;

4) давлении в системах выше номинального;

5) межполюсных коротких замыканиях;

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

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

При автоматическом отключении электролизной установки, а также повышении температуры электролита в циркуляционном контуре до 70 ⁰С, при увеличении содержания водорода в воздухе помещений электролизеров и датчиков газоанализаторов до 1 % на щит управления подается сигнал.

После получения сигнала оперативному персоналу необходимо прибыть на установку не позднее, чем через 15 минут.

Повторный пуск установки после отключения ее технологической защитой осуществляется оперативным персоналом после выявления и устранения причины отключения.

918. Электролизная установка, работающая без постоянного дежурства персонала, осматривается не реже 1 раза в смену. Обнаруженные дефекты и неполадки регистрируются в журнале (картотеке) и устраняются в кратчайшие сроки.

При осмотре установки оперативному персоналу необходимо проверять:

1) соответствие показаний дифференциального манометра-уровнемера уровням воды в регуляторах давления работающего электролизера;

2) положение уровней воды в регуляторах давления отключенного электролизера;

3) открытие клапанов выпуска газов в атмосферу из регуляторов давления отключенного электролизера;

4) наличие воды в гидрозатворах;

5) расход газов в датчиках газоанализаторов (по ротаметрам);

6) нагрузку и напряжение на электролизере;

7) температуру газов на выходе из электролизера;

8) давление водорода и кислорода в системе и ресиверах;

9) давление инертного газа в ресиверах.

919. Для проверки исправности автоматических газоанализаторов 1 раз в сутки проводится химический анализ содержания кислорода в водороде и водорода в кислороде. При неисправности одного из автоматических газоанализаторов соответствующий химический анализ проводится каждые 2 часа.

920. На регуляторах давления водорода и кислорода и на ресиверах предохранительные клапаны регулируются на давление, равное 1,15 номинального. Предохранительные клапаны на регуляторах давления проверяются не реже 1 раза в 6 месяцев, а предохранительные клапаны на ресиверах – не реже 1 раза в 2 года. Предохранительные клапаны испытываются на стенде азотом или чистым воздухом.

921. На трубопроводах подачи водорода и кислорода в ресиверах, а также на трубопроводе подачи обессоленной воды (конденсата) в питательные баки устанавливаются газоплотные обратные клапаны.

922. Для электролиза применяется вода с содержанием железа не более 30 мкг/дм³ , хлоридов не более 20 мкг/дм³ и карбонатов не более 70 мкг-экв/дм³.

Для приготовления электролита применяется гидрат окиси калия технический высшего сорта, поставляемый в виде чешуек в полиэтиленовых вкладышах или мешках, или жидкий марки ХЧ, соответствующий стандарту.

923. Обеспечивается значение чистоты водорода, вырабатываемого электролизными установками, на уровне не ниже 99 %, а кислорода – не ниже 98 %.

Подъем давления газов в аппаратах до номинального значения разрешается после достижения указанной чистоты водорода и кислорода.

924. Температура электролита в электролизере обеспечивается на уровне не выше 80 ⁰С, а разность температур наиболее горячих и холодных ячеек электролизера – не выше 20 ⁰С.

925. При использовании кислорода для нужд электростанции его давление в ресиверах автоматически поддерживается ниже давления водорода в них.

926. Перед включением электролизера в работу все аппараты и трубопроводы продуваются азотом. Чистота азота для продувки обеспечивается на уровне не ниже 97,5 %. Продувка считается законченной, если содержание азота в выдуваемом газе достигает 97 %. Продувка аппаратуры электролизеров углекислым газом не допускается.

927. Подключение электролизера к ресиверам, находящимся под давлением водорода, осуществляется при превышении давления в системе электролизера по отношению к давлению в ресиверах не менее чем на 0,5 кгс/см²(50 кПа).

928. Для вытеснения воздуха или водорода из ресиверов применяется углекислый газ или азот. Воздух вытесняется углекислым газом до тех пор, пока содержание углекислого газа в верхней части ресиверов не достигнет 85 %, а при вытеснении водорода – 95 %.

Вытеснение воздуха или водорода азотом производится, пока содержание азота в выдуваемом газе не достигнет 97 %.

При необходимости внутреннего осмотра ресиверов они предварительно продуваются воздухом до тех пор, пока содержание кислорода в выдуваемом газе не достигнет 20 %. Азот или углекислый газ вытесняется водородом из ресиверов, пока в их нижней части содержание водорода не достигнет 99 %.

929. В процессе эксплуатации электролизной установки проверяются:

1) плотность электролита – не реже 1 раза в месяц;

2) напряжение на ячейках электролизеров – не реже 1 раза в 6 месяцев;

3) действие технологических защит, предупредительной и аварийной сигнализации и состояние обратных клапанов – не реже 1 раза в 3 месяца.

930. При работе установки сорбционной осушки водорода или кислорода переключение адсорберов-осушителей выполняется по графику.

При осушке водорода методом охлаждения температура водорода на выходе из испарителя обеспечивается на уровнене выше минус 5 ⁰С. Для оттаивания испаритель периодически по графику отключается.

931. При отключении электролизной установки на срок до 1 часа разрешается оставлять аппаратуру под номинальным давлением газа, при этом сигнализация повышения разности давлений в регуляторах давления кислорода включается.

При отключении электролизной установки на срок до 4 часов давление газов в аппаратах понижается до 0,1-0,2 кгс/см² (10-20 кПа), а при отключении на срок более 4 часов аппараты и трубопроводы продуваются азотом. Продувка выполняется также во всех случаях вывода электролизера из работы при обнаружении неисправности.

932. При работе на электролизной установке одного электролизера и нахождении другого в резерве вентили выпуска водорода и кислорода в атмосферу на резервном электролизере поддерживаются в открытом состоянии.

933. Промывка электролизеров, проверка усилия затяжки их ячеек и ревизия арматуры производятся 1 раз в 6 месяцев.

Текущий ремонт, включающий вышеупомянутые работы, а так же разборку электролизеров с заменой прокладок, промывку и очистку диафрагм и электродов и замену дефектных деталей, осуществляется 1 раз в 3 года.

Капитальный ремонт с заменой асбестовой ткани на диафрагменных рамах производится 1 раз в 6 лет.

При отсутствии утечек электролита из электролизеров и сохранении нормальных параметров технологического режима допускается удлинение срока эксплуатации электролизной установки между текущими и капитальными ремонтами по решению технического руководителя энергообъекта.

934. Трубопроводы электролизной установки окрашиваются, окраска аппаратов выполняется по цвету окраски трубопроводов соответствующего газа; окраска ресиверов – светлой краской с кольцами по цвету окраски трубопроводов соответствующего газа.

Параграф 14. Энергетические масла

935. При эксплуатации энергетических масел обеспечиваются:

1) надежная работа технологических систем маслонаполненного оборудования;

2) сохранение эксплуатационных свойств масел;

3) сбор и регенерация отработанных масел в целях повторного применения по прямому назначению.

936. Все энергетические масла отечественного и зарубежного производства (турбинные, электроизоляционные, компрессорные, индустриальные и др.), принимаемые на энергопредприятиях от поставщиков, необходимо иметь:

1) сертификаты качества или паспорта и быть подвергнуты лабораторному анализу в целях определения их соответствия требованиям стандарта (ГОСТ или ТУ);

2) сертификаты качества (паспорта или протоколы испытаний), подтверждающие отсутствие стойких органических загрязнителей полихлордифенилов (ПХД), полихлорбифенилов (ПХБ) на каждую поставляемую партию энергетического масла;

3) паспорта безопасности энергетического масла.

Масла, не отвечающие требованиям стандарта, в соответствии с которым они производятся, применять в оборудовании не допускается.

937. Контроль качества изоляционного масла организуется в соответствии с объемами и нормами испытания электрооборудования.

938. Электрооборудование после капитального ремонта заливается изоляционным маслом, удовлетворяющим нормам на свежее сухое масло.

В силовые трансформаторы напряжением до 220 кВ включительно допускается заливка эксплуатационного и регенерированного масла с кислотным числом не более 0,05 мг гидроксида калия (далее - КОН) на 1 г масла, удовлетворяющего нормам на эксплуатационное масло по реакции водной вытяжки, содержанию растворенного шлама, механических примесей и имеющего пробивное напряжение в соответствии с требованиями к свежему маслу и тангенс угла диэлектрических потерь (tg

) при температуре 90 ⁰С, не более 6 %. В масляных выключателях допускается повторно использовать масло, слитое из этого оборудования и очищенное от механических примесей и воды до норм на свежее сухое масло.

939. Марка свежего трансформаторного масла выбирается в зависимости от типа и класса напряжения оборудования. При необходимости по согласованию с производителями оборудования допускается смешение свежих трансформаторных масел, соответствующих требованиям "IEC 60296 Жидкости электротехнического назначения. Новые изолирующие минеральные масла для трансформаторов и коммутационной аппаратуры".

940. Сорбенты в термосифонных и адсорбционных фильтрах трансформаторов мощностью свыше 630 кBА заменяются при достижении значения кислотного числа масла 0,1 мг КОН на 1 г масла, а также при появлении в масле растворенного шлама, водорастворимых кислот и (или) повышении значения

угла диэлектрических потерь выше эксплуатационной нормы.

Замена сорбента в фильтрах трансформаторов до 630 кВА включительно производится во время ремонта или при эксплуатации при ухудшении характеристик твердой изоляции. Величина содержания воды в сорбенте, загружаемом в фильтры, поддерживается на уровне не более 0,5 % массы.

941. Трансформаторное масло необходимо подвергать следующим лабораторным испытаниям:

1) до слива из железнодорожных цистерн – сокращенному анализу (без определения пробивного напряжения). Масло, предназначенное для заливки в трансформаторы и вводы 220 кВ и выше, дополнительно проверяется на стабильность и (tg

). Испытание на стабильность и (tg

)пробы масла, отобранной из железнодорожной цистерны, в связи с его продолжительностью разрешается проводить после приема масла;

2) масло, слитое в баки масляного хозяйства – сокращенному анализу, находящееся в резерве – сокращенному анализу (не реже 1 раза в 3 года) и проверке на пробивное напряжение (1 раз в год).

В объем сокращенного анализа трансформаторного масла входит определение пробивного напряжения, температуры вспышки кислотного числа, реакции водной вытяжки, визуальное определение механических примесей и нерастворенной воды.

942. Баки для сухого масла оборудуются воздухоосушительными фильтрами.

943. На электростанциях постоянно хранится запас трансформаторного масла в количестве, равном (или более) вместимости одного самого вместительного масляного выключателя, и запас на доливки не менее 1 % всего масла, залитого в оборудование. На электростанциях, имеющих исключительно воздушные малообъемные масляные выключатели, – не менее 10 % объема масла, залитого в трансформатор наибольшей емкости.

В организациях, эксплуатирующих электрические сети (в районах), постоянно хранится запас трансформаторного масла объемом, не менее 2 % залитого в оборудование.

944. До слива из цистерн турбинные нефтяные и огнестойкие масла подвергаются лабораторному испытанию:

1) нефтяное – на кислотное число, температуру вспышки, кинематическую вязкость, реакцию водной вытяжки, время деэмульсации, содержание механических примесей и воды;

2) огнестойкое – на кислотное число, содержание водорастворимых кислот и щелочей, температуру вспышки, вязкость, плотность, цвет; содержание механических примесей определяется экспресс-методом.

Нефтяное турбинное масло, слитое из цистерны в свободный чистый сухой резервуар, проверяется на время деэмульсации, стабильность против окисления, антикоррозионные свойства.

Слитое из цистерн масло приводится в состояние, пригодное для заливки в оборудование.

945. Для эксплуатационных турбинных масел в паровых турбинах, питательных электро- и турбонасосах обеспечивается соответствие следующим нормам:

1) нефтяное:

кислотное число – не более 0,3 мг КОН на 1 г масла;

обеспечивается отсутствие воды, шлама, механических примесей (определяются визуально);

обеспечивается отсутствие растворенного шлама(определяется при кислотном числе масла 0,1 мг КОН на 1 г масла и выше);

термоокислительная стабильность – для масла Тп-22С (кислотное число – не более 0,8 КОН на 1 г масла; массовая доля осадка – не более 0,15 %).

К условиям окисления масла относится температура испытания 120±0,5 ⁰С, время – 14 часов, скорость подачи кислорода – 200 см³/мин.

Термоокислительная стабильность масла определяется 1 раз в год перед наступлением осенне-зимнего периода для масел или их смесей с кислотным числом 0,1 мг КОН на 1 г масла и более. Для масла из маслосистем питательных электро- и турбонасосов этот показатель не определяется;

2) огнестойкое синтетическое:

кислотное число – не более 1 мг КОН на 1 г масла;

содержание водорастворимых кислот – не более 0,4 мг КОН на 1 г масла;

массовая доля механических примесей – не более 0,01 %;

изменение вязкости – не более 10 % исходного значения для товарного масла;

содержание растворенного шлама (по методике ВТИ) – изменение оптической плотности не менее 25 % (определяется при кислотном числе масла 0,7 мг КОН на 1 г масла и выше).

946. Огнестойкие турбинные масла, достигшие предельной эксплуатационной нормы по кислотному числу, отправляются заводу-изготовителю для восстановления качества. Эксплуатация огнестойких турбинных масел осуществляется в соответствии с требованиями специальной инструкции.

947. Для эксплуатационного масла Тп-30, применяемого в гидротурбинах, обеспечивается удовлетворение следующим нормам:

1) кислотное число – не выше 0,6 мг КОН на 1 г масла;

2) обеспечивается отсутствие воды, шлама, механических примесей (определяются визуально);

3) массовая доля растворенного шлама – не более 0,01 %.

948. В процессе хранения и эксплуатации турбинное масло периодически подвергается визуальному контролю и сокращенному анализу.

В объем сокращенного анализа нефтяного масла входит определение кислотного числа, наличия механических примесей, шлама и воды, огнестойкого масла – определение кислотного числа, содержания водорастворимых кислот, наличия воды, количественное определение содержания механических примесей экспресс-методом.

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

949. Периодичность проведения сокращенного анализа турбинного масла следующая:

1) масла Тп-22С (ТУ 38.101.821-83) – не позднее, чем через 1 месяц после заливки в масляные системы и далее, в процессе эксплуатации, не реже 1 раза в 2 месяца при кислотном числе до 0,1 мг КОН на 1 г масла включительно, и не реже 1 раза в 1 месяц при кислотном числе более0,1 мг КОН на 1 г масла;

2) огнестойкого масла – не позднее, чем через 1 неделю после начала эксплуатации и далее не реже 1 раза в 2 месяца при кислотном числе не выше 0,5 мг КОН на 1 г масла и не реже 1 раза в 3 недели при кислотном числе выше 0,5 мг КОН на 1 г масла;

3) турбинного масла, залитого в систему смазки синхронных компенсаторов, – не реже 1 раза в 6 месяцев;

4) масла Тп-30, применяемого в гидротурбинах, – не позднее, чем через 1 месяц после заливки в масляную систему и далее не реже 1 раза в год при полной прозрачности масла и массовой доле растворенного шлама не более 0,005 %;

5) при массовой доле растворенного шлама более 0,005 % – не реже 1 раза в 6 месяцев. При помутнении масла выполняется внеочередной сокращенный анализ.

При обнаружении в масле шлама или механических примесей во время визуального контроля проводится внеочередной сокращенный анализ.

Находящееся в резерве нефтяное турбинное масло подвергается сокращенному анализу не реже 1 раза в 3 года и перед заливкой в оборудование, а огнестойкое масло – не реже 1 раза в год и перед заливкой в оборудование.

950. Визуальный контроль масла, применяемого в паровых турбинах и турбонасосах, проводится 1 раз в сутки.

Визуальный контроль масла, применяемого в гидротурбинах, на электростанциях с постоянным дежурством персонала, проводится 1 раз в неделю, а на автоматизированных электростанциях – при каждом очередном осмотре оборудования, но не реже 1 раза в месяц.

951. На электростанциях хранится постоянный запас нефтяного турбинного масла в количестве, равном (или более) вместимости масляной системы самого крупного агрегата, и запас на доливки не менее 45-дневной потребности, в организациях, эксплуатирующих электрические сети, обеспечивается постоянный запас масла равный (или превышающий) вместимости масляной системы одного синхронного компенсатора и запас на доливки не менее 45-дневной потребности.

Постоянный запас огнестойкого турбинного масла обеспечивается на уровне не менее годовой потребности его на доливки для одного турбоагрегата.

952. Получаемые индустриальные масла и пластичные смазки подвергаются визуальному контролю в целях обнаружения механических примесей и воды.

953. Для вспомогательного оборудования и механизмов на электростанциях и в организациях, эксплуатирующих электрические сети, устанавливаются нормы расхода, периодичность контроля качества и смены смазочных материалов. Обеспечивается соответствие марки смазочного материала, используемого для этих целей, требованиям заводских инструкций по эксплуатации к ассортименту смазок, допущенных к применению на данном оборудовании. Возможность замены смазочных материалов согласуется с предприятием-изготовителем оборудования.

В системах смазки вспомогательного оборудования с принудительной циркуляцией масло подвергается визуальному контролю на содержание механических примесей, шлама и воды не реже 1 раза в месяц. При обнаружении загрязнения масло необходимо очищать или заменить.

На каждой электростанции и в каждой организации, эксплуатирующей электрические сети, хранится постоянный запас смазочных материалов для вспомогательного оборудования не менее 45-дневной потребности.

954. Контроль качества свежих и эксплуатационных энергетических масел на энергообъектах и выдачу рекомендаций по применению масел, в том числе составление графиков их контроля, а также техническое руководство технологией обработки, необходимо осуществлять химическому цеху (химической лаборатории или соответствующему подразделению). Масляное хозяйство организации, эксплуатирующей электрические сети, находится в подчинении службы изоляции и молниезащиты или другого производственного подразделения, определенного приказом руководителя.

На электростанциях обслуживание оборудования для обработки электроизоляционных масел осуществляет персонал электроцеха, а для обработки турбинных масел – персонал котлотурбинного цеха.

Объединенное центральное масляное хозяйство электростанций находится в подчинении производственного подразделения, определенного приказом руководителя предприятия.

955. В химической лаборатории на турбинные, трансформаторные и индустриальные масла, залитые в оборудование, заводится журнал, в который вносятся: номер государственного стандарта или технических условий, название завода-изготовителя, результаты испытания масла, тип и станционный номер оборудования, сведения о вводе присадок, количестве и качестве долитого масла.

956. Необходимость и периодичность дополнительных анализов эксплуатационного масла определяются инструкциями по его эксплуатации в конкретном оборудовании.

957. Подача трансформаторного и турбинного масел к оборудованию и слив из него, осуществляются по раздельным маслопроводам, а при отсутствии маслопроводов – с применением цистерн или металлических бочек.

Для трансформаторных масел могут быть использованы разборные маслопроводы, предварительно очищенные прокачкой горячего масла. Стационарные маслопроводы в нерабочем состоянии целиком заполняются маслом.

Глава 8. Оперативно-диспетчерское управление

Сноска. Заголовок главы 8 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 28.09.2020 № 335 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

Параграф 1. Задачи и организация управления

958. Системным оператором Казахстана, региональными диспетчерскими подразделениями, региональных электросетевых компаний, энергопроизводящих и энергопередающих организаций осуществляется круглосуточное диспетчерское управление согласованной работой энергопроизводящих и энергопередающих организаций, задачами которого являются:

1) разработка и ведение режимов работы электростанций, национальных и региональных электрических сетей, обеспечивающих заданные условия энергоснабжения потребителей;

2) обеспечение устойчивости в ЕЭС;

3) выполнение требований к качеству электрической энергии;

4) обеспечение экономичности работы электрических станций и электрических сетей и рационального использования энергоресурсов при соблюдении режимов потребления;

5) предотвращение и ликвидация технологических нарушений при производстве, преобразовании и передаче электрической энергии.

Сноска. Пункт 958 с изменением, внесенным приказом Министра энергетики РК от 28.09.2020 № 335 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

959. На каждом энергообъекте (электростанции, электрической и тепловой сети) необходимо организовать круглосуточное оперативное управление оборудованием, задачами которого являются:

1) ведение требуемого режима работы;

2) производство переключений, пусков и остановов;

3) локализация аварий и восстановление режима работы;

4) подготовка к производству ремонтных работ.

960. Централизованное диспетчерское управление осуществляется на основе многоуровневой структуры, сформированной следующим образом:

1) национальный диспетчерский центр системного оператора, являющийся высшим уровнем управления в единой системе централизованного оперативно-диспетчерского управления ЕЭС Казахстана;

2) региональные диспетчерские центры системного оператора - подчиняющиеся в процессе централизованного диспетчерского управления национальному диспетчерскому центру системного оператора Казахстана;

3) диспетчерские подразделения региональных электросетевых компаний, энергопроизводящих организаций, потребителей оптового рынка электрической энергии, подчиняющиеся в процессе централизованного диспетчерского управления национальному диспетчерскому центру системного оператора Казахстана, региональным диспетчерским центрам системного оператора.

961. Для каждого диспетчерского уровня устанавливаются две категории управления оборудованием и сооружениями – оперативное управление и оперативное ведение.

В оперативном управлении диспетчера находятся оборудование, теплопроводы, линии электропередачи, устройства релейной защиты, аппаратура систем противоаварийной и режимной автоматики, средства диспетчерского и технологического управления, операции с которыми требуют координации действий подчиненного оперативно-диспетчерского персонала и согласованных изменений на нескольких объектах разного оперативного подчинения.

Операции с указанным оборудованием и устройствами производятся под руководством диспетчера.

Расчет уставок устройств релейной защиты, систем противоаварийной и режимной автоматики осуществляет диспетчерский центр, в управлении которого находятся данные устройства релейной защиты, системы противоаварийной и режимной автоматики.

962. В оперативном ведении диспетчера находятся оборудование, теплопроводы, линии электропередачи, устройства релейной защиты, аппаратура систем противоаварийной и режимной автоматики, средства диспетчерского и технологического управления, оперативно-информационные комплексы, состояние и режим которых влияют на располагаемую мощность и резерв электростанций и энергосистемы в целом, режим и надежность сетей, а также настройку противоаварийной автоматики.

Операции с указанным оборудованием и устройствами производятся с разрешения диспетчера.

Уставки устройств релейной защиты, систем противоаварийной и режимной автоматики согласовываются с диспетчерским центром, в ведении диспетчера которого находятся данные устройства релейной защиты, системы противоаварийной и режимной автоматики.

963. Все линии электропередачи, теплопроводы, оборудование и устройства энергообъектов распределяются по уровням диспетчерского управления.

Перечни линий электропередачи, теплопроводов, оборудования и устройств, находящихся в оперативном управлении или оперативном ведении диспетчеров энергообъектов, составляются с учетом решений вышестоящего органа оперативно-диспетчерского управления и утверждены техническим руководителем этого энергообъекта, электрической и тепловой сети.

964. Взаимоотношения персонала различных уровней оперативно-диспетчерского управления устанавливаются соответствующими типовыми положениями и договорами на участие собственников энергообъектов в параллельной работе с единой электроэнергетической системы Республики Казахстана.

965. Оперативно-диспетчерское управление осуществляется с диспетчерских пунктов и щитов управления, оборудованных средствами диспетчерского и технологического управления и системами контроля, а также укомплектованных оперативными схемами.

966. На каждом энергообъекте разрабатываются инструкции по оперативно-диспетчерскому управлению, ведению оперативных переговоров и записей, производству переключений и ликвидации аварийных режимов с учетом специфики и структурных особенностей энергосистемы.

Все оперативные переговоры, оперативно-диспетчерская документация на всех уровнях диспетчерского управления ведутся с применением единой общепринятой терминологии, типовых распоряжений, сообщений и записей.

Параграф 2. Планирование режима работы

967. При планировании режима обеспечиваются:

1) сбалансированность графиков потребления и нагрузки электростанций, электрических сетей, ЕЭС Казахстана с учетом энергоресурсов, состояния оборудования, пропускной способности электрических связей;

2) эффективность принципов оперативного управления режимом и функционирования систем противоаварийной и режимной автоматики;

3) надежность и экономичность производства и передачи электрической энергии;

4) выполнение годовых графиков ремонта основного оборудования энергообъектов.

968. Планирование режима производится на долгосрочные и краткосрочные периоды и осуществляется на основе:

1) данных суточных ведомостей и статистических данных электростанций, электрических сетей, ЕЭС Казахстана за предыдущие дни и периоды;

2) прогноза нагрузки электростанций, электросетей, ЕЭС Казахстана на планируемый период;

3) результатов контрольных измерений потокораспределения, нагрузок и уровней напряжения в электрических сетях, ЕЭС Казахстана, которые производятся 2 раза в год в рабочие дни июня и декабря;

4) данных о вводе новых генерирующих мощностей и сетевых объектов;

5) данных об изменении нагрузок с учетом заявок потребителей;

6) данных о предельно допустимых нагрузках оборудования и линий электропередачи.

969. Долгосрочное планирование режимов работы ЕЭС Казахстана, энергообъекта осуществляется для характерных периодов года (годовой максимум нагрузок, летний минимум нагрузок, период паводка, отопительный период). Планирование предусматривает:

1) составление годовых, квартальных, месячных балансов энергии и баланса мощности на часы максимума нагрузок;

2) определение и выдачу значений максимума электрической нагрузки и потребления электрической энергии, располагаемой мощности электростанций с учетом заданного коэффициента эффективности использования установленной мощности и наличия энергоресурсов по месяцам года;

3) разработку планов использования гидроресурсов гидроэлектростанций;

4) составление годовых и месячных планов ремонта основного оборудования электростанций, подстанций и линий электропередачи, устройств релейной защиты и автоматики;

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

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

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

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

9) расчеты технико-экономических характеристик электростанций, электрических сетей для оптимального ведения режима;

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

11) определение потребности в новых устройствах автоматики.

970. Краткосрочное планирование режима ЕЭС Казахстана, электростанций, электрических сетей производится с упреждением от 1 суток до 1 недели. Краткосрочное планирование предусматривает:

1) прогноз суточной электрической нагрузки ЕЭС и электрических сетей;

2) оптимальное распределение нагрузки между ЕЭС, электрическими сетями, электростанциями и отдельными энергоустановками, задание суточных графиков межсистемных перетоков мощности (или сальдо-перетоков мощности) и суточных графиков нагрузки ЕЭС, электрической сети, электростанции;

3) решения по заявкам на вывод в ремонт или включение в работу оборудования с учетом мероприятий по ведению режима, изменению параметров настройки противоаварийной и режимной автоматики.

971. Суточные графики активной нагрузки и резерва мощности ЕЭС Казахстана, электрических сетей, электростанций, а также графики перетоков мощности выдаются соответствующему диспетчеру после утверждения главным диспетчером НДЦ СО Казахстана, РДЦ, техническим руководителем энергообъекта.

Графики нагрузки отдельных энергоустановок на электростанции утверждаются техническим руководителем этой электростанции.

График тепловой нагрузки для каждой ТЭЦ и других теплоисточников составляется диспетчерской службой тепловой сети и утверждается главным диспетчером (начальником диспетчерской службы) тепловой сети.

972. Графики капитальных, средних и текущих ремонтов основного оборудования и сооружений (дымовых труб, градирен и другого) электростанций на предстоящий год составляются на основании нормативов и заданных значений ремонтной мощности по месяцам года, согласуются с РДЦ или НДЦ СО Казахстана и утверждаются техническим руководителем организации.

Изменение годовых графиков капитальных и средних ремонтов допускается в исключительных случаях по согласованию с НДЦ СО Казахстана.

973. Годовые графики ремонта линий электропередачи и оборудования подстанций, устройств системной автоматики и связи утверждаются главным диспетчером НДЦ СО Казахстана, РДЦ, техническим руководителем энергообъекта в зависимости от уровня оперативного подчинения.

Графики ремонта тепловых сетей, отключение которых приводит к ограничению горячего водоснабжения в межотопительный период, согласуются с местными исполнительными органами.

974. НДЦ СО Казахстана ежегодно задает РДЦ, а РДЦ – электрическим сетям объем и диапазоны уставок устройств автоматической частотной разгрузки (далее – АЧР) и частотного АПВ (далее - ЧАПВ).

РДЦ с учетом указаний НДЦ СО Казахстана, а изолированно работающим сетям – самостоятельно определяет:

1) объем, уставки и размещение устройств АЧР с учетом местных балансов мощности, а также объем и уставки устройств ЧАПВ;

2) уставки автоматического пуска агрегатов гидравлических и гидроаккумулирующих электростанций (далее – ГАЭС) и ГТУ при снижении частоты;

3) уставки автоматического перевода гидроагрегатов, работающих в режиме синхронного компенсатора, в генераторный режим, а также перевода агрегатов ГАЭС из насосного режима в турбинный.

Перечень потребителей, подключенных к устройствам АЧР, утверждается техническим руководителем.

975. Объем нагрузок, подключаемых к специальной автоматике отключения нагрузки (далее – САОН), и ее использование по условиям аварийных режимов определяются НДЦ СО Казахстана, РДЦ.

Условия подключения потребителей к САОН согласуются с государственным органом по государственному энергетическому надзору и контролю.

Решение о вводе САОН в работу принимаются НДЦ СО Казахстана.

976. Значение нагрузки, фактически подключенной к отдельным очередям устройств АЧР и к САОН, измеряется два раза в год (в июне и декабре) ежечасно в течение одних рабочих суток.

Параграф 3. Управление режимом работы

977. Управление режимом работы энергоустановок организуется на основании суточных графиков.

Электростанциям и теплоисточникам необходимо в нормальных условиях выполнять заданный график нагрузки и включенного резерва.

О вынужденных отклонениях от графика оперативно-диспетчерскому персоналу электростанции и теплоисточника необходимо немедленно сообщать дежурному диспетчеру РДЦ и диспетчеру теплосети.

При изменении графика нагрузки электростанции выполняется суммарный график нагрузки в ЕЭС и перетоков мощности, заданный РДЦ, НДЦ СО Казахстана; отклонения от него могут быть допущены по распоряжению диспетчера РДЦ, НДЦ СО Казахстана.

Изменение графика перетока мощности по системообразующим ВЛ-220 и выше производится по распоряжению диспетчера РДЦ, НДЦ СО Казахстана.

В случаях аварийных нарушений, для ликвидации которых необходимо включить (отключить) генерирующие агрегаты или изменить активную нагрузку генераторов электростанций, Системный оператор вводит режим "авария" на соответствующем участке электрической сети и вводит в действие резервы электрической мощности в соответствии с требованиями аварийной ситуации.

Во время действия режима "авария" процедуры, связанные с выполнением договорных отношений на рынке, приостанавливаются в той части электрической сети, в которой она произошла.

Ограничение рабочей мощности электростанций или отклонение минимально допустимых нагрузок агрегатов от установленных норм оформляется оперативной заявкой.

978. При регулировании частоты электрического тока и мощности в энергосистеме обеспечиваются:

1) поддержание частоты электрического тока в соответствии с установленными требованиями законодательства Республики Казахстан в области электроэнергетики;

2) при параллельной работе в ЕЭС Казахстана поддержание задаваемых НДЦ СО Казахстана суммарных перетоков мощности (сальдо перетоков мощности) по внешним связям с коррекцией по частоте;

3) ограничение перетоков мощности по условиям устойчивости работы энергосистемы, нагрева проводов линий электропередачи, перегрузки оборудования.

979. Регулирование частоты и перетоков мощности в ЕЭС Казахстана или в отдельно работающих энергоузлах осуществляется:

1) всеми электростанциями при изменении частоты путем изменения мощности под воздействием систем регулирования турбин в пределах регулировочного диапазона (первичное регулирование частоты), при этом статизм регулирования и зона нечувствительности по частоте согласуется с НДЦ СО Казахстана;

2) выделенными для регулирования режима по частоте и перетокам мощности электростанциями (вторичное регулирование режима).

980. При невозможности автоматического регулирования частоты и перетоков мощности (далее – АРЧМ) (отсутствие или неисправность системы АРЧМ, ограничения по режиму) регулирование осуществляется электростанциями по распоряжению диспетчера НДЦ СО Казахстана.

981. При снижении частоты ниже установленных пределов диспетчеру НДЦ СО Казахстана или изолированно работающей сети необходимо ввести в действие имеющиеся резервы мощности.

982. В том случае, если частота продолжает снижаться, а все имеющиеся резервы мощности использованы, диспетчеру необходимо обеспечить восстановление нормальной частоты путем ограничения или отключения потребителей согласно инструкции.

983. При значениях перетоков мощности по межсистемным связям выше аварийно допустимых диспетчерам НДЦ СО, РДЦ Казахстана после мобилизации резервов мощности необходимо разгружать связи путем отключения потребителей в сети, принимающей мощность.

984. При аварийных отклонениях частоты персоналу электростанций необходимо самостоятельно принимать меры к ее восстановлению, действуя по местной инструкции, составленной в соответствии с указаниями вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала.

985. Контроль за поддержанием частоты в ЕЭС Казахстана осуществляет диспетчер НДЦ СО Казахстана, а в изолированно работающих энергоузлах – диспетчеры РДЦ или НДЦ СО Казахстана.

986. При регулировании напряжения в электрических сетях обеспечиваются:

1) соответствие показателей напряжения согласно установленным требованиям действующих нормативных правовых актов;

2) соответствие уровня напряжения значениям, допустимым для оборудования электрических станций и сетей;

3) необходимый запас устойчивости ЕЭС Казахстана или изолированной сети;

4) минимум потерь электроэнергии в электрических сетях.

987. На трансформаторах и автотрансформаторах, оборудованных устройствами РПН, питающих распределительные сети 6-35 кВ, включаются автоматические регуляторы напряжения. Отключение автоматических регуляторов допускается по заявке. На трансформаторах в распределительной сети 6-35 кВ используются ответвления переключателей без возбуждения (ПБВ), обеспечивающие с учетом регулирования напряжения трансформаторами с РПН соответствие напряжения на вводах приемников в сетях 0,4 кВ, соответствующего требованиям действующего стандарта. Настройка регуляторов напряжения и положения ответвлений ПБВ трансформаторов корректируется в соответствии с изменениями сети и нагрузки. Параметры настройки автоматических регуляторов и положения ответвлений ПБВ трансформаторов утверждаются начальником диспетчерской службы энергообъекта.

988. Регулирование напряжения в сети 110 кВ и выше осуществляется в контрольных пунктах, в соответствии с утвержденными на каждый квартал графиками напряжения в функции времени или характеристиками зависимости напряжения от параметров режима с учетом состава включенного оборудования.

Характеристики регулирования и графики напряжения в контрольных пунктах определяются службами РДЦ, Системного оператора Казахстана на предстоящий квартал и корректируются, при краткосрочном планировании режима.

Контрольные пункты устанавливаются соответствующими диспетчерскими службами и диспетчерскими управлениями в зависимости от степени влияния уровня напряжения в этом пункте на устойчивость и потери электроэнергии в электросетях ЕЭС Казахстана.

Регулирование напряжения осуществляется преимущественно средствами автоматики и телемеханики, а при их отсутствии – оперативно-диспетчерским персоналом энергообъектов под контролем диспетчера электрических сетей, РДЦ, НДЦ СО Казахстана.

989. Перечень пунктов, напряжение которых контролируется диспетчером НДЦ СО Казахстана или РДЦ, а также графики напряжения и характеристики регулирования в этих пунктах утверждаются главным диспетчером НДЦ СО Казахстана или РДЦ. Перечень пунктов, напряжение которых контролируется диспетчерами РДЦ, оперативно-диспетчерских служб электрических сетей, а также графики напряжения и характеристики регулирования в них утверждаются техническим руководителем РДЦ, энергообъекта.

990. Порядок использования источников реактивной мощности потребителей устанавливается при заключении договоров между энергоснабжающей организацией и потребителем.

991. Для контролируемых диспетчером РДЦ узловых пунктов электростанций и подстанций с синхронными компенсаторами устанавливаются аварийные пределы снижения напряжения, определяемые условиями статической устойчивости энергосистемы и узлов нагрузки.

Если напряжение в этих пунктах снижается до указанного аварийного предела, оперативно-диспетчерскому персоналу электростанций и подстанций с синхронными компенсаторами необходимо самостоятельно поддерживать напряжение путем использования перегрузочной способности генераторов и компенсаторов, а диспетчерам РДЦ, НДЦ СО Казахстана необходимо оказывать электростанциям и электрическим сетям помощь путем перераспределения реактивной и активной мощности между ними. При этом не разрешается поднимать напряжение в отдельных контрольных пунктах выше значений, предельно допустимых для оборудования.

В тех узлах электрической сети ЕЭС Казахстана, где возможно снижение напряжения ниже аварийно допустимого предела при изменении режима работы или схемы сети, устанавливается автоматика отключения нагрузки в объеме, необходимом для предотвращения нарушения устойчивости в узле.

992. Регулирование параметров тепловых сетей обеспечивает поддержание заданного давления и температуры теплоносителя в контрольных пунктах.

Обеспечивается отклонение температуры теплоносителя от заданных значений при кратковременном (не более 3 часов) изменении утвержденного графика, если иное не предусмотрено договорными отношениями между тепловыми сетями и потребителями тепла.

993. Регулирование в тепловых сетях осуществляется автоматически или вручную путем воздействия на:

1) работу источников и потребителей тепла;

2) гидравлический режим тепловых сетей, в том числе изменением перетоков и режимов работы насосных станций и теплоприемников;

3) режим подпитки путем поддержания постоянной готовности водоподготовительных установок теплоисточников к покрытию изменяющихся расходов подпиточной воды.

Параграф 4. Управление оборудованием

994. Оборудование энергообъектов, принятых в эксплуатацию, находится в одном из четырех оперативных состояний: работе, резерве, ремонте или консервации.

995. Вывод энергооборудования, устройств релейной защиты и автоматики, устройств ТАИ, а также оперативно-информационных комплексов и средств диспетчерского и технологического управления (далее – СДТУ) из работы и резерва в ремонт и для испытания, осуществляются по утвержденному плану техническим руководителем организации, оформляется заявкой, подаваемой согласно перечням на их оперативное управление и оперативное ведение в соответствующую диспетчерскую службу.

Сроки подачи заявок и сообщений об их разрешениях на допуски устанавливаются соответствующей диспетчерской службой. Заявки утверждаются техническим руководителем электростанции или сети.

996. Испытания, в результате которых может существенно измениться режим электрической сети, ЕЭС Казахстана, проводятся по рабочей программе, утвержденной техническим руководителем энергообъекта и согласованной с главным диспетчером РДЦ, НДЦ СО Казахстана (по оперативной подчиненности).

Рабочие программы других испытаний оборудования энергообъектов утверждаются техническими руководителями энергообъектов.

Рабочая программа испытаний представляется на утверждение и согласование не позднее, чем за 7 рабочих дней до их начала.

997. Заявки делятся на плановые, соответствующие утвержденному плану ремонта и отключений, и срочные для проведения внепланового и неотложного ремонта. Срочные заявки допускается подавать в любое время суток непосредственно диспетчеру, в управлении или ведении которого находится отключаемое оборудование.

Диспетчер может разрешить допуск к ремонту лишь на срок в пределах своей смены. Разрешение на допуск на более длительный срок выдается главным диспетчером (начальником диспетчерской службы) энергообъекта, РДЦ, НДЦ СО Казахстана.

998. При необходимости немедленного отключения оборудование отключается оперативным персоналом энергообъекта, где установлено отключаемое оборудование, в соответствии с требованиями производственных инструкций с предварительным, если это возможно, или последующим уведомлением вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала.

После останова оборудования оформляется срочная заявка с указанием причин и ориентировочного срока ремонта.

999. Допуск на вывод или перевод в капитальный, средний или текущий ремонт основного оборудования энергообъекта, находящегося в ведении или управлении энергообъекта, НДЦ СО Казахстана, РДЦ, выдается по заявке диспетчерской службой энергообъекта, РДЦ соответственно.

1000. Время операций, связанных с выводом в ремонт и вводом в работу оборудования и линий электропередачи, а также растопкой котла, пуском турбины и набором на них требуемой нагрузки, включается в срок ремонта, разрешенного по заявке.

В том случае, когда по какой-либо причине оборудование не было отключено в намеченный срок, длительность ремонта сокращается, а дата включения остается прежней. Срок ремонта продлевает диспетчерская служба энергообъекта, РДЦ, НДЦ СО Казахстана (по оперативной подчиненности).

1001. Вывод оборудования из работы и резерва или испытания могут быть выполнены лишь с разрешения начальника смены электростанции или соответствующего диспетчера сетей, РДЦ, НДЦ СО Казахстана непосредственно перед выводом из работы и резерва оборудования или перед проведением испытаний.

1002. Персонал электростанции или электрических сетей без разрешения начальника смены электростанции, диспетчера электрических сетей, РДЦ, НДЦ СО Казахстана не осуществляет отключения, включения, испытания и изменения установок системной автоматики, а также включение, испытания и изменения уставок 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, выполняется одновременно на всех этих объектах.

1003. Начальнику смены электростанции, диспетчеру электрических сетей, РДЦ, НДЦ СО Казахстана при изменениях схем электрических соединений необходимо проверить и привести в соответствие новому состоянию этих схем настройку защит, системы противоаварийной и режимной автоматики.

1004. Оборудование считается введенным в работу из ремонта после уведомления эксплуатирующей организацией о завершении ремонтных работ, включения его в сеть и закрытия оперативной заявки.

1005. Нарушение режима или повреждение оборудования с выводом его по разрешенной срочной заявке или разрешению на перевод в капитальный, средний или текущий ремонт оформляется как нарушение (авария или отказ) в соответствии с требованиями Правил проведения расследования и учета технологических нарушений в работе единой электроэнергетической системы, электростанций, районных котельных, электрических и тепловых сетей, утвержденных приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 20 февраля 2015 года № 121 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов № 10558).

Параграф 5. Предупреждение и ликвидация технологических
нарушений

1006. Основными задачами оперативно-диспетчерского управления при ликвидации технологических нарушений являются:

1) предотвращение развития нарушений, исключение травмирования персонала и повреждения оборудования, не затронутого технологическим нарушением;

2) быстрое восстановление энергоснабжения потребителей и нормальных параметров отпускаемой потребителям электроэнергии;

3) создание наиболее надежных послеаварийной схемы и режима работы системы в целом и ее частей;

4) выяснение состояния отключившегося и отключенного оборудования и при возможности включение его в работу и восстановление схемы сети.

1007. Каждый диспетчерский пункт, щит управления энергообъекта оснащается производственной инструкцией по предотвращению и ликвидации технологических нарушений, которая составляется в соответствии с типовой инструкцией и инструкцией вышестоящего органа оперативно-диспетчерского управления, и планы ликвидации технологических нарушений в тепловых сетях и в газовом хозяйстве электростанций и котельных.

Планы ликвидации технологических нарушений в тепловых сетях городов и крупных населенных пунктов согласуются с местными исполнительными органами.

Аварийно-диспетчерским службам городов и энергообъектам необходимо согласовать документы, определяющие их взаимодействие при ликвидации технологических нарушений на энергообъектах.

1008. Распределение функций по ликвидации технологических нарушений между диспетчерами НДЦ СО, РДЦ, оперативно-диспетчерских служб сетей и оперативно-диспетчерским персоналом электростанций регламентируется соответствующими инструкциями.

Распределение функций при ликвидации технологических нарушении на связях между ЕЭС Казахстана и энергосистемами суверенных государств регламентируется в отдельных соглашениях.

1009. Ликвидацией технологических нарушений на электростанции необходимо руководить начальнику смены станции.

На подстанциях руководство ликвидацией технологических нарушений возлагается на дежурного подстанций, ОВБ, мастера или начальника группы подстанции в зависимости от типа обслуживания подстанции. Руководство ликвидацией технологических нарушений в тепловых сетях осуществляется диспетчером тепловых сетей. Его указания выполняются оперативно-диспетчерским персоналом ТЭЦ или других самостоятельно действующих теплоисточников.

Технологические нарушения в электрических сетях, имеющие местное значение и не затрагивающие режима работы энергосистемы, ликвидируются под руководством диспетчера электрических сетей или диспетчера опорной подстанции в зависимости от района распространения таких нарушений и структуры управления сетями.

Ликвидация технологических нарушений, затрагивающих режим работы региональной энергосистемы, производится под руководством диспетчера РДЦ.

Руководство ликвидацией технологических нарушений, охватывающих несколько региональных энергосистем, осуществляется диспетчером НДЦ СО Казахстана.

При необходимости оперативные руководители или административные руководители лиц, указанных выше, могут поручить руководство ликвидацией технологического нарушения лицу или взять руководство на себя, сделав запись в оперативном журнале. О замене ставится в известность как вышестоящий, так и подчиненный оперативный персонал.

1010. Приемка и сдача смены во время ликвидации технологических нарушений не допускаются. Пришедший на смену оперативный персонал используется по усмотрению лица, руководящего ликвидацией технологических нарушений. При затянувшейся ликвидации технологического нарушения в зависимости от его характера допускается сдача смены с разрешения вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала.

В тех случаях, когда при ликвидации технологического нарушения операции производятся на оборудовании, не находящемся в оперативном управлении или в ведении вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала, сдача смены допускается с разрешения руководящего административно-технического персонала энергообъекта, на котором произошло технологическое нарушение.

1011. Оперативные переговоры и распоряжения диспетчеров всех уровней диспетчерского управления, а также начальников смен электростанций и дежурных крупных подстанций вовремя фиксируются на записывающие устройства.

1012. Для предотвращения нарушения устойчивости работы энергосистемы применяются системная автоматика отключения нагрузки в энергосистемах, принимающих мощность, и автоматическая разгрузка электростанций в энергосистемах, выдающих мощность. При отказе автоматических устройств персонал дублирует действия автоматики устройств вручную.

Параграф 6. Требования к оперативным схемам

1013. Схемы электрических соединений ЕЭС Казахстана, электрических сетей, электростанций и подстанций, настройка средств РЗА для нормальных и ремонтных режимов обеспечивают:

1) электроснабжение потребителей электроэнергией, для которой обеспечивается соответствие ее качества требованиям государственного стандарта ГОСТ 13109-97;

2) устойчивую работу электрической сети ЕЭС Казахстана и электрических сетей изолированных систем;

3) соответствие токов короткого замыкания значениям, допустимым для оборудования;

4) экономичное распределение потоков активной и реактивной мощности;

5) локализацию аварий с минимальными потерями, как для производителей, так и для потребителей электроэнергии.

1014. Схемы собственных нужд (далее – СН) переменного и постоянного тока электростанций и подстанций выбираются с учетом обеспечения их надежности в нормальных, ремонтных и аварийных режимах путем:

1) секционирования шин;

2) автоматического ввода резервного питания любой секции шин СН всех напряжений;

3) распределения источников питания СН по системам и секциям шин с учетом действия устройств АВР и сохранения в работе механизмов СН при исчезновении напряжения на секции. Источники рабочего и резервного питания присоединяются к разным секциям шин распределительного устройства;

4) распределения механизмов СН по секциям шин из условия минимального нарушения работы электростанции или подстанции в случае выхода из строя любой секции;

5) обеспечения надежного питания механизмов СН при несинхронной работе шин (частей) электростанции (секционирование шин высокого напряжения, выделение энергоблоков на отдельную линию, выполнение схем деления энергосистемы);

6) обеспечения полного или частичного отделения питания механизмов СН электростанции от энергосистемы при понижении частоты и напряжения до значений, угрожающих их бесперебойной работе, с наименьшей потерей рабочей мощности.

1015. Присоединение посторонних потребителей (поселков) к шинам распределительных устройств СН электростанций не допускается. Исключение составляют электростанции, на которых генераторы соединены в блоки с трансформаторами, при отсутствии в данной местности распределительных сетей.

1016. Нормальные и ремонтные схемы соединений электрической сети, подстанции и электростанции ежегодно необходимо утверждать техническому руководителю энергообъекта (структурной единицы), а схемы энергосистемы – техническому руководителю.

Указанные схемы согласуются с органом диспетчерского управления, в оперативном ведении или оперативном управлении которого находится входящее в них оборудование.

1017. Схемы трубопроводов электростанций обеспечивают:

1) надежное резервирование СН основного оборудования;

2) минимальные гидравлические потери;

3) отключение аварийных участков преимущественно посредством приводов с дистанционным управлением;

4) локализацию аварий с минимальными потерями генерирующей мощности и отключение минимальной мощности потребителей.

1018. Схемы сетевых станционных трубопроводов обеспечивают возможность локализации отдельных участков и предотвращение затопления помещений и оборудования электростанций в случае повреждения трубопроводов.

1019. Схемы трубопроводов тепловых сетей обеспечивают надежное теплоснабжение потребителей, поддержание заданных параметров в тепловой сети, экономное расходование электроэнергии на транспортировку сетевой воды, а также локализацию и ликвидацию аварий с минимальным отключением потребителей.

Параграф 7. Переключения в электрических установках

1020. Все изменения в схемах электрических соединений электрических сетей и электроустановок энергообъектов и в цепях устройств РЗА, выполненные при производстве переключений, а также места установки заземлений отражаются на оперативной схеме или мнемосхеме (схеме-макете) по окончании переключений.

1021. Сложные переключения, а также все переключения (кроме одиночных) на электроустановках, не оборудованных блокировочными устройствами или имеющих неисправные блокировочные устройства, выполняются по программам, бланкам переключений.

К сложным относятся переключения, требующие строгой последовательности операций с коммутационными аппаратами, заземляющими разъединителями и устройствами релейной защиты, противоаварийной и режимной автоматики.

Перечни сложных переключений, утверждаемые техническими руководителями соответствующих энергообъектов, хранятся на диспетчерских пунктах энергообъектов, центральных (главных) щитах управления электрических станций и подстанций.

Перечни сложных переключений пересматриваются при изменении схемы, состава оборудования, устройств защиты и автоматики.

1022. Для повторяющихся сложных переключений используются типовые программы, бланки переключений.

При ликвидации технологических нарушений или для их предотвращения разрешается производить переключения без бланков переключений с последующей записью в оперативном журнале.

1023. В программах и бланках переключений, которые являются оперативными документами, устанавливаются порядок и последовательность операций при проведении переключений в схемах электрических соединений электроустановок и цепях РЗА.

Бланки переключений (типовые бланки) необходимо использовать оперативно-диспетчерскому персоналу, непосредственно выполняющему переключения.

Программы переключений (типовые программы) применяются оперативными руководителями при производстве переключений в электроустановках разных уровней управления и разных энергообъектов.

Для степени детализации программ обеспечивается ее соответствие уровню диспетчерского управления. Лицам, непосредственно выполняющим переключения, разрешается применять программы переключений диспетчера соответствующего уровня управления, дополненные бланками переключений.

Типовые программы и бланки переключений корректируются при изменениях в главной схеме электрических соединений электроустановок, связанных с вводом нового оборудования, заменой или частичным демонтажем устаревшего оборудования, реконструкцией распределительных устройств, а также при включении новых или изменениях в установленных устройствах РЗА.

1024. При планируемых изменениях схемы и режимов работы ЕЭС Казахстана, электрической сети и изменениях в устройствах РЗА производственным службам НДЦ СО Казахстана и РДЦ, в управлении которых находится оборудование и устройства РЗА, необходимо заранее вносить необходимые изменения и дополнения в типовые программы и бланки переключений на соответствующих уровнях оперативного управления.

1025. Все переключения на электростанциях и подстанциях выполняются в соответствии с инструкциями по производству переключений.

Переключения на электрооборудовании и в устройствах РЗА, находящихся в оперативном управлении вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала, производятся по распоряжению, а находящихся в его ведении – с его согласия.

Переключения без распоряжения и согласия вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала, но с последующим его уведомлением разрешается выполнять в случаях, не терпящих отлагательства (несчастный случай, стихийное бедствие, пожар, авария).

При пожаре и ликвидации аварии оперативно-диспетчерскому персоналу необходимо действовать в соответствии с местными инструкциями и оперативным планом пожаротушения.

1026. В распоряжении о переключениях указывается последовательность операций в схеме электроустановки и в цепях РЗА с необходимой степенью детализации, определяемой вышестоящим оперативно-диспетчерским персоналом.

Исполнителю переключений одновременно выдается не более одного задания на проведение оперативных переключений, содержащего операции одного целевого назначения.

1027. Сложные переключения необходимо выполнять двумя лицами, из которых одно является контролирующим.

При выполнении переключений двумя лицами контролирующим является старший по должности.

При наличии в смене одного лица из числа оперативно-диспетчерского персонала контролирующим лицом может быть работник из административно-технического персонала, знающий схему данной электроустановки, правила производства переключений и допущенный к выполнению переключений распоряжением по энергообъекту.

При сложных переключениях допускается привлекать для операций в цепях РЗА третьего человека из персонала служб РЗА. Этому работнику, предварительно ознакомленному с бланком переключения и подписавшему его, необходимо выполнять каждую операцию по распоряжению лица, выполняющего переключения.

Все остальные переключения при наличии работоспособного блокировочного устройства могут быть выполнены единолично независимо от состава смены.

1028. При исчезновении напряжения на электроустановке оперативно-диспетчерскому персоналу необходимо быть готовым к его подаче без предупреждения.

1029. Отключение и включение под напряжение и в работу присоединения, имеющего в своей цепи выключатель, производится выключателем.

Допускается отключение и включение отделителями, разъединителями, разъемными контактами соединений КРУ (КРУН):

1) нейтралей силовых трансформаторов 110-220 кВ; заземляющих дугогасящих реакторов 6-35 кВ при отсутствии в сети замыкания на землю;

2) намагничивающего тока силовых трансформаторов 6-500 кВ;

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

4) зарядного тока систем шин, а также зарядного тока присоединений с соблюдением требований нормативно-технических документов.

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

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

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

Порядок и условия выполнения операций для различных электроустановок регламентируются местными инструкциями.

1030. Оперативно-диспетчерскому персоналу, непосредственно выполняющему переключения, самовольно выводить из работы блокировки безопасности не допускается.

Деблокирование разрешается после проверки на месте отключенного положения выключателя и выяснения причины отказа блокировки по разрешению и под руководством лиц, уполномоченных на это письменным указанием по энергообъекту.

При необходимости деблокирования составляется бланк переключений с внесением в него операций по деблокированию.

Параграф 8. Переключения в тепловых схемах электростанций и
тепловых сетей

1031. Все переключения в тепловых схемах выполняются в соответствии с производственными инструкциями по эксплуатации и отражаются в оперативной документации.

1032. В случаях, не предусмотренных инструкциями, а также при участии двух и более смежных подразделений или энергообъектов переключения выполняются по программе. Сложные переключения, описанные в инструкциях, также выполняются по программе.

1033. К сложным относятся переключения:

1) в тепловых схемах со сложными связями;

2) длительные по времени;

3) на объектах большой протяженности;

4) редко выполняемые.

К редко выполняемым переключениям могут быть отнесены:

1) ввод основного оборудования после монтажа и реконструкции;

2) гидравлическое испытание оборудования и тепловых сетей;

3) изменения в схемах паропроводов свежего и отборного пара и питательных трубопроводов;

4) специальные испытания оборудования;

5) проверка и испытания новых нетрадиционных способов эксплуатации оборудования.

Степень сложности переключений и необходимость составления программы для их выполнения определяется техническим руководителем энергообъекта в зависимости от особенностей условий работы.

1034. На каждом энергообъекте разрабатывается перечень сложных переключений, утвержденный техническим руководителем. Перечень корректируется с учетом ввода, реконструкции или демонтажа оборудования, изменения технологических схем и схем технологических защит и автоматики. Перечень пересматривается 1 раз в 3 года. Копии перечня находятся на рабочем месте оперативно-диспетчерского персонала цеха и энергообъекта.

1035. Техническому руководителю энергообъекта необходимо утвердить список лиц из административно-технического персонала, которым необходимо контролировать выполнение переключений, проводимых по программам. Список корректируется при изменении состава персонала. Копии списка находятся на рабочем месте оперативно-диспетчерского персонала цеха и энергообъекта.

1036. В программе выполнения переключений указываются:

1) цель выполнения переключений;

2) объект переключений;

3) перечень мероприятий по подготовке к выполнению переключений;

4) условия выполнения переключений;

5) плановое время начала и окончания переключений, которое может уточняться в оперативном порядке;

6) при необходимости – схема объекта переключений (обеспечивается полное соответствие наименовании и нумерации элементов объекта на схеме наименованиям и нумерации, принятым на объекте);

7) порядок и последовательность выполнения операций с указанием положения запорных и регулирующих органов и элементов цепей технологических защит и автоматики;

8) оперативно-диспетчерский персонал, выполняющий переключения;

9) персонал, привлеченный к участию в переключениях;

10) оперативно-диспетчерский персонал, руководящий выполнением переключений;

11) при участии в переключениях двух и более подразделений энергообъекта – лицо административно-технического персонала, осуществляющее общее руководство;

12) при участии в переключениях двух и более энергообъектов – лица из числа административно-технического персонала, ответственные за выполнение переключений на каждом энергообъекте, и лицо из числа административно-технического персонала, осуществляющее общее руководство проведением переключений;

13) перечень мероприятий по обеспечению безопасности проведения работ;

14) действия персонала при возникновении аварийной ситуации или положения, угрожающего жизни людей и целостности оборудования.

1037. Программа утверждается техническим руководителем энергообъекта, а при выходе действия программы за рамки одного энергообъекта – техническими руководителями участвующих в программе энергообъектов.

1038. Для повторяющихся переключений, указанных в пункте 1035 настоящих Правил, на энергообъектах необходимо применять заранее составленные типовые программы.

Типовые программы пересматриваются 1 раз в 3 года и корректируются с вводом, реконструкцией или демонтажем оборудования, изменением технологических схем и схем технологических защит и автоматики.

1039. Программа переключений и типовые программы переключений применяются оперативно-диспетчерским персоналом и являются оперативными документами при выполнении переключений.

1040. При наличии на объекте мнемосхемы все изменения отражаются на ней после окончания переключений.

1041. Программы переключений хранятся наравне с другой оперативной документацией.

Параграф 9. Автоматизированные системы диспетчерского
управления

1042. Диспетчерский пункт электрической сети, РДЦ, НДЦ СО Казахстана оснащается АСДУ.

1043. АСДУ обеспечивает решение задач оперативно-диспетчерского управления энергопроизводством и могут функционировать как самостоятельные системы.

1044. На базе АСДУ и АСУ ТП в соответствии с задачами каждого иерархического уровня управления выполняются:

1) долгосрочное и краткосрочное планирование режимов ЕЭС Казахстана;

2) оперативное управление нормальными режимами работы электрических сетей, электростанций, энергоблоков и подстанций;

3) контроль нагрузки электростанций и потребляемой мощности;

4) ретроспективный анализ аварийных ситуаций;

5) хранение ретроспективной информации с необходимой дискретностью о режиме работы управляемого объекта и ее вывод на печатающее устройство по требованию диспетчера;

6) контроль оперативных переключений;

7) автоматизированное ведение оперативной документации.

Полный перечень и объемы решаемых задач, и способы их решения определяются проектами исходя из требований надежности управления и технико-экономических показателей.

1045. В состав комплекса технических средств АСДУ входят:

1) средства диспетчерского и технологического управления в совокупности с АСУ ТП (датчики информации, устройства телемеханики и передачи информации, каналы связи);

2) средства обработки и отображения информации: компьютерная техника оперативных информационно-управляющих комплексов и вычислительных комплексов, устройства печати, дисплеи, цифровые и аналоговые приборы;

3) устройства связи с объектом управления;

4) вспомогательные системы (гарантированного электропитания, кондиционирования воздуха, противопожарные).

1046. Все устройства и комплекс программно-технических средств АСДУ поддерживаются в исправном состоянии и постоянно находятся в работе. Изменения первичных схем сети своевременно вносятся в документацию для отображения на диспетчерских щитах и дисплеях.

Вывод в ремонт отдельных элементов АСДУ производится по оперативной заявке с разрешения диспетчера, в ведении которого они находятся.

1047. Исправность систем электропитания периодически проверяется по графику, утвержденному техническим руководителем, главным диспетчером или начальником диспетчерской службы электрической сети, энергообъекта.

1048. Техническое состояние помещения, в которых располагаются элементы АСДУ, обеспечиваются в соответствии с требованиями технических условий на оборудование и технических средств, а способ выполнения цепей ввода и вывода информации, защитные заземления и заземления экранов информационных цепей обеспечивать помехозащищенность систем.

1049. Устройства АСДУ проходят периодические проверки.

1050. На оборудовании АСДУ, коммутационной аппаратуре выполняются надписи, указывающие оперативное назначение и положение.

Параграф 10. Средства диспетчерского и технологического
управления

1051. Электростанции, электрические и тепловые сети, электрические подстанции оснащаются средствами диспетчерского и технологического управления (далее – СДТУ). Эксплуатация СДТУ обеспечивает постоянное их функционирование и готовность к действию при установленном качестве передачи информации в нормальных и аварийных режимах энергосистем.

1052. Ведомственные диспетчерские пункты электрифицированных железных дорог, газо- и нефтепроводов, промышленных предприятий оборудуются необходимыми средствами связи и телемеханики с диспетчерскими пунктами энергосистем в объеме, согласованном с этими энергосистемами. Информация с абонентских подстанций напряжением 35 кВ и выше передается в зависимости от конкретных условий, как на ведомственные диспетчерские пункты, так и на диспетчерские пункты энергоснабжающих организаций. Объемы и направления передаваемой информации с абонентских подстанций согласуются с РДЦ, НДЦ СО Казахстана.

1053. Аппаратура СДТУ, установленная на диспетчерских пунктах энергообъектов, закрепляется за службами телемеханики и связи или службами СДТУ соответствующего уровня управления. Аппаратура связи и телемеханики высшего уровня управления, установленная на объектах низшего уровня управления, эксплуатируются персоналом, обслуживающим СДТУ данного энергообъекта.

1054. Эксплуатация оборудования высокого напряжения высокочастотных каналов телефонной связи и телемеханики по линиям электропередачи (конденсаторы связи, реакторы высокочастотных заградителей, заземляющие ножи, устройства антенной связи, проходные изоляторы, разрядники элементов настройки и фильтров присоединения) осуществляется персоналом, обслуживающим установки высокого напряжения.

1055. Техническое обслуживание и поверка датчиков (преобразователей) телеизмерений, включаемых в цепи вторичных обмоток трансформаторов тока и напряжения, производятся персоналом соответствующих служб РЗА (ЭТЛ) и метрологического обеспечения.

1056. Перечень устройств и оборудования, обслуживаемых производственными подразделениями СДТУ, с указанием границ обслуживания, утверждается соответственно руководством НДЦ СО Казахстана, РДЦ и энергообъекта. Взаимоотношения между службами, границы обслуживания СДТУ указываются в положениях о службах СДТУ, составленных для конкретных энергообъектов.

1057. Оперативное и техническое обслуживание СДТУ обеспечиваются:

1) центральными узлами средств управления (далее – ЦУСУ) НДЦ СО Казахстана, РДЦ;

2) местными узлами средств управления (далее – МУСУ) электрических сетей и электростанций;

3) лабораториями, входящими в состав служб (энергообъектов) СДТУ. В целях обеспечения бесперебойной работы СДТУ на центральных и местных узлах средств управления организуется круглосуточное дежурство оперативно-диспетчерского персонала, ЦУСУ и МУСУ оснащаются вводно-коммутационными, измерительными и проверочными устройствами, обеспечиваются инструментом, материалами, запасными частями. Автотранспорт, закрепленный за службами СДТУ, приравнивается по режиму работы к оперативно-диспетчерскому и выделяется без предварительной заявки.

1058. Средства диспетчерского и технологического управления обеспечиваются гарантированным электропитанием.

1059. Сетевые предприятия, службы и участки СДТУ имеют в наличии и ведут эксплуатационно-технические документы в соответствии с типовыми положениями о службах СДТУ.

1060. Устройства проводной связи защищаются от опасных и мешающих влияний электроустановок высокого напряжения.

1061. Порядок и периодичность измерений уровня мешающих воздействий и помех, а также порядок действия персонала узлов связи, при превышении допустимых значений мешающих влияний или помех устанавливаются производственными инструкциями.

1062. Обеспечивается соответствие измеренных значений напряженности поля радиопомех, создаваемых ВЛ и электрическими подстанциями, нормам допускаемых индустриальных радиопомех.

1063. На линиях электропередачи, по которым организованы высокочастотные каналы связи и телемеханики, при работах, требующих наложения заземления, применяются переносные заземляющие высокочастотные заградители.

1064. Вывод из работы средств диспетчерской связи и систем телемеханики оформляется оперативной заявкой.

1065. Устройства телеуправления исключают возможность ложного отключения (включения) управляемого оборудования при повреждении любого одного элемента этих устройств. На сборках зажимов устройств и панелей телемеханики зажимы, случайное соединение которых может вызвать отключение или включение оборудования, не располагаются рядом.

1066. Способ выполнения и режим эксплуатации электрических цепей от датчиков (преобразователей) телеизмерений и телесигнализации до устройств приема и обработки информации исключают помехи, приводящие к искажению этой информации.

1067. Сопротивление изоляции электрически связанных цепей устройств телемеханики совместно с их внешними связями (за исключением связей с компьютерной техникой и аппаратурой каналов телемеханики) относительно корпуса аппарата (земли), а также между цепями, электрически не связанными между собой, измеряется мегаомметром 250-500 В и быть не ниже 0,5 МОм. При проверке изоляции цепей устройств телемеханики, содержащих полупроводниковые элементы, применяются меры к предотвращению их повреждения. В устройствах с заземленным нулевым проводом перед проверкой изоляции этот провод отсоединяется от земли. Сопротивление изоляции выходных цепей телеуправления и цепей питания напряжением 220 В измеряется мегаомметром 1000-2500 В и быть не ниже 10 МОм.

1068. Для вывода из работы выходных цепей телеуправления на электростанциях, подстанциях и диспетчерских пунктах применяются специальные общие ключи или отключающие устройства. Отключение цепей телеуправления и телесигнализации отдельных присоединений производится на разъемных зажимах либо на индивидуальных отключающих устройствах. Все операции с общими ключами телеуправления и индивидуальными отключающими устройствами в цепях телеуправления и телесигнализации выполняются по указанию или с разрешения диспетчера.

1069. На лицевой и оборотной сторонах устройств, панелей и пультов СДТУ выполняются надписи, указывающие их назначение в соответствии с диспетчерскими наименованиями, а на установленной на них аппаратуре – надписи или маркировка. Провода внешних целей устройств телемеханики маркируются, в соответствии с исполнительными схемами.

1070. Персоналу производственных подразделений, обслуживающего СДТУ, необходимо периодически осматривать аппаратуру в соответствии с производственными инструкциями, обращая особое внимание на правильность положения переключающих устройств и состояние сигнализации неисправностей.

1071. Полные и частичные проверки и ремонт СДТУ выполняются по утвержденному графику, согласованному с диспетчерской службой и вышестоящей службой СДТУ.

1072. Все неисправности и неправильные действия СДТУ немедленно устраняются, учитываются и анализируются в установленном порядке.

При неправильном действии устройств, их повреждении или отклонении параметров от нормированных показателей проводятся дополнительная проверка и устранение указанных нарушений с уведомлением диспетчера и вышестоящей службы СДТУ.

Параграф 11. Оперативно-диспетчерский персонал

1073. К оперативно-диспетчерскому персоналу РДЦ и энергообъектов относятся:

1) оперативный персонал – персонал, непосредственно воздействующий на органы управления энергоустановок и осуществляющий управление и обслуживание энергоустановок в смене;

2) оперативно-ремонтный персонал – ремонтный персонал с правом непосредственного воздействия на органы управления;

3) оперативные руководители – персонал, осуществляющий оперативное руководство в смене работой закрепленных за ним объектов (электрических сетей, тепловых сетей, электростанции, энергообъекта) и подчиненного ему персонала.

1074. Оперативно-диспетчерский персонал ведет безопасный, надежный и экономичный режим работы оборудования энергообъекта, электрической и тепловой сети, в соответствии с производственными и должностными инструкциями и оперативными распоряжениями вышестоящего оперативного персонала.

Комплектация оперативно-диспетчерского персонала по численности и квалификации осуществляется в соответствии с отраслевыми нормативными документами.

Совмещение рабочих мест оперативно-диспетчерского персонала при его работе в смене неполным составом разрешается по письменному указанию технического руководителя энергообъекта, электрической или тепловой сети.

1075. Оперативно-диспетчерский персонал электроустановок во время смены несет ответственность за правильную эксплуатацию закрепленного за ним оборудования, в соответствии с настоящими Правилами, инструкциями завода-изготовителя и местными инструкциями, утверждаемыми техническим руководителем организации, а также за безусловное выполнение распоряжений вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала.

1076. При нарушениях режимов работы, повреждении оборудования, а также при возникновении пожара оперативно-диспетчерский персонал немедленно принимает меры к восстановлению нормального режима работы или ликвидации аварийного положения и предотвращению развития технологического нарушения, а также сообщает о происшедшем соответствующему оперативно-диспетчерскому и руководящему административно-техническому персоналу по утвержденному списку.

1077. Оперативно-диспетчерский персонал обеспечивает исполнения распоряжение вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала по вопросам, входящим в его компетенцию.

1078. Оборудование, находящееся в оперативном управлении или оперативном ведении вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала, не может быть включено в работу или выведено из работы без разрешения вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала, за исключением случаев явной опасности для людей и оборудования.

1079. Оперативное распоряжение вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала дается в четкой и краткой форме.

Выслушав распоряжение, подчиненный оперативно-диспетчерский персонал дословно повторяет текст распоряжения и получает подтверждение, что распоряжение понято правильно.

Распоряжения вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала выполняются незамедлительно и точно.

Оперативно-диспетчерский персонал, отдав или получив распоряжение или разрешение, записывает его в оперативный журнал. При наличии записи на записывающем устройстве, объем записи в оперативный журнал определяется соответствующим административно-техническим руководством.

1080. Оперативные переговоры ведутся технически грамотно. Все энергооборудование, присоединения, устройства релейной и технологической защиты и автоматики называются полностью согласно установленным диспетчерским наименованиям. Отступление от технической терминологии и диспетчерских наименований не допускается.

Оперативные переговоры на всех уровнях диспетчерского управления и оперативные переговоры начальников смен электростанций и крупных подстанций автоматически фиксируются на записывающем устройстве.

1081. Электрической и тепловой сети указывается необходимое значение изменяемого режимного параметра и время, к которому должно быть достигнуто указанное значение параметра, а также время отдачи распоряжения.

1082. Оперативно-диспетчерский персонал, получив распоряжение руководящего административно-технического персонала по вопросам, входящим в компетенцию вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала, выполняет его с согласия последнего.

1083. В случае, если распоряжение вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала представляется подчиненному оперативно-диспетчерскому персоналу ошибочным, он немедленно докладывает об этом лицу, давшему распоряжение. При подтверждении распоряжения оперативно-диспетчерский персонал выполняет его.

Распоряжения вышестоящего персонала, содержащие нарушения законодательства Республики Казахстан в области электроэнергетики, а также распоряжения, которые могут привести к повреждению оборудования, потере питания СН электростанции, подстанции или обесточению потребителей непрерывного электроснабжения (потребителями, имеющими аварийную бронь), выполнять не допускается. О своем отказе выполнить такое распоряжение оперативно-диспетчерский персонал немедленно докладывает вышестоящему оперативно-диспетчерскому персоналу, отдавшему распоряжение, и соответствующему административно-техническому руководителю, а также записывает в оперативный журнал.

1084. Лица оперативно-диспетчерскою персонала, находящиеся в резерве, могут быть привлечены к выполнению работ по обслуживанию энергоустановки в рамках должностной инструкции и с разрешения соответствующего руководящего оперативно-диспетчерского персонала, находящегося в смене с записью в соответствующих документах.

1085. Замена одного лица из числа оперативно-диспетчерского персонала другим в случае необходимости допускается с разрешения соответствующего административно-технического персонала, подписавшего график, и с уведомлением вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала.

Работа в течение двух смен подряд не допускается.

1086. Каждый работник из числа оперативно-диспетчерского персонала, заступая на рабочее место, принимает смену от предыдущего работника, а после окончания работы сдает смену следующему по графику работнику.

Уход с дежурства без сдачи смены не допускается.

1087. При приемке смены работник из числа оперативно-диспетчерского персонала производит следующие действия:

1) знакомится с состоянием, схемой и режимом работы энергоустановок, находящихся в его оперативном управлении и ведении, в объеме, определяемом соответствующими инструкциями;

2) получает сведения от сдавшего смену об оборудовании, за которым необходимо вести особо тщательное наблюдение для предупреждения нарушений в работе, и об оборудовании, находящемся в резерве и ремонте;

3) выясняет, какие работы выполняются по заявкам, нарядам и распоряжениям на закрепленном за ним участке;

4) проверяет и принимает инструмент, материалы, ключи от помещений, оперативную документацию и документацию рабочего места;

5) знакомится со всеми записями и распоряжениями за время, прошедшее с его предыдущего дежурства;

6) принимает рапорт от подчиненного персонала и доложить непосредственному начальнику по смене о вступлении в дежурство и недостатках, выявленных при приемке смены;

7) оформляет приемку-сдачу смены записью в журнале или ведомости за его подписью и подписью сдающего смену.

1088. Оперативно-диспетчерский персонал периодически в соответствии с местной инструкцией тестирует действие устройств автоматики, сигнализации, средств связи и телемеханики (СДТУ), а также проверять правильность показаний часов на рабочем месте.

1089. Оперативно-диспетчерский персонал по утвержденным графикам осуществляет переход с рабочего оборудования на резервное, производит опробование и профилактические осмотры оборудования.

1090. Оперативные и административно-технические руководители имеют право произвести перераспределение обязанностей в смене или замену в подчиненном ему оперативно-диспетчерском персонале, в случае не выполнения им своих обязанностей. При этом делается запись в оперативном журнале или выпускается письменное распоряжение и уведомляется по соподчиненности персонал соответствующих уровней оперативно-диспетчерского управления.

1091. Оперативно-диспетчерский персонал по разрешению вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала может кратковременно привлекаться к ремонтным работам и испытаниям с освобождением на это время от исполнения обязанностей на рабочем месте и записью в оперативном журнале.

Приложение 1 к Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей

Оперативная документация дежурного персонала

Дежурный персонал	Документ
Диспетчер Национального диспетчерского центра Системного оператора Диспетчер регионального диспетчерского центра	Оперативная исполнительная схема (схема-макет)	Оперативный журнал	Журнал или картотека заявок на вывод из работы оборудования, находящегося в управлении и в ведении диспетчера	Журнал релейной защиты, автоматики и телемеханики	Карты установок релейной защиты и автоматики	Журнал распоряжений
Начальник смены электростанции	Суточная оперативная исполнительная схема или схема-макет	То же	Журнал или картотека заявок диспетчеру на вывод из работы оборудования, находящегося в ведении диспетчера	Журнал заявок главному инженеру на вывод из работы оборудования, не находящегося в ведении диспетчера	Журнал распоряжений
Начальник смены электроцеха	То же	То же	Журнал релейной защиты, автоматики и телемеханики	Карты установок релейной защиты и автоматики	То же	Журнал учета работы по нарядам и распоряжениям	Журнал или картотека дефектов и неполадок с оборудованием
Начальник смен тепловых цехов	Оперативная исполнительная схема основных трубопроводов	То же	Журнал распоряжений	Журнал учета работы по нарядам и распоряжениям	Журнал или картотека дефектов и неполадок с оборудованием
Начальник смены цеха тепловой автоматики	Оперативный журнал	Журнал технологических защит и автоматики и журнал технических средств автоматической системы управления	Карта установок технологических защит и сигнализации и карты заданий авторегуляторам	Журнал распоряжений	Журнал учета работы по нарядам и распоряжениям	Журнал или картотека дефектов и неполадок с оборудованием
Начальник смены химического цеха	Оперативная исполнительная схема химводоочистки	Оперативный журнал	Журнал распоряжений	Журнал учета работы по нарядам и распоряжениям	Журнал или картотека дефектов и неполадок с оборудованием
Диспетчер электросети	Суточная оперативная исполнительная схема (схема-макет)	Оперативный журнал	Журнал или картотека заявок на вывод из работы оборудования, находящегося в управлении и в ведении диспетчера энергосистемы	Журнал релейной защиты, автоматики и телемеханики	Карты установок релейной защиты и автоматики	Журнал распоряжений
Дежурный подстанции с постоянным дежурством, диспетчер районной электросети	Суточная оперативная исполнительная схема или схема-макет	То же	Журнал заявок на вывод из работы оборудования	То же	То же	То же	Журнал дефектов и неполадок с оборудованием
Диспетчер теплосети	Оперативная исполнительная схема трубопроводов	То же	То же	Температурные и пьезометрические графики работы сетей	Журнал распоряжений	Журнал дефектов и неполадок с оборудованием
Дежурный инженер района тепловой сети	Суточная оперативная исполнительная схема	То же	То же			То же	Журнал учета работ по нарядам и распоряжениям

Приложение 2 к Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей

Допустимые значения вибрации при длительной работе
гидроагрегата

1. В зависимости от частоты вращения ротора

размах горизонтальной вибрации (двойная амплитуда) корпуса

турбинного подшипника, а также размах горизонтальной вибрации верхней

и нижней крестовин генератора, если на них расположены направляющие

подшипники:

Частота вращения ротора гидроагрегата, об/мин	60 и менее	150	300	428	600
Допустимое значение вибрации, мм	0,18	0,16	0,12	0,10	0,08

2. В зависимости от частоты вибрации

размах вертикальной вибрации крышки турбины, опорного конуса

или грузонесущей крестовины генератора:

Частота вибрации, Гц	менее 3	6	10	16	30	более 30
Допустимый размах вибрации, мм	0,18	0,15	0,12	0,08	0,06	0,04

3. Биение вала гидроагрегата не должно превышать значений,

указанных в инструкции по эксплуатации гидроагрегата.

Приложение 3 к Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей

Температура пылегазовоздушной смеси, ⁰С

Топливо	Установка с прямым вдуванием, за сепаратором при сушке				Установка с пылевым бункером, при сушке
	Воздухом		Дымовыми газами
	Системы с молотковыми мельницами	Системы со среднеходными мельницами	Системы с молотковыми мельницами	Системы с мельницами – вентиляторами	Воздухом*	Дымовыми газами**
Экибастузский уголь	210	150	-	-	130	150
Другие каменные угли	130	130	180	-	70	130
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 шаровых барабанных мельниц – температура смеси за мельницей, при других типах мельниц – за сепаратором.

Приложение 4 к Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей

Присосы воздуха в системы пылеприготовления, %

Расход сушильного агента, тыс. м3/ч	Системы пылеприготовления с бункером пыли при сушке				Системы пылеприготовления прямого вдувания с мельницами-вентиляторами при газовоздушной сушке
	Воздушной и газовоздушной в случае установки перед мельницами дымососов рециркуляции		Газовоздушной с забором газов из газоходов за счет разрежения, создаваемого мельничным вентилятором
	с шаровыми барабанными мельницами	с мельницами других типов	с шаровыми барабанными мельницами	с мельницами других типов
До 50	30	25	40	35	40
51-100	25	20	35	30	35
101-150	22	17	32	27	30
свыше 150	20	15	30	25	25

Приложение 5 к Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей

Температурный режим барабана котла

Скорость прогрева при растопке котла, ⁰С/10 мин...............30

Скорость охлаждения при останове котла, ⁰С/10 мин.............20

Перепад температур при растопке котла, ⁰С.....................60

Перепад температур при останове котла, ⁰С.....................80

Приложение 6 к Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей

Показатели температуры воздуха, ⁰С, поступающего
в воздухонагреватель

Вид топлива	Воздухоподогреватель
	трубчатый	регенеративный
Бурые угли (Snp<0,4%), торф, сланцы	50	55
Бурые угли (Snp<0,4%), торф, сланцы	30	30
Экибастузский уголь (S пр<0,4%)	50	55
Бурый уголь (Sпр>0,4%)	80	60
Каменный уголь (Sпр >0,4%)	60	50
Мазут с содержанием серы более 0,5	110	70
Мазут с содержанием серы 0,5 % и менее	90	50

Приложение 7 к Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей

Параметры эксплуатируемых турбин, выпущенных ранее
1 января 1991 г. (в том числе, иностранных фирм)

Степень неравномерности регулирования частоты вращения (при

номинальных параметрах пара)¹,% ...................................4-5

Местная степень неравномерности по частоте вращения, %

минимальная в любом диапазоне нагрузок, не ниже ............2,5

максимальная:

в диапазоне нагрузок до 15% N_ном, не более....................10

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

Степень нечувствительности ² по частоте вращения, %,

не более....................................................0,3

Степень нечувствительности ² регулирования давления пара в

отборах и противодавления:

при давлении в отборе (противодавлении) менее 2,5 кгс/см ² (0,25

МПа), кПа, не более................................................5%

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

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

Примечание:

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

2. Для турбин выпуска до 1950 года степень неравномерности

допускается 0,5 %

Приложение 8 к Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей

Нормы качества пара и воды
прямоточных котлов

1. Качество пара

Соединения натрия, мкг/дм ³ не более ..........................5

Кремниевая кислота, мкг/дм ³ не более ........................15

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

рН, (показатель концентрации водородных ионов), не менее....7,5

При нейтрально-кислородном водно-химическом режиме

допускается значение рН не менее 6,5

2. Качество питательной воды

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

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

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

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

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

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

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

Растворенный кислород в воде после деаэратора, мкг/ дм³, не

более..............................................................10

Значения рН при режиме:

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

гидразинном.......................................7,7+0,2

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

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

Гидразин, мкг/дм³, при режиме:

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

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

пуска и остановадо...................................3000

Содержание нефтепродуктов (до конденсатоочистки),

мкг/дм³, не более..................................................0,1

Приложение 9 к Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей

Качество насыщенного пара (в том числе и перегретого)
котлов с естественной циркуляцией

Номинальное давление за котлом,

кгс/cм² (МПа) 40 (3,9) 100 (9,8) 140 (13,8)

Содержание соединений натрия,

мкг/дм³, не более:

для государственной районной

электростанции 60 15 5

для теплоэлектроцентралей 100 25 5

Содержание кремниевой кислоты для котлов давлением 70 кгс/см²

(7 МПа) и выше на государственной районной электростанции должно быть

не более 15 мкг/дм3, на теплоэлектроцентрали – не более 25 мкг/дм3.

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

Удельная электрическая проводимость должна быть:

для котлов давлением 100 кгс/см² (9,8 МПа) не более 0,5 мкСм/см

для дегазированной пробы или 1,5 мкСм/см для Н-катионированной пробы;

для котлов давлением 140 кгс/см² (13,8 МПа) не более 0,3 мкСм/см

для дегазированной пробы или 1 мкСм/см для Н-катионированной пробы.

Приложение 10 к Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей

Качество питательной воды котлов с естественной циркуляцией ¹

Номинальное давление за котлом, кгс/см2 (МПа)	40 (3,9)	100 (9,8)	140 (13,8)
Общая жесткость, мкг-экв/дм3,
не более, для котлов:
на жидком топливе ....................	5	1	1
на других видах топлива ..............	10	3	1
Содержание соединений железа, мкг/дм3,
не более, для котлов:
на жидком топливе ....................	50	20	20
на других видах топлива ..............	100	30	20
Содержание соединений меди в воде перед деаэратором, мкг/дм 3,
не более, для котлов:
на жидком топливе ....................	10	5	5
на других видах топлива ..............	Не нормируется	5	5
Содержание растворенного кислорода
в воде после деаэратора, мкг/дм3, не более .............................	20	10	10
Содержание нефтепродуктов, мг/дм3,
не более ..........................	0,5	0,3	0,3
значение рН1 ......................	8,5-9,5	9,1+0,1	9,1+0,1
Номинальное давление за котлом, кгс/см2 (МПа) ....................	70-100(7,0-9,8)		140 (13,8)
Содержание кремниевой кислоты, мкг/дм3, не более:
для государственной районной
электростанции и отопительных теплоэлектроцентралей.............		80	30
для теплоэлектроцентралей с производственным отбором пара ....	Устанавливается теплохимическими испытаниями		60

Примечание:

¹При восполнении потерь пара и конденсата химически очищенной водой допускается повышение значения рН до 10,5.

При применении новых реагентов для корректировки воднохимического режима (ВХР) значение рН устанавливается специализированной технической организацией, определенной центральным

Приложение 11 к Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей

Качество конденсата турбин

Номинальное давление за котлом, кгс/см2 (МПа)........................	40 (3,9)	100 (9,8)	140(13,8)
Общая жесткость, мкг-экв/дм3, не более, для котлов:
на жидком топливе ..................	5	1	1
на других видах топливах ...........	10	3	1

Приложение 12 к Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей

Качество обессоленной воды для подпитки котлов

1. Прямоточных:

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

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

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

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

2. С естественной циркуляцией:

Качество обессоленной воды для подпитки котлов с естественной

циркуляцией давлением 140 кгс/см² (13,8 МПа) должно удовлетворять

следующим нормам, не более:

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

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

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

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

Приложение 13 к Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей

Качество питательной воды испарителей

Общая жесткость, мкг-экв/дм³, не более .......................30

Общая жесткость при солесодержании исходной воды

более 2000 мг/дм³, мкг-экв/дм ³, не более ....................75

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

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

Приложение 14 к Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей

Качество конденсата

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

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

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

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

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

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

Содержание нефтепродуктов, мг/дм³ ..........................0,3

Приложение 15 к Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей

Качество воды для подпитки тепловых сетей

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

Значение рН для систем теплоснабжения:

открытых ...............................................8,3-9,0²

закрытых ...............................................8,3-9,5²

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

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

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

Приложение 16 к Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей

Качество сетевой воды

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

Значение рН для систем теплоснабжения:

открытых¹ .............................................8,3-9,0 ¹

закрытых...............................................8,3-9,5 ¹

Содержание соединений железа, мг/дм³, не более,

для систем теплоснабжения:

открытых ..................................................0,3 ²

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

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

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

Содержание нефтепродуктов, мг/дм³, не более,

для систем теплоснабжения:

открытых ...................................................0,1

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

Приложение 17 к Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей

Нормативные значения И_к воды для подпитки тепловых сетей

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

Приложение 18 к Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей

Внутристанционные потери пара и конденсата

На конденсационных электростанциях.......................не более 1,0

На теплоэлектроцентралях с чисто отопительной

нагрузкой...............................................не более..1,2

На теплоэлектроцентралях с производственной или производственной

отопительной нагрузками..................................не более 1,6

Приложение 19 к Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей

Допустимая кратность перегрузки генераторов и синхронных
компенсаторов по току статора

Продолжительность перегрузки, мин, не более	Косвенное охлаждение обмотки статора	Непосредственное охлаждение обмотки статора
		Водой	Водородом
60	1,1	1,1	-
15	1,15	1,15	-
10	-	-	1,1
6	1,2	1,2	1,15
5	1,25	1,25	-
4	1,3	1,3	1,2
3	1,4	1,35	1,25
2	1,5	1,4	1,3
1	2,0	1,5	1,5

Приложение 20 к Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей

Допустимая кратность перегрузки турбогенераторов
по току ротора

Продолжительность перегрузки, мин, не более	Турбогенераторы
	Турбогенератор с форсированным водородным охлаждением ротора, кроме турбогенератора с форсированным водородным охлаждением ротора - 120-2	Турбогенератор с водородно-водяным охлаждением обмоток, Турбогенератор с водородно-водяным охлаждением (до 500 МВт включительно), Турбогенератор с форсированным водородным охлаждением ротора - 120-2
60 4 1 0,5 0,33	1,06 1,2 1,7 2,0 -	1,06 1,2 1,5 - 2,0

Приложение 21 к Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей

Минимальные периоды времени, в которых генерирующий модуль должен быть способен работать без отключения от сети

Сноска. Приложение 21 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 28.09.2020 № 335 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

Частотный диапазон	Минимальное время работы
47,0 Гц – 49,0 Гц	120 минут
49,0 Гц – 51,0 Гц	Не ограничено
51,0 Гц – 51,5 Гц	90 минут

Рисунок 1. Условия устойчивой работы ВЭС определены характеристикой "напряжение-время".

Область "А" - ГУВИЭ должна оставаться подключенной к сети и устойчиво функционировать;

Область "В" - ГУВИЭ должна оставаться подключенной к сети и обеспечивать максимальную поддержку напряжения путем генерирования контролируемого объема реактивной мощности;

Область "С" - разрешено отключение ГУВИЭ от сети.

Рисунок 2. Зависимость регулировочного диапазона по реактивной мощности СЭС от ее фактической генерации.

где,

Ринв.max – суммарная максимальная активная мощность всех инверторных преобразователей СЭС;

Q – генерируемая/потребляемая реактивная мощность.

Рисунок 3. Зависимость регулировочного диапазона по реактивной мощности СЭС от фактического напряжения в точке подключения.

Приложение 22 к Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей

Вертикальная и поперечная составляющие вибрации,
измеренные на подшипниках электродвигателей,
сочлененных с механизмами

1. Нормы вибрации:
Синхронная частота вращения, об/мин	3000	1500	1000	и менее 750
Удвоенная амплитуда колебаний подшипников, мкм	30	60	80	не выше 95
2. Нормы повышенной вибрации при удвоенной амплитуде колебаний:
Синхронная частота вращения, об/мин	3000	1500	1000	и менее 750
Удвоенная амплитуда колебаний подшипников, мкм	50	100	130	не выше 160

Приложение 23 к Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей

Нормы кратковременной перегрузки трансформаторов сверх
номинального тока

Масляные трансформаторы
Перегрузка по току, %	30	45	60	75	100
Длительность перегрузки, мин	120	80	45	20	10
Сухие трансформаторы
Перегрузка по току, %	20	30	40	50	60
Длительность перегрузки, мин	60	45	32	18	5

Допустимые перегрузки сухих трансформаторов устанавливаются

заводской инструкцией.

Приложение 24 к Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей

Осмотры кабельных линий
(периодичность осмотра кабельных линий, не реже одного раз в
___ месяцев)

Напряжение кабеля, кВ	до 35	110-500
Трассы кабелей, проложенных в земле......	3	1
Трассы кабелей, проложенных под усовершенствованным покрытием на территории городов..................................	12	-
Трассы кабелей, проложенных в коллекторах, туннелях, шахтах и по железнодорожным мостам...................................	6	3
Подпитывающие пункты при наличии сигнализации давления масла (при отсутствии сигнализации – по местным инструкциям) ............................	-	1
Кабельные колодцы........................	24	3

Приложение 25 к Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей

Компенсация емкостного тока

Номинальное напряжение сети, кВ	6	10	15-20	35 и выше
Емкостный ток замыкания на землю, Ампер	30	20	15	10

Приложение 26 к Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей

Допустимое повышение напряжения промышленной
частоты оборудования в электросетях 110-750 кВ

Оборудование	Номинальное напряжение, кВ	Допустимое повышение напряжения при длительности воздействия, секунд
		1200	20	1	0,1
Силовые трансформаторы и автотрансформаторы1	110-150	1,10 1,10	1,25 1,25	1,90 1,50	2,00 1,58
Шунтирующие реакторы и электромагнитные трансформаторы	110-330	1,15 1,15	1,35 1,35	2,00 9,00	2,10 1,58
напряжения	500	1,15 1,15	1,35 1,35	2,00 1,50	2,08 1,58
Коммутационные аппараты2, емкостные трансформаторы напряжения, трансформаторы тока, конденсаторы связи и шинные опоры	110-500	1,15 1,15	1,60 1,60	2.20 1,70	2,40 1,80
Вентильные разрядники всех типов	110-220	1,15	1,35	1,38	-
Вентильные разрядники типа РВМГ	330-500	1,15	1,35	1,38	-
Вентильные разрядники типа РВМК	330-500	1,15	1,35	1,45	-
Вентильные разрядники типа РВМК-П	330-500	1,15	1,35	1,70	-
Силовые трансформаторы и автотрансформаторы1	750	1,10	1,25	1,67	1,76
Шунтирующие реакторы, коммутационные аппараты2, трансформаторы напряжения и тока, конденсаторы связи и шинные опоры	750	1,10	1,30	1,88	1,98
Вентильные разрядники	750	1,15	1,36	1,40	-
Ограничители перенапряжений нелинейные	110-220 330-750	1,39 1,26	1,50 1,35	1,65 1,52	- -

¹ Независимо от значений, указанных в таблице, по условию нагрева магнитопровода повышение напряжения в долях номинального напряжения установленного ответвления обмотки должно быть ограничено при 1200 с до 1,15, при 20 с - до 1,3.

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

В числителях приложения 26 к настоящим Правилам указаны значения для изоляции "фаза-земля" в долях амплитуды наибольшего рабочего фазного напряжения, в знаменателях – для изоляции "фаза-фаза" в долях амплитуды наибольшего рабочего междуфазного напряжения.

Значения для изоляции "фаза-фаза" относятся только к трехфазным силовым трансформаторам, шунтирующим реакторам и электромагнитным трансформаторам напряжения, а также к аппаратам в трехполюсном исполнении при расположении трех полюсов в одном баке или на одной раме. При этом для аппаратов значения 1,6; 1,7 и 1,8 относятся только к внешней междуфазной изоляции аппаратов 110, 150 и 220 кВ.

При длительности температуры (t) повышения напряжения, промежуточной между двумя значениями, приведенными в приложении 26 к настоящим Правилам, допустимое повышение напряжения равно указанному для большего из этих двух значений длительности. При 0,1<t<0,5 с допускается повышение напряжения, равное U_lc+0,3(U_0,1c–U_1с), где U_0,1c и U_1с допустимые повышения напряжения при длительности соответственно 1 и 0,1 секунды.

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

Количество повышений напряжения продолжительностью 1200 секунд должно быть не более 50 в течение 1 года. Количество повышений напряжения продолжительностью 20 секунд должно быть не более 100 за срок службы электрооборудования, указанный в государственном стандарте, или за 25 лет, если срок службы не указан. При этом количество повышений напряжения длительностью 20 секунд должно быть не более 15 в течение 1 года и не более 2 в течение 1 суток.

Промежуток времени между двумя повышениями напряжения длительностью 1200 секунд и 20 секунд должен быть не менее 1 часа.

Если повышение напряжения длительностью 1200 секунд имело место два раза (с часовым интервалом), то в течение ближайших 24 часов повышение напряжения в третий раз допускается лишь в случае, если это требуется ввиду аварийной ситуации, но не ранее чем через 4 часа.

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

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

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

Электр станциялары мен желілерін техникалық пайдалану қағидаларын бекіту туралы

Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 30 наурыздағы № 247 бұйрығы. Қазақстан Республикасының Әділет министрлігінде 2015 жылы 15 мамырда № 11066 тіркелді.

"Электр энергетикасы туралы" 2004 жылғы 9 шілдедегі Қазақстан Республикасының Заңы 5-бабының 10) тармақшасына сәйкес БҰЙЫРАМЫН:

1. Қоса беріліп отырған Электр станциялары мен желілерін техникалық пайдалану қағидалары бекітілсін.

2. Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігінің Электр энергетикасы департаменті Қазақстан Республикасының заңнамасында белгіленген тәртіппен:

1) осы бұйрықтың Қазақстан Республикасының Әділет министрлігінде мемлекеттік тіркелуін;

2) осы бұйрық Қазақстан Республикасының Әділет министрлігінде мемлекеттік тіркелгенінен кейін оның көшірмесін күнтізбелік он күн ішінде мерзімді баспасөз басылымдарында және "Әділет" ақпараттық-құқықтық жүйесінде ресми жариялауға жіберілуін;

3) осы бұйрықтың Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігінің ресми интернет-ресурсында және мемлекеттік органдардың интранет-порталында жариялануын;

4) осы бұйрықты Қазақстан Республикасы Әділет министрлігінде мемлекеттік тіркегеннен кейін он жұмыс күні ішінде Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігінің Заң қызметі департаментіне осы тармақтың 2) және 3) тармақшаларымен көзделген іс-шаралардың орындалуы туралы мәліметтерді ұсынуды қамтамасыз етсін.

3. Осы бұйрықтың орындалуын бақылау жетекшілік ететін Қазақстан Республикасы Энергетика вице-министріне жүктелсін.

4. Осы бұйрық алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі.

Қазақстан Республикасының Энергетика министрі

В. Школьник

"КЕЛІСІЛГЕН"

Қазақстан Республикасының

Инвестициялар және даму министрі

____________ Ә. Исекешев

2015 жылғы "____"________

"КЕЛІСІЛГЕН"

Қазақстан Республикасының

Ішкі істер министрі

____________ Қ. Қасымов

2015 жылғы 7 сәуір

Қазақстан Республикасы Энергетики министрінің 2015 жылғы 30 наурыздағы № 247 бұйрығымен бекітілген

Электр станциялары мен желілерін техникалық пайдалану қағидалары

1-тарау. Жалпы ережелер

Ескерту. 1-тараудың тақырыбы жаңа редакцияда – ҚР Энергетика министрінің 28.09.2020 № 335 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

1. Осы Электр станциялары мен желілерін техникалық пайдалану Қағидалары (бұдан әрі – Қағидалар) Қазақстан Республикасының "Электр энергетикасы туралы" 2004 жылғы 9 шілдедегі Заңы (бұдан әрі - Заң) 5-бабының 10) тармақшасына сәйкес әзірленген және электр станциялары мен желілерін техникалық пайдаланудың тәртібін анықтайды.

2. Осы Қағидалар Қазақстан Республикасының қолданыстағы және қайта құрылатын электр станцияларының, электр және жылу желілерінің электр қондырғыларын пайдаланумен, жөндеумен, құрастырумен, қалпына келтірумен және сынаулармен байланысты қызметкерлерге (бұдан әрі – Сала жұмыскерлері) қолданылады.

3. Осы Қағидаларда мынадай негізгі ұғымдар қолданылады:

1) ағымдағы жөндеу – жабдықтың (қондарғының) қалыпты пайдаланылуына кедергі келтіретін және оларды жұмыс істеп тұрған жабдықта жою мүмкін емес, анықталған ақауларды жою үшін орындалатын жөндеу жұмыстары;

2) жергiлiктi нұсқау –кәсiпорын аясында пайдалану үшiн әзірленген және энергетикалық объектiлердiң басшылығымен бекiтiлетiн нұсқаулық;

3) жылу желiсi – жылу энергиясын жеткізу үшін бағытталған сорғы станцияларының, жылыту пункттерінің, құбырлар мен арматуралардың жиынтығы;

4) жөндеу – жабдықтың жарамдылығын немесе жұмысқа қабілеттілігін қалпына келтіру және оның құрылымдық бөлшектерінің ресурстарын қалпына келтіру жөніндегі операциялар кешені;

5) күрделі жөндеу – жабдықтың кез келген, оған қоса негізгі бөлшектерін ауыстыру немесе қалпына келтіру, жөнделген бөлшектерді және тұтас жабдықты тексеру және реттеу, тозған құрылыстар мен желі учаскелерін ауыстыру немесе қалпына келтіру, немесе оларды одан беріктеу және үнемдеулеріне ауыстыру жолымен энергетикалық жабдықтың немесе желінің жарамдылығын және ресурстарын қалпына келтіру мақсатында жүзеге асырылатын жоспарлы жөндеу жұмыстары;

6) қазандық – құрылыс бөлімін қамтитын, жылу энергиясын өндіру үшін арналған энергетикалық объект, энергияны қайта құру үшін жабдық және қажетті қосалқы жабдық;

7) су электр станциясы – су ағынының энергиясын энергия көзі ретінде пайдаланатын электр станциясы;

8) электр станциясы – құрылыс бөлімін қамтитын, жылу және электр энергиясын өндіру үшін арналған энергетикалық объект, энергияны қайта құру үшін жабдық және қажетті қосалқы жабдық.

Негізгі Қағидада қолданылатын басқа түсініктер, электроэнергетика саласында Қазақстан Республикасының заңнамасымен сәйкес қолданылады.

2-тарау. Пайдалануды ұйымдастыру

Ескерту. 2-тараудың тақырыбы жаңа редакцияда – ҚР Энергетика министрінің 28.09.2020 № 335 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

Параграф 1. Міндеттері мен ұйымдастырушылық құрылым

4. Электр станцияларының, қазандықтардың, электр және жылу желілерінің негізгі міндеттері электр және жылу энергиясын өндіру, бөлу және тұтынушыларға босату (бұдан әрі – энергия өндірісі) негізгі тапсырмалары болып табылады.

Ескерту. 4-тармақ жаңа редакцияда – ҚР Энергетика министрінің 28.09.2020 № 335 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

5. Энергия өндірісінің негізгі технологиялық буындары жалпы режимдер және орталықтандырылған жедел - диспетчерлік басқару тұтастығымен байланысты энергия өндіруші ұйымдар (электр станциялары, қазандықтар), энергия жеткізуші ұйымдар (электр және жылу желілері), (бұдан әрі – энергия объектілері) болып табылады.

6. Сала қызметкерлерінің негізгі функционалдық міндеттері:

1) тұтынушыларды энергиямен жабдықтаудың келісім шарттарын сақтау;

2) шығарылатын энергияның қалыпты сапасын қолдау – электр тогының стандартты жиілігі мен кернеуі, жылу тасымалдағышының қысымы мен температурасы;

3) жедел - диспетчерлік тәртіпті сақтау;

4) жабдықтарды, ғимараттар мен құрылыстарды пайдалануға дайын күйінде ұстау;

5) энергия өндірісінің және үнемділіктің ең жоғары сенімділігін энергияны үнемдеу жөніндегі заңнамаға және осы Қағидаларға толық сәйкестілігімен қамтамасыз ету;

6) жабдықтар мен ғимараттарды пайдалану үдерісінде өнеркәсіп және өрт қауіпсіздігі талаптарын сақтау;

7) қауіпсіздік және еңбекті қорғау жөніндегі заңнамалардың талаптарын орындау;

8) адамдар мен қоршаған ортаға өндірістің зиянды ықпалын төмендету;

9) ғылыми-техникалық өрлеу жетістіктерін энергия объектілердің үнемділігін, сенімділігін, қауіпсіздігін арттыру және экологиялық жай-күйін жақсарту мақсаттарында пайдалану.

7. Әрбір энергия объектілерде құрылымдық бөлімшелер арасында жабдықтарға, ғимараттарға, құрылыстар мен коммуникацияға қызмет көрсету бойынша қызметтері бөлінеді.

8. Саланың әрбір қызметкері өзіне энергия өндірудің ерекшеліктерін нақты білуі, еңбек және техникалық тәртібін, еңбек тәртібінің ережесін қатаң сақтауы, жұмыс орнын таза және тәртіпте күтіп ұстайды.

9. Қызметкерлер білімін дайындау және бақылау тәртібін Заңның 5 бабы 24) тармақшасына сәйкес бекітілетін Энергетикалық ұйым басшылары мен мамандарын аттестаттаудан өткізу қағидасына сәйкес жүзеге асырылады.

Параграф 2. Электр станциялары мен желілер жұмыстарының тиімділігін бақылау

10. Қуаты 10 мегаватт (бұдан әрі – МВт) және одан астам әрбір жылу электр станциясында, қуаты 30 МВт және одан астам су электр станциясында, жылу өнімділігі 50 гигакаллория сағатқа (бұдан әрі – Гкал/сағ) (209,5 гигаджоулей сағатқа (бұдан әрі – Гдж/сағ) және одан астам әрбір аудандық қазандықта электр және жылу жүктемесіне абсолюттік немесе салыстырмалы есептеудегі оның жұмысының техникалық-экономикалық көрсеткіштерінің тәуелділігін белгілейтін жабдықтардың энергетикалық сипаттамасы әзірленеді. Бұдан басқа жылу электр станцияларында және аудандық қазандықта шығарылған электр және жылу энергиясы үшін отынның атаулы меншікті шығысының, ал су электр станцияларында шығарылған электр энергиясы үшін нормативтік меншікті шығысының кестесі әзірленеді.

Параграф 3. Жабдық пен құрылыстарды пайдалануға қабылдау

11. Энергия объектіні (іске қосу кешенін) пайдалануға қабылдау алдында мыналар жүргізіледі:

1) негізгі және қосымша жабдықты сынамалы іске қосумен аяқталатын, жабдықты жеке сынаулар және жеке жүйелерді функционалды сынаулар.

2) жабдықты кешенді сынап көру.

Ғимараттар мен құрылыстарды салу және құрастыру кезінде жабдықтың торабы мен құрылыстарды, сондай-ақ жасырын жұмыстарды аралық қабылдау жүргізу қажет.

12. Жабдық пен жеке жүйелерді жеке және функционалды сынаулар осы торап бойынша барлық құрылыс және монтаж жұмыстары аяқталғаннан кейін жобалық сызбалар бойынша тапсырыс берушінің қызметшілерін тарта отырып бас мердігермен жүргізіледі. Жеке және функционалды сынаулар алдында осы Қағидалардың, құрылыс нормалары мен қағидалардың (бұдан әрі – ҚНжҚ), мемлекеттік стандарттардың (бұдан әрі – МЕМСТ), оған қоса еңбек қауіпсіздігі стандарттары жүйесінің (бұдан әрі – ЕҚСЖ), технологиялық жобалау нормаларының, электр энергетикасы, энергия үнемдеу және энергия тиімділігін арттыру салаларындағы заңнаманың, Заңның 5-бабы 17) тармақшасына сәйкес бекітілетін Электр қондырғыларын пайдалану кезіндегі қауіпсіздік техникасы қағидаларының, Заңның 5-бабы 29) тармақшасына сәйкес бекітілетін Энергетикалық кәсіпорындар үшін өрт қауіпсіздігі қағидаларының нормалары мен талаптарының, жабдық монтаждау бойынша өндіруші зауыттардың көрсеткіштері мен нұсқауларының орындалуы тексеріледі.

13. Құрылыс пен монтаж барысында келтірілген ақаулар мен аяқталмаған жұмыстар, сондай-ақ жеке және функционалды сынаулар үдерісінде анықталған жабдықтың ақаулары құрылыс, монтаж мекемелерімен және өндіруші зауыттармен сынап көру басталғанға дейін жойылады.

14. Кешенді сынап көруге дейінгі энергия блоктарын сынамалы іске қосулар тапсырыс берушімен жүргізіледі. Сынамалы іске қосу кезінде жабдық пен технологиялық сызбалардың жұмысқа қабілеттілігі, оларды пайдалану қауіпсіздігі тексеріледі, барлық бақылау және басқару жүйелерін, соның ішінде автоматты реттеушілерді, қорғау және оқшаулау жабдықтарын, сигнал беру жабдықтарын және бақылау-өлшеу аспаптарын тексеру және күйге келтіру жүзеге асырылады; кешенді сынап көруге жабдықтың даярлығы тексеріледі.

Сынамалы іске қосу алдында энергия объектіні сенімді және қауіпсіз пайдалану үшін:

1) пайдаланатын және жөндейтін қызметшілер жинақталады және оқытылады (білімдері тексеріліп);

2) пайдалану нұсқаулықтары, еңбек қауіпсіздігі мен қорғау жөніндегі нұсқаулық және жедел сызбалар, есепке алу және есептілік жөніндегі техникалық құжаттама әзірленеді және ұйымның техникалық жетекшісімен бекітіледі;

3) диспетчерлік және технологиялық басқару құралдары (бұдан әрі – ДТБҚ) байланыс желілерімен қоса, өрт сигнал беру және өрт өшіру, авариялық жарықтандыру, желдету жүйелері енгізіледі;

4) бақылау мен басқару жүйелері жөнделуі және күйге келтіріледі;

5) отын, реагент, материалдар, құралдар қоры дайындалады.

15. Кешенді сынап көруді тапсырыс беруші жүргізеді.

Оны желіге немесе жүктемеге қосу сәті энергия қондырғысын кешенді сынап көрудің бастамасы болып саналады.

Жобамен қарастырылмаған сызбалар бойынша жабдықты кешенді сынап көруге өткізілмейді.

Күрделі жөндеуден өткен электр станцияларының жабдығы 48 сағат ішінде жүктемемен қабылдау - тапсыру сынағына жатады. Шектеулі су ресурстары кезіндегі ең жоғары режимде жұмыс істейтін су электр станциясы (бұдан әрі – СЭС) үшін жүктеме мен сынаулар сомалық өндірілуі 24 сағатпен бірнеше күнге созылуы мүмкін.

72 сағат ішінде, негізгі отын арқылы номиналды жүктемемен және будың жобалық параметрлерімен (газ турбиналы жабдықтар (бұдан әрі – ГТЖ) үшін - газ) негізгі жабдықтың қалыпты және үздіксіз жұмысы жағдайы кезінде жабдығын кешенді сынап көру өткізілген деп саналады:

1) номиналды жүктемемен және будың жобалық параметрлерімен негізгі отында электр станциялары мен қазандықтар үшін;

2) жылу электр станциялары үшін, судың қысымымен және шығынымен;

3) СЭС үшін, параметрлер мен іске қосу жиынтығында көзделген және іске қосу кешеніне кіретін барлық қосымша жабдықтың тұрақты немесе кезекпен жұмыс істеуі кезінде.

Қосалқы станциялар жабдығының – 72 сағат ішінде, ал электр беру желілерінің 24 сағат ішінде жүктемемен қалыпты және үздіксіз жұмыс істеу жағдайы кезінде электр желілерінде кешенді сынап көру жүргізілген деп саналады.

24 сағат ішінде жоба құжаттарымен көзделген номиналды қысыммен жабдықтың жүктемемен қалыпты және үздіксіз жұмыс істеу жағдайы кезінде жылу желілерінде кешенді сынап көру жүргізілген деп саналады.

Бұдан басқа ГТҚ үшін – 10 іске қосуды табысты жүргізу, ал СЭС су агрегаттары және су шоғырланушы электр станциялары (бұдан әрі – СШЭС) үшін 3 автоматты іске қосу кешенді сынап көрудің міндетті талабы болып табылады.

Кешенді сынап көру кезінде жобамен көзделген, режимдік күйге келтіруді талап етпейтін бақылау-өлшеу, оқшаулау аспаптары, сигнал беру және қашықтықтан басқару, қорғау және автоматты реттеу жабдықтары қосылады.

Егер кешенді сынап көруді негізгі отын негізінде жүргізу мүмкін болмаса немесе жылу электр станциясы үшін (ГТЖ үшін - газдың) – номиналды жүктемеге және будың жобалық параметрлеріне, СЭС үшін – қысым мен шығынға немесе кіші станцияда жүктемеге, бірлескен немесе жеке сынап көру кезінде электр беру желілеріне және жылу желілері үшін жылу жеткізуші параметрлеріне іске қосу кешенімен көзделген жұмыстардың орындалмауымен байланысты емес, кез келген себептерге байланысты қол жеткізу мүмкін болмаса, қабылдау комиссиясымен кешенді сынап көруді резервті отын негізінде жүргізу жөніндегі шешім қабылданады және шекті параметрлер мен жүктемелер белгіленеді, және іске қосу кешенін пайдалануға қабылдау актісінде жазылады.

16. Қабылдау комиссиясымен іске қосу кешендерін, кезектерді немесе тұтас энергия объектіні пайдалануға қабылдау жүргізіледі.

17. Ақаулары, аяқталмаған жұмыстары бар жабдықты, ғимараттар мен құрылыстарды пайдалануға қабылдауға рұқсат берілмейді.

Кешенді сынап көруден және анықталған ақаулар жойылып және аяқталмаған жұмыстар толық жүргізілгеннен кейін қабылдау комиссиясы жабдықты, оған қоса оған қатысты ғимараттар мен құрылыстарды пайдалануға қабылдау актісін ресімдейді.

Қабылдау комиссиясы сериялық жабдықты игеру кезеңінің ұзақтығын белгілейді, осы уақыт ішінде қажетті сынаулар, күйге келтіру және енгізуге дейінгі жұмыстар аяқталуы және жобалық көрсеткіштермен жабдықты пайдалану қамтамасыз етіледі. Игеру кезеңінің ұзақтығы қолданыстағы жобалық қуаттылықтарды игеру ұзақтығының нормаларында көрсетілген мерзімдерден аспайды. Жабдықтың негізгі үлгілері үшін игеру мерзімі осы жабдықты жеткізіп енгізу, күйге келтіру және игеру жөніндегі жұмыстардың үйлестіру жоспарына сәйкес тапсырыс берушімен (инвесторлармен) белгіленеді.

18. Тапсырыс беруші қолданыстағы ҚНжҚ және салалық қабылдау ережелерінде көзделген көлемде жұмыс комиссиясымен дайындалған құжаттаманы қабылдау комиссиясына ұсынады.

19. Тәжірибелік (экспериментальды), тәжірибелік-өнеркәсіптік энергиялық-технологиялық қондырғылар, егер олар тәжірибелерді жүргізуге немесе жобамен көзделген өнімді шығаруға дайындалса, қабылдау комиссиясымен пайдалануға қабылданады.

20. Барлық гидротехникалық құрылыстардың (бақылау өлшеу аппаратурасы мен жабдығын салумен қоса), сондай-ақ кеме өткізу және балық өткізу жабдықтарының жеткізуші бөлігі іске қосу кешенінің көлемінде орындалады және оларды су басқанға дейін жұмыс комиссиясымен қабылданады. Энергия объектіні тұтас пайдалануға қабылдау кезінде толық жобалық көлемде оларды түпкілікті қабылдау жүргізіледі. Қазаншұңқырды суға батыруға және өзендердің арнасын тоқтатуға (су электр станциялары үшін) рұқсатты қоршаған ортаны қорғау саласындағы уәкілетті орган береді.

21. Актіге қабылдау комиссиясы қол қойған күні объектіні пайдалануға енгізу күні болып саналады.

Параграф 4. Техникалық қызмет көрсету, жөндеу және жетілдіру

22. Әрбір энергия объектіде техникалық қызмет көрсету, жоспарлы жөндеу жабдықты, ғимаратты, қырылысты жетілдіру және энерго қондырғыларды қатынасы.

23. Электр энергетиксы кәсіпорындарының персоналы үш топқа бөлінеді:

1) пайдаланушы персонал – жүйенің және энергия қондырғының жұмыс режимін басқаруды ұйымдастыратын және жүргізетін, қызмет көрсететін, жөндейтін, монтаждайтын, қалыптайтын қызметкерлер санаты;

2) пайдаланбайтын персонал – "пайдаланушы персонал" анықтамасына жатпайтын, жұмыс орыны қолданыстағы энергия қондырғы аймағында болмайтын және болуы мүмкін емес, энергия қондырғы аймағында қызмет көрсетумен, сынаумен, монтажбен, жабдықты қалыптау және жөндеумен, аспаптарды қолданумен, шикізат пен материалдарды қолдану және сақтаумен байланысы жоқ қызметкерлер санаты. Ол өзіне әкімшілік персоналды және қосымша персоналды қосады.

3) инсперкторлық персонал – энергия қондырғыладың техникалық жай-күйін және оларда жұмыс жүргізуді ұйымдастыруды қадағалау бойынша мідеттер атқаратын қызметкерлер санаты.

Пайдаланушы персонал төрт:

1) электр техникалық;

2) жылу техникалық;

3) гидротехникалық;

4) электр технологиялық, әкімшілік-техникалық, кезекші, жедел-жөдеуші, жөндеушіні қосатын топқа бөлінеді.

24. Жабдық, ғимарат және құрылысының техникалық жағдайына бақылау, пайдалану көрсеткіштерінің көрсетілген тұрақтылығын қамтамасыз ететін, дайындау жұмыстары орындау толықтығы, жоспарланған жөндеу жұмыстары көлемін қосалқы бөліктерімен және материалдармен уақытылы қамтамасыз ету, жөндеу жұмысы көлемін орындау, сонымен қатар жөндеу жұмыстарының сапасына және орындауды мерзімдері мен сапасына энергия объектілер басшыларына жүктеледі.

25. Техникалық қызмет көрсету және энергия объектілерді жөндеуді басқару құрылымы дайындау және өндеу бойынша тиісті бөлімшелерді ұйымдастыру жолымен функцияларды және орындаушыларды бөлу қарастырылады.

26. Зиянды заттармен, қауіпті және жағымсыз өндірістік факторлармен жұмыс жасайтын ұйым қызметкерлері белгіленген тәртіппен алдын ала (жұмысқа тұрған кезде) және мерзімді (қызмет ету барысында) міндетті медициналық тексеру өтулері қажет.

27. Техникалық қызмет көрсету және жоспарлы жөндеу көлемі қондырғылардың жөнді және жұмысқа қабілетті жағдайын қолдау қажеттілігімен, ғимараттар мен құрылыстардың, олардың нақты жағдайын және нұсқаулық талаптарын ескере отырып анықталады.

28. Электро станцияның негізгі жабдықтың, ғимарат пен құрылыстың, желілер мен қазандардың барлық жөндеу түрлеріне жоспарлы және жылдық кестелер құрастырылады.

Қазақстанның жүйелік операторды енгізу және жедел басқаруда орналасқан, жабдықтар мен ғимараттарды жөндеу кестесі Қазақстанның жүйелік операторымен бекітіледі.Қосымша құрылғыға энергия объектінің техникалық басшысымен бекітілетін, жөндеудің жылдық және айлық кестелері құрастырылады.

29. Қондырғының осы түріне жөндеу жүргізу жөндеудің барлық түрлерінің мерзімділігі мен ұзақтығы ұйымның техникалық жетекшісімен бекітілетін нұсқаулықтарда белгіленеді.

30. Күрделі және орташа жөндеу жұмыстарынан өткен кернеуі 35 киловольт (әрі қарай – кВ) және одан жоғары электр станциялары, қосалқы станциялардың құралы 48 сағат ішінде, жылу желілерінің құралдары – 24 сағат ішінде жүктемеде қабылдау-тапсыру сынамаларына жатады.

31. Күрделі және ағымдағы жөндеу жұмыстарының аяқталу уақыты:

1) көлденең байланыстары, гидроагрегаттар мен трансформаторы бар жылу электр станцияларының бу турбиналары (бұдан әрі – ЖЭС), энергия блоктары үшін – генераторды (трансформаторды) желіге қосу уақыты;

2) көлденең байланыстары бар ЖЭС бу қазандықтары үшін – қазандықты жаңа будың станциялық құбырына қосу уақыты;

3) екі корпусты қазандықтары бар энергия блоктар үшін (дубль – блок) – энергия блогын қазандықтың бір корпусының жүктемесімен қосу уақытысы; егер жөндеуде кешігу жөндеу кестесінде қарастырылмаса, мұнда қазандықтың екінші корпусын жағу және қосу энергия блогының жүктелу кестесіне сәйкес жүргізілуі керек;

4) жылу желілеріне үшін – желіні қосу және онда желілік судың айналымын орнату;

5) электр желілері үшін – егер қосу кезінде кернеу себебінен тоқтап қалу орын алмаса, желіге қосылу сәті;

6) кернеуді түсірмей жөндеу жұмыстары кезінде – жұмыс жүргізетін басшының кезекші диспетчерге олардың аяқталуы туралы хабарлау сәті.

Егер қабылдау-тапсыру сынамалары ішінде атаулы жүктемесі бар құралдың жұмысына кедергі келтіретін, тез арада тоқтауды қажет ететін ақаулықтар анықталса, онда жөндеу осы ақаулықтар жойылғанға және қайтадан қабылдау-тапсыру сынамаларын жүргізгенге дейін аяқталмаған деп саналады.

Қабылдау-тапсыру сынамалары үдерісінде туындаған қалыпты жұмысты бұзатын құралдың жекелеген құрама бөліктерінің қалыпты жұмыс істеуін бұзушылықта тез арада тоқтау қажет етілмесе, қабылдау-тапсыру сынамаларын жалғастыру мәселесі бұзылудың сипатына байланысты энергия объектінің техникалық басшысы жөндеуді орындаушының келісімі бойынша жүргізеді. Мұнда анықталған ақаулықтарды жөндеуді орындаушы энергия объектімен келісілген мерзімде жояды.

Егер жүктемеде тұрған құралдың қабылдау-тапсыру сынамалары ақаулықтарды жою үшін тоқтаса, онда жөндеу аяқталған уақыты болып жүктемеде тұрған құралды соңғы сынамасының уақыты саналады.

32. жөндеудің техникалық-экономикалық көрсеткіштеріне және құралдардың, ғимараттар мен құрылымдардың техникалық қызмет көрсетуін энергия объектілер қызметкерлері жүйелі есепке алуды жүргізеді.

33. Энергия объектілерде құралдың техникалық жарамды жай-күйін қолдауға қажетті жөндеу-пайдалану базалары жабдықталуы керек.

34. Энергия объектілердің жабдықтарына стационарлық және түгендеу жүк көтеретін машиналар және жөндеу тетікті құралдары бас корпуста, қосымша ғимараттарда және құрылымдарда қызмет көрсетуі керек.

35. Уақытылы және сапалы жұмыс жүргізу үшін энергия объектілер, жөндеу және жөндеу –реттеу ұйымдары жөндеу құжаттамасымен, құралдармен және жөндеу жұмыстарына арналған құралдармен жабдықталуы керек.

36. Энергия объектілер жоспарланған жөндеудің көлемдерін уақытылы қамтамасыз ету үшін тораптар мен жабдықтардың қосалқы бөліктердің пайдалану (апаттық) қорлары, материалдар және ауысу қоры болуы керек.

Қоймаға келетін кіретін бақылау ұйымдастырылуы керек және қоймадағы, цехтағы немесе энергия объектінің учаскелеріндегі барлық қосалқы бөлшектерді есепке алу; олардың жай-күйі мен сақталу жағдайлары әр кезең сайын тексерілуі керек.

Қосалқы бөліктерді және жабдықтарды сақтау базаларында олардың сақталуы мен жүйелі толығуы қамтамасыз етілуі керек. Сыртқы атмосфералық жағдайлар әсерінен бұзылатын жабдық, қосалқы бөліктер, тораптар мен материалдар жабық қоймаларда сақталуы керек.

Параграф 5. Энергия өнеркәсіптерінде жұмыстың тиімділігіне бақылау

37. Энергетикалық сипаттамада осы Қағидалардың талаптарын орындауда негізгі қондырғы жұмысының нақты қол жетімді үнемділігі бейнеленеді.

38. Жылу желілеріндегі энергетикалық сипаттамалар мынадай көрсеткіштер бойынша құрылады:

1) жылу шығындары;

2) жылу энергиясын жеткізуде жұмсалатын электр энергиясының меншікті шығысы;

3) жүйелік судың орташа сағаттық меншікті шығысы;

4) беру және кері құбырларындағы температуралардың айырмашылығы;

5) жүйелік судың ағуы.

Кері құбырдағы жүйелік су температурасының көрсеткіші бойынша энергетикалық сипаттаманы әзірлеуге рұқсат беріледі.

39. Электр желісі үшін нормаланған көрсеткіш оны тасымалдауға арналған электр энергиясының технологиялық шығысы болып табылады.

40. Энергетикалық сипаттама көлем, нысан және құрылым бойынша қолданыстағы нормативтік және әдістемелік құжаттардың талаптарына сәйкес болуы қамтамасыз етіледі.

41. Жабдықтардың энергетикалық сипаттамасы мен шығарылған электр энергиясы мен жылуы үшін отын және судың есеп айырысу меншікті шығынының кестесі электр станциясы жабдықтарының әрбір топтары бойынша 5 жылда 1 рет қаралады. Сондай-ақ қайта құру жылу электр станцияларын техникалық қайта жабдықтау және қайта құру себебінен жанатын отынның түрі немесе маркасының өзгертілуі, отынның нақты меншікті шығыны электр энергиясы мен жылуды шығару сәйкесінше 2 және 1 % өзгертіледі.

Электр станцияларында, қазандықтардағы, электр және жылу желілерінде жұмыстың түпкі нәтижесін жақсарту мақсатында:

1) энергетикалық тасымалдағыштар мен технологиялық параметрлер шығындарын өлшеудің талап етілетін дәлдігі;

2) жабдықтардың жұмыс көрсеткіштерін бақылау-өлшеу құралдары мен ақпараттық-өлшеу жүйелерінің көрсеткіштеріне негізделген белгіленген нысандары бойынша (ауысымды, тәуліктік, айлық, жылдық) есепке алу;

3) жабдықтың жай-күйін, оның жұмыс режимдерін, отын үнемділігінің резервін, жүргізілген ұйымдастырушылық-техникалық іс-шаралардың тиімділігін бағалау үшін техникалық-экономикалық көрсеткіштерді талдау;

4) жабдық жұмысының сенімділігі және үнемділігін арттыру, отын-энергетикалық ресурстардың шығындары мен залалдарын азайту мақсатында іс-шараларды әзірлеу мен орындау.

Параграф 6. Техникалық бақылау. Энергия объектілерін
пайдалануды ұйымдастыруды техникалық және технологиялық
қадағалау

42. Әрбір энергия объектілерде энергетикалық қондырғылардың (жабдықтар, ғимараттар мен құрылыстар) техникалық жай-күйін тұрақты және жүйелі түрде бақылануының (тексеру, техникалық куәландыру) ұйымдастырылуы, олардың жай-күйі мен қауіпсіз пайдаланылуы үшін жауапты тұлғалардың анықталады, сондай-ақ техникалық және технологиялық қадағалау жөніндегі персоналдың тағайындалады және оның лауазымдық міндеттері бекітіледі.

43. Энергия объектілердің қатарына енетін барлық технологиялық жүйелер, жабдықтар, ғимараттар мен құрылыстар, оның ішінде су құрылыстары жүйелі түрде техникалық куәландандыруға ұшырайды.

Техникалық куәландыруды энергия объектінің техникалық жетекшіні немесе оның орынбасары басшылық ететін энергия объектінің комиссиясы жүргізеді. Комиссияға энергия объектінің құрылымдық бөлімшелерінің басшылары мен мамандары, мамандандырылған және сарапшы ұйымдардың мамандары кіреді.

Техникалық куәландыру 5 жылда кемінде 1 рет жүргізіледі.

Техникалық куәландырудың міндеттері пайдаланудың жай-күйін бағалау, мерзімі мен пайдалану шарттарын белгілеу, сондай-ақ энергетикалық қондырғыларды белгіленген ресурстармен қамтамасыз ету үшін қажетті шараларды айқындау болып табылады.

Кезеңдік техникалық куәландыру көлеміне сыртқы және ішкі қарап-тексеру, техникалық құжаттарды тексеру, жабдықтардың, ғимараттар мен құрылыстардың (гидравликалық сынау, сақтандырғыш қақпақтарды ретке келтіру, қауіпсіздік автоматтарын, жүк көтергіш механизмдерін, жерге қосу контурларын сынау) қауіпсіздік шарттарына сәйкестігін сынау қосылады.

Техникалық куәландырумен бір уақытта энергия объектінің жұмысын бұзушылықтарды және оның қызмет көрсетуі кезінде жазатайым оқиғаларды тергеу нәтижелері бойынша белгіленген іс-шаралардың және (қадағалау) органдарының ұйғарымдарын, сондай-ақ бұрынғы техникалық куәландыру кезінде әзірленген іс-шаралардың орындалуын тексеру жүзеге асырылады.

Техникалық куәландыру нәтижелері энергия объектінің техникалық паспортына енгізіледі.

Бақылау үдерісінде анықталған апатты-қауіпті ақаулары бар, сондай-ақ техникалық куәландыру мерзімінің бұзушылығы орын алған энергетикалық қондырғыларын пайдалануға жол берілмейді.

44. Жабдықтардың техникалық жай-күйін үнемі бақылауды энергия объектінің жедел және жедел-жөндеу жұмысының персоналы жүргізеді.

Бақылау тәртібі жергілікті өндірістік және лауазымдық нұсқаулықтарымен белгіленеді.

45. Жабдықтарды, ғимараттар мен құрылыстарды қауіпсіз пайдалану үшін жауапты тұлғалар жүйелі түрде тексереді.

Тексерудің кезеңділігін энергия объектінің техникалық басшысы бекітеді. Тексеру нәтижелері арнайы журналға тіркеледі.

46. Жабдықтың, ғимараттар мен құрылыстардың жай-күйі мен қауіпсіз пайдаланылуын бақылаушы адамдар энергия объектіні пайдалануда техникалық жағдайын сақталуын, олардың жай-күйін тіркеу, энергетикалық қондырғылар мен олардың элементтерінің жұмыстарындағы бас тартуларды тексеруімен тіркеуін, пайдалану-жөндеу жұмыстары бойынша құжаттардың жүргізілуін қамтамасыз етеді.

Параграф 7. Техникалық құжаттама

47. Әрбір энергия объектіде мынадай құжаттар бар:

1) жер учаскелерін бөлу актілері;

2) жерасты шаруашылығымен қоса, ғимараттар мен құрылыстар учаскілерінің бас жоспары;

3) геологиялық, гидрогеологиялық жерлерді сынау мен жерасты суларын талдау нәтижелері бар аумақтар туралы және басқа да деректер;

4) шурфтардың тіліктері бар іргетасты салу актілері;

5) жасырын жұмыстарды қабылдау актілері;

6) ғимараттардың, құрылыстар мен іргетастардың шөгуі туралы бастапқы актілер;

7) құрылыстардың жарылыс қауіпсіздігін, өрт қауіпсіздігін, найзағайға төзімділігін және коррозияға қарсы қорғануды қамтамасыз етуші құрылғыларын сынаудың бастапқы актілері;

8) сумен жабдықтаудан, өрт сөндіргіш су құбыры, кәріздің, газбен жабдықтаудың, жылумен жабдықтаудың, жылыту және желдетудің ішкі және сыртқы жүйесін сынаудың бастапқы актілері;

9) жабдықтар мен технологиялық құбыр жолдарын жеке сынап көру мен сынаудың бастапқы актілері;

10) қабылдау комиссиясының актілері;

11) барлық соңғы өзгерістері бар бекітілген жобалау құжаттары;

12) энергия үнемдеу туралы заңнамаға сәйкес энергетикалық төлқұжат;

13) ғимараттардың, құрылыстардың, технологиялық тораптар мен жабдықтардың техникалық паспорты;

14) жабдықтар мен құрылыстардың орындалуы тиіс жұмыс сызбалары, барлық жерасты шаруашылықтарының сызбалары;

15) бастапқы және екінші электр қосындыларының орындалуы тиіс жұмыс схемалары;

16) орындалуы тиіс технологиялық жұмыс схемалары;

17) жабдықтардың қосымша бөліктерінің сызбалары;

18) өрт сөндірудің жедел жоспары;

19) жабдықтарды, ғимараттар мен құрылыстарды пайдалану жөніндегі қолданыстағы және өзгертілген нұсқаулықтар барлық санатты мамандар мен кезекші персонал қатарына жататын жұмысшылар үшін арналған лауазымдық нұсқаулықтарының және еңбек қауіпсіздігі мен қорғау жөніндегі нұсқаулықтарының жиынтығы. Еңбекті қорғау жөніндегі нұсқаулықты бекітуді техникалық басшы емес, бірінші басшы жүзеге асырады.

20) жоғарыда көрсетілген құжаттар жиынтығы "Құжаттар" мөр таңбасымен энергия объектінің техникалық мұрағатында сақталады және меншік иесі өзгерген жағдайда тұрақты сақтауды қамтамасыз етуі қажет жаңа иеленушісіне толығымен жеткізеді.

48. Әрбір энергия объектіде әрбір цех, қосалқы станция, аудан, учаскесі, зертханалар мен қызметтер үшін қажетті нұсқаулықтар, ережелер, технологиялық және жедел схемалардың энергия объектінің техникалық басшысы арқылы бекітілетін тізімі болады.

Қажетті нұсқаулықтар тізімі мен нұсқаулықтар 3 жылда 1 рет қарастырылады.

49. Электр станцияларының, қазандықтармен қосалқы станциялардың негізгі және қосалқы жабдықтарына осы жабдыққа мемлекеттік стандартқа сәйкес ұлттық номиналды деректері бар тақта орнатылады.

50. Барлық негізгі және қосалқы жабдықтар, оның ішінде, құбыр жолдары, шиналардың жүйелері мен секциялары, сондай-ақ арматуралар, газ және ауа өткізгіштерінің шеберлері нөмірленеді. Сайлауды басқару жүйесі (бұдан әрі – СБЖ) болған кезде орны бойынша және атқарушы схемаларда жедел схемаға сәйкес нөмірін және СБЖ бойынша нөмірін көрсете отырып арматураны екі жақты нөмірлеу орындалады. Негізгі жабдыққа реттік нөмірі, ал қосалқы жабдыққа А, Б, В және басқа да әріптерді қоса отырып негізгі жабдыққа берілген нөмір сияқты номер беріледі. Жабдықты нөмірлеу ғимараттың тұрақты бүйірінен және А қатарынан жүргізіледі. Дубль-блоктардағы әрбір қазандыққа А және Б әріптерін қоса отырып блок нөмірі беріледі. Жылуды беру жүйесінің жекелеген буындары бірізді және отын бағытымен нөмірленеді, ал параллельді буындар-отынның сол жағынан оңға қарай осы нөмірлерге А мен Б әріптерін қоса отырып нөмірленеді.

51. Пайдалану үдерісінде орындалған энергетикалық қондырғылардың барлық өзгерістері, схемалары мен сызбалары жұмысқа енгізілместен бұрын оны бақылаушы адамның қолы қойылып, лауазымы мен өзгеріс енгізілген күнін көрсете отырып нұсқаулыққа енгізіледі.

Нұсқаулықтардағы, схемалар мен сызбалардағы өзгерістер туралы ақпараттар осы нұсқаулықтар, схемалар мен сызбалар бойынша білу қажет барлық қызметкерлерге (өкімдер журналына жазылуымен) жеткізіледі.

52. Технологиялық схемалар (сызбалар) олардың нақты қолданыстағы схемаларға (сызбаларға) сәйкестігіне оларға тексеру туралы белгі қоя отырып кемінде 3 жылда 1 рет тексеріледі.

53. Қажетті схемалар жиынтығы жүйелік операторының ұлттық диспетчерлік орталығында (бұдан әрі – Қазақстанның ЖО ҰДО), өңірлік диспетчерлік орталықтарда (бұдан әрі – ӨДО), жылу және электр желілерінің, электр станцияларының, цех және энергия блоктың ауысымының бастығында, қосалқы станциялардың, жылу және электр желілерінің кезекшісінде және жедел-шығу бригадасының шеберінде, сондай-ақ жөндеу жұмысы жөніндегі персоналда болады. Схемаларды сақтау нысаны жергілікті шарттарымен белгіленеді.

54. Барлық жұмыс орындары зауыттық және жобалау деректері негізінде, үлгілік нұсқаулықтар мен пайдалану өтілімі мен сынақ нәтижелерінің басқа да нормативтік-техникалық құжаттары негізінде, сондай-ақ жергілікті жағдайларды ескере отырып, осы Қағидалардың талаптарына сай құрылған қажетті нұсқаулықтармен жабдықталады. Нұсқаулықтарға тиісті өндірістік бөлімнің (цехтың, қосалқы станциялардың, ауданның, учаскенің, зертханалардың) басшысы қол қояды және энергия объектінің техникалық басшысы оны бекітеді.

Келісуді талап ететін нұсқаулықтар тізбесін сәйкесінше Қазақстанның ЖО ҰДО мен ӨДО белгілейді.

55. Жабдықтарды, ғимараттар мен құрылыстарды, релелік қорғаныш, телемеханика, байланыс құралдарын және басқарудың автоматтандырылған жүйесінің техникалық құралдарының кешенін пайдалану жөніндегі әрбір қондырғы бойынша нұсқаулықтарда:

1) қондырғының, ғимараттар мен құрылыстардың жабдықтарының қысқаша сипаттамасы;

2) қондырғылар немесе қондырғылар кешенінің жұмыс режимі мен қауіпсіз жай-күйінің критерилері мен шегі;

3) іске қосуға дайындық тәртібі;

4) дұрыс пайдалану кезінде және жұмыстарының бұзылуы барысында жабдықтарды іске қосу, тоқтату және қызмет көрсету тәртібі, ғимараттар мен құрылыстардың құрылымы;

5) жабдықтарды, ғимараттар мен құрылыстарды тексеруге, жөндеуге және сынауға жіберу тәртібі;

6) қондырғы үшін арнайы еңбек қауіпсіздігі мен оны қорғау, жарылыс және өрт қауіпсіздігінің талаптары беріледі.

56. Әрбір жұмыс орны бойынша лауазымдық нұсқаулықтарда:

1) осы лауазымдағы қызметкерлер үшін білуі қажет жабдықпен қызмет көрсету бойынша нұсқаулықтар тізімі, жабдықтар мен қондырғылардың схемасы;

2) қызметкерлердің құқықтары, лауазымдық қызметтері мен міндеттері;

3) жоғары тұрған, қол астындағы және жұмысқа байланысты басқа персоналдармен жұмыс істеудегі қарым-қатынасы көрсетіледі.

57. Осы Қағидалардың 1-қосымшасында берілген кезекші персоналдың жедел құжаттамаКезекші персоналда болады.

Жергілікті жағдайларға байланысты оперативтік құжаттаманың көлемі энергетикалық объектінің техникалық басшысының шешімі бойынша өзгертілуі мүмкін.

58. Электр станцияларының цехтарындағы оперативтік-диспетчерлік персоналдың жұмыс орындарында, диспетчерлік пункттерде кезекші персоналы бар басқару қақпаларында тәуліктік ведомость жүргізіледі.

59. Жабдықтарды қарау мен тексерудің белгіленген кестесіне сәйкес әкімшілік-техникалық персонал оперативтік құжаттаманы тексереді және жабдықтар мен персоналдың жұмысындағы ақаулар мен бұзушылықтарды жою шараларын қабылдайды.

Параграф 8. Басқарудың автоматтандырылған жүйесі

60. Басқарудың автоматтандырылған жүйесі (бұдан әрі – БАЖ) энергия өндірудің өндірістік-технологиялық, оперативті-диспетчерлік және ұйымдастырушылық - экономикалық басқару міндеттерін қамтамасыз етеді. Бұл міндеттер тиісінше:

1) технологиялық үдерістерді басқарудың автоматтандырылған жүйесіне (бұдан әрі – ТҮ БАЖ);

2) диспетчерлік басқарудың автоматтандырылған жүйесіне (бұдан әрі – ДБАЖ);

3) өндірісті басқарудың автоматтандырылған жүйесіне (бұдан әрі – ӨБАЖ) жүктеледі.

61. Әрбір электр станциясында, электр желісін пайдаланушы әрбір ұйымда жергілікті жағдайға байланысты, экономикалық және өндірістік орындылыққа байланысты ТҮ БАЖ қызмет істейді.

62. Электр және жылу желілерін пайдаланушы ұйымдардың диспетчерлік пункттерінде біріккен электр энергетикалық жүйесі (бұдан әрі – біріккен ЭЖ) мен бірыңғай электр энергетикалық жүйесі (бұдан әрі – бірыңғай ЭЖ) ДБАЖ-да қызмет істейді.

63. БАЖ-ды пайдалану барысында БАЖ-ды пайдалану бойынша нұсқаулықтары басшылыққа алынады.

Жедел құжаттама, бақылау-өлшеу құралдарын тіркеуші диаграммалар, жедел-диспетчерлік келіссөздердің жазбасы мен БАЖ жедел-ақпараттық кешенін құрайтын шығарылым құжаттары тіркеледі және белгіленген тәртіппен:

1) тіркеуші аспаптардың көрсеткіштерінің жазбасы бар тасығыштар – 3 жыл;

2) егер мерзімін ұзарту туралы хабарлама түспесе, қарапайым жағдайдағы жедел келіссөздердің жазбасы – 90 тәулік;

3) егер мерзімін ұзарту туралы хабарлама түспесе, апат және жұмыстағы басқа да бұзушылықтар кезіндегі жедел келіссөздердің жазбасы – 12 ай сақталады.

64. Электр станцияларында, біріккен ЭЖ мен бірыңғай ЭЖ-ның электр және жылу желілерін пайдаланушы ұйымдарда негізгі міндеті нарықтық жағдайларда өндірісті сенімді және үнемді басқару болып табылатын ӨБАЖ қызмет істейді.

65. Әрбір энергия объектіде БАЖ-дың жеке міндеттерінің кешені типтік жобалау шешімдері бар тиімді пайдаланылуын, қолданбалы бағдарлама пакеттерін және техникалық құралдардың мүмкіндіктерін ескере отырып, өндірістік және экономикалық орындылығымен таңдап алынады.

66. БАЖ-дың техникалық құралдары кешенінің құрамына:

1) ақпараттарды жинау және жеткізу құралдары (ақпараттар тетіктері, байланыс каналдары, телемеханика құрылғылары, деректерді жеткізу аппаратурасы);

2) ақпараттарды өңдеу және жеткізу (ЭЕМ, аналогтік және аспаптар, дисплейлер, баспа құрылғылары, функционалдық клавиатура құралдары);

3) басқару құралдары (контроллерлер, атқарушы автоматтар, электр техникалық аппаратура: реле, қуат күшейткіштері);

4) қосалқы жүйелер (үздіксіз электр қуатымен нәрлендіру, ауаны желдету, автоматты түрде өрт сөндіру) кіреді.

67. БАЖ-ды пайдалануға енгізу қабылдау комиссиясының актісінің негізінде жүргізіледі.

Энергия объектінің техникалық жетекшісінің ресми шешімімен БАЖ-ды өнеркәсіптік пайдалануға енгізу 1 айдан кем емес және 6 айдан артық емес уақытқа созылатын тәжірибелі пайдалану алдында болуы мүмкін. БАЖ-ды құру мен пайдалануға енгізу бір немесе екі кезекпен жүзеге асыруға болады.

БАЖ-ды өнеркәсіптік пайдалануға қабылдау енгізілген кезегі үшін қарастырылған барлық міндеттерді өнеркәсіптік пайдалануға қабылдауды аяқтау бойынша жүргізіледі.

68. БАЖ-ды пайдалануды ұйымдастыру кезінде техникалық құралдар кешеніне қызмет көрсету, бағдарламалық қамтамасыз ету бойынша құрылымдық бөлімшелердің лауазымдық қызметтері энергия объектілердің басшыларының бұйрықтарымен анықталады.

Қызмет көрсету шегін көрсете отырып жабдықтардың әрбір бөліктерінің тізімін тиісті энергия объектінің немесе ұйымның техникалық басшысы бекітеді.

69. БАЖ үшін қызмет көрсетуші бөлімшелер,:

1) техникалық құралдарды, БАЖ-ды ақпараттық және бағдарламалық қамтамасыз етуді тұрақты пайдалануды;

2) ЭЕМ-мен өңделген ақпараттарды тиісті бөлімшелерге кестеге сәйкес ұсынуды;

3) есептеу техникасын тиімді пайдалануды;

4) жаңа міндеттерді енгізу, қолданыстағы бағдарламаларды жетілдіру, шығыс ақпараттарын жинақтау мен дайындаудың алдыңғы қатарлы технологияларын игерумен қоса, басқару жүйесін жетілдіру және дамытуды;

5) нормативтік-анықтамалық ақпараттың жіктегіштерін жүргізуді;

6) БАЖ-дың аралас иерархиялық деңгейлерімен ақпараттық өзара байланысты ұйымдастыруды;

7) БАЖ-бен жұмыс істеу үшін қажетті нұсқаулық және әдістемелік материалдарды әзірлеуді;

8) БАЖ жұмысын, оның экономикалық тиімділігін талдау, уақытылы есеп беруді қамтамасыз етеді.

70. Әрбір БАЖ бойынша қызмет көрсетуші персонал, жобалықтан және зауыттықтан басқа, энергия объектінің техникалық басшысының бекіткен тізімі бойынша техникалық және пайдалану құжаттамасын жүргізеді.

71. БАЖ-дың техникалық құралдарының жөндеу-профилактикалық жұмыстары бекітілген кестеге сәйкес орындалады, ал оларды жөндеу жұмысына беру тәртібі бекітілген қағидамен айқындалады.

72. Диспетчерлік басқарманың, энергия объектілердің басшылары БАЖ-дың жұмыс істеуіне, олардың тиімділігіне талдау жүргізеді, БАЖ-ды пайдалануды бақылауды жүзеге асырады және оны дамыту мен жетілдіру және оларды уақтылы техникалық қайта жабдықтау бойынша іс-шаралар әзірлейді.

Параграф 9. Метрологиялық қамтамасыз ету

73. Әрбір энергия объектіде бірлікті қамтамасыз ететін және өлшеудің нақтылығын талап ететін іс-шаралар кешені орындалады. Әрбір энергия объектіде орындалатын метрологиялық қамтамасыз ету жөніндегі іс-шаралар кешені:

1) мемлекеттік бақылау мен қадағалауға жататын өлшеу құралдарын (бұдан әрі – ӨҚ) тексеруге уақытылы ұсыну;

2) өлшеу жүргізудегі аттестатталған әдістерді пайдалану (бұдан әрі – ӨЖЭ);

3) қолданылатын ӨҚ нақты сипаттамасының жобалау құжаттамасының метрологиялық сараптамасы мен технологиялық параметрлерін өлшеу нақтылығының талаптарына сәйкестігін қамтамасыз ету;

4) ӨҚ техникалық қызмет көрсету, метрологиялық бақылау.

74. Метрологиялық қамтамасыз ету жөніндегі жұмыстарды орындау, олардың орындалуын бақылауды энергия объектінің метрологиялық қызметтері мен ұйымдар немесе осы қызметтерді орындайтын бөлімшелер жүзеге асырады.

75. Энергетикалық қондырғылардың ӨҚ-мен жабдықталуы қамтамасыз етіледі.

Энергетикалық қондырғыларды ӨҚ-мен жабдықтаудың көлемі:

1) жабдықтың техникалық жай-күйі мен оның жұмысының режимін бақылауды,

2) өндірілген, жұмсалған және жеткізілген электр энергиясы мен жылу ресурстарының кірістері мен шығыстарын есептеуді,

3) еңбектің қауіпсіз шарттары мен санитариялық нормалардың сақталуын бақылауды,

4) қоршаған ортаны қорғауды бақылауды қамтамасыз етеді.

76. Барлық ӨҚ, сондай-ақ ақпараттық-өлшеу жүйелері (бұдан әрі – АӨЖ) жұмысқа дайын күйде және өлшеуге әрқашан дайын болуы қамтамасыз етіледі.

77. Мемлекеттік метрологиялық бақылауды жүзеге асыру сферасында қолданылатын ӨҚ өлшеу бірлігін қамтамасыз ету мемлекеттік жүйе тізім тіркеуінде және метрологиялық аттестация немесе олардың түрін бекіткеннен кейін импорты бойынша әкелу және пайдалану, жөндеу және өндіруден шығаруда тексеріске ұшырайды. Тексеруге ӨҚ тексеру жүргізу кезінде үлгілер ретінде пайдаланылатын барлық ӨҚ, сондай-ақ қоршаған ортаның параметрлерін бақылауға, электр, жылу энергиясы, отын және геодезиялық жұмыстарда коммерциялық есепке алу (есептеу) операцияларын орындау кезінде пайдаланылатын, еңбек қауіпсіздігін қамтамасыз ететін ӨҚ жатады.Мемлекеттік метрологиялық бақылау сферасында өлшеуде қолдануға арналмаған өлшеу құралдары, калибровкаға немесе ерікті тәртіпте тексеріске ұшырайды.

78. ӨҚ тексерудің тізбесі мен кезеңділігін, сондай-ақ оны жүргізу тәртібін Қазақстан Республикасының "Өлшем бірлігін қамтамасыз ету туралы" Заңның 19-бабы 2-тармағына сәйкес технологиялық реттеу және метрология саласында реттеу жүргізетін уәкілетті орган анықтайды.

Тексеруге жататын ӨҚ-ның нақты тізбесі әрбір энергия объектіде құрылады және оны энергия объектінің техникалық басшысы бекітеді.

79. ӨҚ уақытылы энергия объектімен құрастырылған, кестеге сәйкес тексеруге ұсынылады.

80. Энергия объектілердегі технологиялық параметрлерді өлшеу жобаға сәйкес жүзеге асырылады.

81. ӨҚ мен олардың дәлдік сипаттамаларын таңдау технологиялық параметрлері мен ӨЖӘ талап ететін қолданыстағы мемлекеттік және салалық нормативтік құжаттардың негізіндегі жобалау сатысында жүзеге асырылады.

82. Энергетикалық жабдықтарды пайдалану үдерісінде (жобада көзделмеген) технологиялық параметрлерді қосымша өлшеуді ұйымдастырудың қажеттілігі туындағанда ӨҚ-ны таңдау кәсіпорынның метрологиялық қызметімен және жобалық ұйымымен жүзеге асырылады.

83. ӨҚ-мен жедел қызмет көрсетуді энергия объектінің басшылығының нақты шешімімен бөлімшенің кезекшісі немесе жедел-жөндеу жұмысын атқаратын персонал жүргізеді.

84. Техникалық қызмет көрсетуді және ӨҚ жөндеуді энергия объектінің метрологиялық қызметін атқарушы бөлімшелердің персоналы жүзеге асырады.

85. Іріктеу құрылғыларындағы бастапқы тиек органдарының жөндеу жұмыстарын, шығындарды өлшеу үшін тарылтушы және басқа да құрылғыларды, температураны өлшеудің қорғаныш гильза тетікшелерін ашу мен орнатуды технологиялық жабдықты жөндеуші персонал, ал қабылдауды энергия объектінің метрологиялық қызметін атқарушы персонал атқарады.

86. ӨҚ орнатылған жабдыққа қызмет көрсетуші персонал олардың сақталуы мен сыртқы элементтерінің тазалығын қамтамасыз етеді. ӨҚ жұмысындағы барлық бұзушылықтар туралы энергия объектінің метрологиялық қызметін атқарушы бөлімшеге хабарлайды.

87. Қалыпты жазбаны қамтамасыз ететін жұмыстармен байланысы жоқ реттеу құралдарын ашуға энергия объектінің метрологиялық қызметін атқаратын бөлімше персоналы ғана, ал жеткізушімен немесе тұтынушымен есептесу үшін қолданылатын ӨҚ-ны олардың өкілдерімен бірге ашуға жол беріледі.

88. Метрологиялық бақылау Қазақстан Республикасының өлшем бірлігін қамтамасыз ету туралы заңнамасына сәйкес жүзеге асырылады.

89. Қандай да бір физикалық шаманы орнатуға арналған немесе мөлшерленген дәлдігі бар шама бірлігіндегі олардың мағыналарын бағаламай, физикалық шаманың өзгерісін қадағалауға қолданылатын ӨҚ.

90. Индикаторлардың айрылуына өлшеу құралдарын аударуға жауапкершілік энергия объектінің басшысына жүктеледі.

91. Қауіпсіздік техникасы мен еңбекті қорғау бойынша барлық жұмыстар қауіпті өндіріс факторларының жұмысшыларына әсер етудің алдын алуға арналған ұйымдастырушылық іс-шаралар мен техникалық құралдар жүйесін құруға бағытталады.

92. Кәсіпорындарда еңбек қауіпсіздігі жөніндегі нұсқаулық әзірленеді және бекітіледі:

1) жұмысшылардың жекелеген санаттарына (электр дәнекерлеуші, станокта жұмыс істейтін жұмысшы, слесарьлер, электр-монтерлер, зертханашылар, тазалаушылар) байланысты;

2) жұмыстың жекелеген түріне байланысты (биіктікте орындалатын жұмыс, монтаждау, реттке келтіру, жөндеу, сынау).

93. Әрбір жұмысшы жұмыс орындарындағы жұмысты ұйымдастыруға және жабдықтарға қызмет көрсетуге қатысты еңбек қауіпсіздігінің талаптарымен танысады және қатаң түрде орындайды.

94. Энергетикалық кәсіпорындардағы қауіпсіздік техникасы бойынша жұмыстарды ұйымдастыру еңбек қауіпсіздігін басқару жүйесі туралы салалық ережеге сәйкес болады.

95. Қауіпсізідік техникасы бойынша жұмыстарды жалпы басқару энергия объектінің бірінші басшысына (жұмыс берушіге) жүктеледі.

Энергия объектілер мен ұйымдардың басшылары мен лауазымды тұлғалары:

1) жұмыс орындарында, өндірістік жайларда және энергия объектілер мен ұйымдар аумақтарында қауіпсіз және таза жұмыс жағдайын қамтамасыз етеді;

2) уақытылы қызметкерлерді оқытуды, білімін тексеруді, нұсқаулықтан өткізуді, олардың техника қауіпсіздігі жөніндегі талаптарын сақтауын бақылауды қамтамасыз етеді.

96. Энергия объектілерінің, ұйымдардың барлық персоналдарын алғашқы медициналық және шұғыл реанимациялық көмек көрсетуге, сондай-ақ оқиға болған жерде зардап шеккендерге алғашқы көмек көрсету тәсілдеріне үйретіледі.

97. Электр станцияларының әрбір цехтарында, кіші станцияларында, желі учаскелерінде, зертханаларында және басқа да объектілерде, сондай-ақ жылжымалы бригадалардың автомашиналарында дәрі-дәрмектер мен медициналық құралдардың үнемі толық қоры бар алғашқы медициналық көмек көрсетудің дәрі қобдишалары немесе сөмкелері болады. Энергия объектілердің барлық персоналдары жақын жерде орналасқан дәрі қобдишасын туралы мәліметті біледі. Әрбір бөлімшеде оны күтіп ұстау үшін жауапты адам бұйрықпен тағайындалады.

Персонал арнайы киімдермен, арнайы аяқ-киімдермен және орындалатын жұмыс сипатына және жұмыс барысында олардың үнемі пайдаланылуына байланысты жеке қорғаныштың басқа да құралдарымен қамтамасыз етіледі.

Параграф 10. Экологиялық талаптарды сақтау

98. Энергетикалық қондырғылардың жұмысы кезінде атмосфераға лас заттар шығындысының және су объектілеріне лақтырындылары қоршаған ортаға зиянды әсерінің, шу, діріл, электр мен магнит өрісі мен өзге де зиянды физикалық әсерінің алдын алу немесе шектеу үшін, сондай-ақ суды тұтыну көлемі мен қайтымсыз шығынын қысқарту бойынша шаралар қабылданады.

99. Атмосфераға шығарылатын лас заттардың мөлшері жол берілетін норманың шегінен (лимитінен) аспауы, су объектілеріне төгілген лас заттардың мөлшері жол берілетін немесе уақытша келісілген норманың шегінен аспауы қамтамасыз етіледі.

Электр және магнит өрісінің кернеулілігі осы факторлардың жол берілетін деңгейінің шегінен шықпауы, шу әсері жабдықтың дыбыс кернеуінің нормасынан аспауы қамтамасыз етіледі.

100. Әрбір жылу электр станциясы мен жылыту қазандығы қоршаған ортаны қорғаудың аумақтық басқармаларымен келісілген аса қолайсыз, метеорологиялық жағдайлар туралы хабарланған кезде атмосфераға шығарылатын зиянды қалдықтарды төмендету жөніндегі іс-шаралардың жоспары болады.

101. Әрбір энергия объектіде авариялық және өзге да күл қалдықтарының шығарылуының және қоршаған ортаға ластаушы заттардың төгілуінің алдын алу іс-шаралары әзірленеді.

102. Уытты қалдықтар пайда болатын энергия объекті жергілікті немесе өңірлік әкімшілік өкімімен олардың уақытылы кәдеге жаратылуын, залалсыздандыру және мамандандырылған полигондарда көмілуін қамтамасыз етеді қажет. Энергия объектінің айналасына қалдықтарды қаттап тастауға немесе көмуге жол берілмейді.

103. Белгіленген санитариялық нормалар мен табиғатты қорғау талаптарының сақталуын қамтамасыз етпейтін құрылғылары бар энергия қондырғыларды пайдалануға жол берілмейді.

104. Су объектілерін ластанудан сақтау мақсатында энергия қондырғыларының негізгі және қосалқы жабдықтарын пайдалану кезінде экологиялық заңнаманы басшылыққа алынады.

105. Ластанған ағынды суларды тазалау мен өңдеуге арналған қондырғылары жылу-энергетикалық жабдықтың іске қосар алдындағы тазалауын бастағанға дейін пайдалануға беріледі.

106. Электр станциялары мен жылыту қазандықтарының газ тазалау және тозаңды ұстау жабдықтарын пайдалану кезінде экологиялық заңнама нормалары мен талаптары басшылыққа алынады.

107. Энергия объектілер ластанушы заттардың шығарындылары мен төгінділерін, су көздеріне ағатын және төгілетін су көлемін қадағалайды және тіркейді, сондай-ақ электр қуатын жеткізудің әуе желілерінің санитариялық-қорғау аймағындағы электр және магнит өрісінің кернеулілігін қадағалайды.

108. Қоршаған ортаны ластайтын шығарылған заттарды, ағатын және төгілетін су көлемін бақылау үшін әрбір энергия объекті үнемі жұмыс істеп тұратын автоматты құралдармен жабдықталады, ал олар болмаған немесе оларды пайдалану мүмкін емес болған кезде кезеңдікті өлшеу мен есептеу әдістері қолданылады.

Электр желілері электр және магнит өрісінің кернеулілігін өлшеу құралдарымен жабдықталады.

109. Генерациялық қондырғының иесі генерациялық қондырғының осы Қағидалардың талаптарына сәйкестігін қамтамасыз етеді.

110. Генерациялық қондырғының иесі сынамалар мен тексерулер жүргізуді қамтамасыз етеді.

111. Сынамалар мен тексерулер жүргізу кезінде генерациялық қондырғының иесі қызмет көрсететін қызметкердің қауіпсіздігін және қондырғының қауіпсіздігін қамтамасыз етеді.

112. Сынамалар мен тексерулерді жүргізгенге дейін генерациялық қондырғының иесі Желілік операторға генерациялық қондырғының техникалық сипаттамаларын ұсынады.

113. Генерациялық қондырғыны кешенді сынамалау мен тексеру бағдарламаның Желілік операторының келісімімен жүргізіледі.

114. Желілік оператор генерациялық қондырғыны пайдаланудың барлық мерзімі ішінде генерациялық модульдің Қазақстан Республикасының электр энергетикасы саласындағы заңнама талаптарына сәйкестігіне мониторинг және бағалау, оның ішінде жаңартылған энергия көздері генерациялық қондырғыларында (бұдан әрі – ЖЭКГҚ) орнатылған ауыспалы режимдер мониторингі жүйесінен (бұдан әрі – АРМЖ) ақпаратты алу арқылы жүргізеді.

115. Желілік оператор генерациялық қондырғының иесінен қарапайым және үлгілендірген сынамалар мен тексерулерді тұрақты жүргізуді немесе Қазақстан Республикасының электр энергиясы саласындағы заңнамамен қойылатын талаптарға генерация модулінің сәйкестігіне әсерін тигізуі мүмкін жабдықтың жұмысымен байланысты қандай да бір оқиғадан кейін оны қалпына келтіруін немесе ауыстыруын талап етеді.

116. Генерациялық нысандардың иелері оларды желіге немесе қосу нүктесіне Қазақстан Республикасының электр энергетика саласындағы заңнамада белгіленген талаптарда рұқсат етілген сәйкестіктен артық қосу желідегі қоректенетін кернеудің бұрмалануына немесе ауытқуына алып келмейтіндігін қамтамасыз етеді. Көрсетілген талаптар Халықаралық электр техникасы комиссиясының стандарттарына– "Орташа және жоғары кернеулі электрмен жабдықтау жүйелеріне қосылған үйлеспе токтың сәулеленуінің шектері мен шектелуін бағалау" (IEC/TR3 61000-3-6), енгізілген түзетулерді ескере отырып және "Орташа және жоғары кернеулі электрмен жабдықтаудың жүйелеріне қосылған жабдықтармен жұмыс істеу кезінде кернеудің ауытқуларының шектері мен шектелуін бағалау" (IEC/TR3 61000-3-7), енгізілген түзетулерді ескере отырып." сәйкес келуі қамтамасыз етіледі.

3-тарау. Аумақ, өндірістік ғимараттар мен құрылыстар

Ескерту. 3-тараудың тақырыбы жаңа редакцияда – ҚР Энергетика министрінің 28.09.2020 № 335 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

Параграф 1. Аумақ

117. Энергия объекті аумақтарының, ғимараттары мен құрылыстарының тиісті пайдаланушылық және санитариялық-техникалық жай-күйін қамтамасыз ету үшін:

1) ғимараттар мен құрылыстардан барлық аумақтан жоғарғы және жерасты суды ағызу жүйесі (дренаждар, каптаждар, арықтар, су бұру каналдары);

2) пайдаланылған құбырлардың шу тұншықтырғыштары, сондай-ақ шу көздерін оқшаулау мен оның деңгейін өз нормасына дейін төмендету үшін арналған басқа да қондырғылар мен құрылыстар;

3) су құбырының, арналық кәріздің, дренаждың, жылытудың, көліктің, газ және сұйық отынның, су-күл алу жүйелері мен олардың құрылыстары;

4) ауыз су көздері, су қоймалары мен сумен жабдықтау көздерін қорғаудың санитариялық аумақтары;

5) темір жолдар мен өтпелер, автомобиль жолдары, өрт жолдары, өрт гидранттарының, су қоймасының және градирнялардың кіре берістері, көпірлер, жаяу жүргінші жолдары, өткелдер;

6) сырғымайтын, құламайтын, жағалауға нығайтылған, көшкінге және селге төзімді құрылыстар;

7) базистік және жұмыс реперлері мен таңбалары;

8) пьезометрлер мен жерасты суларының режимін бақылауға арналған бақылау ұңғымалары, қорғаудың инженерлік-техникалық құралдарының кешені (қоршаулар, бақылау-жіберу пункттері, бекеттер, қызметтік үй-жайлар), найзағайдан қорғау және жерге тұйықтау жүйелері жарамды күйде ұсталады.

Жүйелі түрде көгалдандыру мен аумақты көріктендіру жұмыстары жүргізіледі.

118. Жер астында жатқан су құбыры, кәріз, жылыту жолдары, сондай-ақ жабық аумақтардағы газ құбырлары мен ауа құбырлары, кәбілдер жер үстінде тиісті белгілермен көрсетіледі.

119. Энергия объекті аумағында аралап жүретін ток болған кезде жерасты металл құрылыстары мен байланыстарының коррозиясынан электр химиялық қорғау қамтамасыз етіледі.

120. Жүйелі түрде, әсіресе жауын-шашын кезінде еңістердің, қия беткейлердің, шұңқырлардың жай-күйі қадағаланады және қажетті болған кезде оларды нығайту шаралары қолданылады.

121. Көктемде барлық су бұру желілері мен құрылғылар тексеріледі және қар суын ағызуға дайындалады, ғимараттардың қабырғалары арқылы кәбілдер, құбырлар, желдету арналарының өту жолдары тығыздалады, ал айдап шығару механизмдері жұмысқа дайындалады.

122. Электр станцияларындағы жерасты суларының жай-күйінің режимін ұңғымаларындағы (пьезометрлерде) су деңгейімен бақылау пайдаланудың бірінші жылында – айына кемінде 1 рет, келесі жылдары жерасты суларының деңгейінің өзгеруіне байланысты әр тоқсанда кемінде 1 рет өткізіледі.

Карстық аймақтардағы жерасты суларының жай-күйін бақылау режимі жергілікті нұсқаулықта қарастырылған мерзімде арнайы бағдарлама бойынша ұйымдастырылады. Судың температурасын өлшеу және ұңғымалардан химиялық анализ үшін оның үлгісін алу жергілікті нұсқаулыққа сәйкес жүргізіледі. Бақылау нәтижелері ұйымның арнайы журналына жазылады.

Энергия объектілерде бақыланатын тораптардың ұңғымалары бойынша қалдықтарының ірі жинақтағыштарын жерасты суларының сапасын жүйелі химиялық-аналитикалық бақылау жарты жылда 1 реттік мерзімділікпен жолға қойылады.

123. Энергия объектінің аумағында шөгу және сырғыма құбылыстары, топырақтың тұңғиықтануы байқалған кезде топырақтың қалыпты бұзылу себептерін және олардың салдарын жою шаралары қабылданады.

124. Оқшаулау аймағының аумақтарында ғимараттар мен құрылыстардың құрылысы жоба болған кезде ғана жүзеге асырылады. Оқшаулау аймақтарының айналасында барлық құрылыс-монтаж жұмыстарын орындауға энергия объектінің техникалық басшысының рұқсатымен ғана жол беріледі. Газ құбырлары мен эстакадалардың астына ғимараттар мен құрылыстар салынбайды.

125. Электр станцияларының иелігіндегі теміржол жолдары, көпірлер мен құрылыстары Қазақстан Республикасының теміржол көлігі туралы заңнама талаптарына сәйкес ұсталады және жөнделеді.

126. Автомобиль жолдарын, көпірлер мен құрылыстарды күту және жөндеу Қазақстан Республикасының автомобиль көлiгi туралы заңнама талаптарына сәйкес қамтамасыз етіледі.

127. Жергілікті нұсқаулықта анықталған мерзімде және онда белгіленген көлемде көпірлерде мынадай көрсеткіштерге бақылау жүргізу ұйымдастырылады:

1) тіреуіштерінің шөгуі және жылжуы;

2) аралық құрылыстарының (фермалардың) биік және жоспарлы күйі;

3) жүргінші бөлігінің биік күйі.

Бұдан басқа, күрделі көпірлер 10 жылда 1 рет, ал ағаш көпірлер 5 жылда 1 рет тексеріледі, ал қажеттілігіне қарай сыналады. Алдын ала тексерусіз көпір сыналмайды. Тұтас дәнекерленген, тұтас тойтарылған, сондай-ақ күшейтіле дәнекерленген болат және болат темір бетонды аралық құрылыстар қыс мезгілінде айына кемінде 1 рет, ал -20⁰С төмен температура кезінде күн сайын тексеріледі.

128. Температура төмен болған мезгілде көпірдің жүргінші бөлігі, сондай-ақ көпірге келу жолдары қар мен мұздан тазартылады.

Параграф 2. Өндірістік ғимараттар, құрылыстар мен санитарлық-техникалық құрылғылар

129. Энергия объектінің өндірістік ғимараттары мен құрылыстары олардың ұзақ уақыт және сенімді пайдаланылуын, санитарлық-техникалық нормалар мен персоналдың еңбек қауіпсіздігі талаптарын сақтауды қамтамасыз ететін күйде болуы қажет.

130. Энергия объектілерде ғимараттар мен құрылыстарды пайдалану процесінде оларды күтіп ұстау бойынша нұсқаулық арқылы анықталатын көлемде жүйелі түрде бақылау ұйымдастырылады.

Жүйелі бақылаудың қатарында жылына 2 рет (көктемде және күзде) ақаулар мен зақымдануларды айқындау үшін ғимараттар мен құрылыстар тексеріледі, ал төтенше жағдайлардан соң (дауылды жел, қатты нөсер немесе қар басу, өрт, 5 және одан да жоғары баллды жер сілкінісі) немесе авариялардан кейін кезектен тыс тексеру жүргізіледі.

Энергия объектінің басшысы бекіткен, бас жобалаушымен келісілген тізім бойынша негізгі өндірістік ғимараттар мен құрылыстардың құрылыс конструкциялары 5 жылда бір рет мамандандырылған ұйым техникалық куәландырады.

131. Көктемгі тексеру кезінде жазғы мерзімде орындалатын ғимараттар, құрылыстар мен санитарлық-техникалық жүйелерді жөндеу жұмыстарының көлемі анықталады және күрделі жөндеу жұмыстары бойынша жұмыс көлемі оларды келесі жылға арналған жоспарға енгізу үшін айқындалады. Күзгі тексеру кезінде ғимараттар мен құрылыстардың қысқа дайындығы тексеріледі.

132. Электр станцияларында ғимараттардың, құрылыстар мен жабдықтардың іргетастарының шөгуін бақылау пайдаланылудың бірінші жылында – 3 рет, екінші жылында – 2 рет, кейіннен іргетастардың шөгуі тұрақтанғанға дейін – жылына 1 рет, тұрақтанғаннан кейін (жылына 1 мм және одан аз) – 5 жылда кемінде 1 рет ұйымдастырылады.

133. Іргетастың шөгуін, құрылыс конструкцияларының деформациялануын бақылау, игерілген жерасты тау-кен қазбасы бар, жұмыс істеп тұрған жабдықтың тығындалып тұратын топырақта, орнықтырылған топырақта, карстық аймақтарда, көп жылдық тоңды аудандарда, 7 балл және одан да жоғары сейсмикалық қауіпті аудандардағы ғимараттар мен құрылыстарды тексеру жергілікті нұсқаулықта көзделген мерзімде, бірақ үш жылда кемінде 1 рет арнайы бағдарламалар бойынша жүргізіледі.

134. Электр станцияларының түтін құбырлары мен газ құбырлары жылына 1 рет (көктемде) сыртқы тексеруден өтеді. Түтін құбырларын ішкі тексеру олар пайдалануға берілгеннен кейін 5 жыл өткен соң, ал кейіннен қажеттілік туындап жатса, бірақ 15 жылда кемінде 1 рет жүргізіледі. Кірпіш және берік футеровкасы бар құбырларды ішкі тексеру жиілігі бес жылға кемінде 1 рет жылу шолғышпен ауыстырылуы мүмкін.

135. Ғимараттарды, құрылыстар мен жабдықтардың іргетастарын бақылау кезінде жылжымалы тіректердің, температуралық тігістердің, дәнекерленген, шегеленген және болтпен қосылған металл құрылымының, жинақталған темір бетон құрылымының тораптары (коррозия немесе деформация байқалған кезде), кран құрылымдары мен динамикалық және термикалық жүктемесінен және ықпалының зақымданған учаскелерінің жай-күйі бақыланады.

136. Су дайындау қондырғыларының үй-жайларында дренажды арналар, науалар, шұңқырлар, тұзды ұяшықтардың және коагулянтты дымқыл күйде сақтаушы ұяшықтардың қабырғалары, қышқыл мен сілті өлшеу үй-жайларындағы едендер жарамды күйде ұсталады және бақыланады.

137. Құрылыс конструкцияларында жарылулар, сынықтар мен зақым келудің басқа да сыртқы белгілері табылған кезде осы конструкцияларға маякты пайдалана отырып және аспаптық өлшеу көмегімен бақылау жүргізіледі. Табылған ақаулар туралы мәліметтер ғимараттар мен құрылыстардың техникалық жай-күйі туралы журналға жазылады.

138. Тірек және қоршау конструкцияларындағы тесу, ою, құрылыс конструкцияларына технологиялық жабдықты, көлік құралдарын, құбыр жолдары мен жабдықты монтаждау, демонтаждау мен жөндеу кезінде жүкті көтеруге арналған құрылғыны ілу мен бекіту, байланыстарын кесу, жобалау ұйымы мен ғимараттары (құрылысты) пайдалану үшін жауапты тұлғаның келісімінсіз, сондай-ақ белгіленбеген орындардағы резервтегі жабдық пен басқа бұйымдар мен материалдарды сақтауға жол берілмейді.

Жобалық деректер негізінде жабындардың әрбір учаскесі үшін көзге түсетін жерлерге ілінген тақтайшаларда көрсетілген шекті жүктемелер анықталады.

Пайдалану процесіндегі жабынның тірек қабілетінің өзгеруі (төмендеуі) кезінде жол берілетін жүктемелер тексеру мен тексеру есебінде айқындалған техникалық жай-күйін ескере отырып түзетіледі.

139. Ғимараттар мен құрылыстардың шатырлары қоқыстардан, күлден және құрылыс материалдарынан тазартылады, нөсер суын ағызып жіберу жүйесі тазартылады, оның жұмыс қабілеттілігі тексеріледі.

140. Ғимараттар мен құрылыстардың металл конструкциялары коррозиядан қорғалады; коррозияға қарсы қорғаныш тиімділігін бақылау белгіленеді.

Ғимараттардың қасбеттерінің, негізгі үй-жайлардың ішкі көрінісінің жобалық шешімдерінен барлық шегінулер жобалаушы ұйыммен келісіледі.

141. Құрылыс конструкциялары, ғимараттардың, ғимараттар мен жабдықтардың іргетастары минералды майлардың, қышқылдың, сілтінің, бу мен судың тиюінен қорғалады.

142. Жылыту және желдету жүйесінің техникалық жай-күйі мен олардың жұмыстарының режимі әуе ортасының нормаланған параметрлерін, энергетикалық жабдық жұмысының сенімділігі мен қоршау конструкцияларының төзімділігін қамтамасыз етеді. Жүйелерді пайдалану өндірістік нұсқаулықтарға сәйкес жүзеге асырылады.

143. Ғимараттар мен құрылыстардың алаңдары, конструкциялары мен көлік өткелдері жарамды және таза күйде күтіп-ұсталуы қажет. Үй-жайлар мен жабдықтарды тозаңның жиналуынан сақтау қамтамасыз етіледі.

Отынды беру жолын сумен жинау өндірістік нұсқаулықтарға және осы Қағидалардың талаптарына сәйкес ұйымдастырылады.

4-тарау. Гидротехникалық құрылыстар мен электр станцияларының су шаруашылығы, гидротурбиналық қондырғылар

Ескерту. 4-тараудың тақырыбы жаңа редакцияда – ҚР Энергетика министрінің 28.09.2020 № 335 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

Параграф 1. Гидро техникалық құрылыстар мен олардың механикалық жабдықтары. Гидро техникалық құрылыстар

144. Гидро техникалық құрылыстарды пайдалану кезінде олардың жұмыстарының сенімділігі мен қауіпсіздігін, сондай-ақ электр станцияларының технологиялық жабдықтарының үздіксіз және үнемді жұмысын қамтамасыз етеді. Сүзгілеуге қарсы және дренажды қондырғылардың жұмыстарының сенімділігін қамтамасыз етуге аса назар аударылады.

Гидротехникалық құрылыстардың тұрақтылығы, беріктілігі, төзімділігі бойынша нормативтік (жобалау) талаптарын қанағаттандыруы қамтамасыз етіледі.

Су ағыны астындағы құрылыстар мен конструкциялар сондай-ақ олардың негіздері мен біріктірілген тұстары су өткізбеу және сүзгіш беріктігінің нормативтік (жобалық) көрсеткіштерін қанағаттандыруы қамтамасыз етіледі.

Гидротехникалық құрылыстар қолайсыз физикалық, химиялық, және биологиялық үдерістерден, жүктеме мен судың әсерінен туындайтын зақымданулардан қорғалады. Зақымданулар дер кезінде жойылады.

25 жылдан астам уақыт пайдалануда болған барлық арынды гидро техникалық құрылыстар олардың жай-күйіне қарамастан 5 жыла 1 рет кем емес, мамандандырылған ұйымдарды тарта отырып, олардың беріктігін, орнықтылығын және пайдалану сенімділігін бағалаумен көп факторлы мерзімді тексеріледі. Тексеру нәтижелері бойынша құрылыстардың жұмыс қабілеттілігін қамтамасыз ететін шаралар қолданылады.

145. Бетонды гидротехникалық құрылыстарда динамикалық жүктеме, сүзілетін су, минералды май, жүйелі түрде мұздату ықпалына ұшыраған учаскелерде және ауыспалы деңгей аймақтарында бетонның беріктігі бойынша тексеру жүргізіледі. Құрылыс конструкциясының беріктігі белгіленген жобамен салыстырғанда төмендеген кезде олар күшейтіледі.

146. Жерасты плотиналарымен бөгеттер жота арқылы судың шайылуынан және қотаруларынан қорғалады. Құламалардың бекітпелері, дренажды және жауын суын бұру жүйелері жарамды күйде ұсталады. Жер асты құрылыстар, әсіресе үйінділердегі және су өткізетін топырақтардағы каналдар, плотиналар мен бөгеттер жануарлардың зақым келтіруінен қорғалады.

147. Каналдардың бермалары мен жыралары жүйелі түрде шөгінді және шайылма топырақтан тазартылады, егер ол жобада қарастырылмаған болса, құламаларда және жер құрылыстарының жотасында ағаштардың және бұталардың өсіп кетуіне жол берілмейді. Суды жіберетін және бұратын қажетті орындарында баспалдақтар, көпірлер және қоршаулар салынады. Деформациялы тігістердің сенімді нығыздау жұмыстарымен қамтамасыз етіледі.

148. Қандай да бір құрылыстарда, соның ішінде жағалауда, автомобиль және темір жолдарда, бермалар мен каналдарда, плотиналардың, бөгеттердің құламаларында және қопарылудың призмалары есептік шегінде тірек қабырғаларында жүктер мен құрылғыларды орналастыруға жол берілмейді. Қауіпті опырылу аймағының жерінде тиісті айыру белгілерімен белгіленеді.

149. Төменгі сынадағы сүзілетін су жоғары деңгейде болған кезде жерасты плотиналары мен бөгеттердің құламаларының учаскелерінде мұздау мен күйреуге ұшырамас үшін дренаж немесе жылылау орнатылады.

150. Сүзілген суды ағызу үшін дренаждық жүйелер жарамды күйде болады. Олар су өлшегіш құрылғылармен жабдықталады.

Дренаждық жүйелерден ағатын су құрылыстан толассыз бұрылады. Сүзілген судан топырақ байқалған кезде оны тоқтату шаралары қолданылады.

151. Тоңданған түрдегі топырақ плотиналары, олардың негіздері мен жағалауларға және плотинаға кірістіріле салынған құрылыстары (суды ағызушылар, туннельдегі су өткізгіштер, су қабылдағыштар) үнемі тоңданған күйінде ұсталады. Арнайы қондырғылар болған жағдайда олардың жұмыс режимі нормативтік құжаттармен анықталады.

152. Саздақты өзектер және жерасты плотиналарының экрандары аяздан және қатып қалудан, ал дренаж құрылғыларымен өтпелі сүзгілер қатып қалудан қорғалады.

Маусымды қатып қалатын және еріп кететін табанды призмалардың ірі кесекті материалы аязға төзімділігі бойынша нормативтік (жобалық) талаптарға сай болады.Пайдаланудағы әрбір 10-15 жыл сайын механикалық және жылжыту беріктігі бойынша сыналады.

153. Көп жыл қатып тұрған мұзды негіздерде жерасты плотиналарын пайдалану кезінде температуралық режимді, сондай-ақ жердің еруіне байланысты деформацияларды бақылау ұйымдастырылады.

154. Гидро электр станцияларының жерасты ғимараттарын пайдалану кезінде: сүзу нәтижесінде немесе су жүретін жолдардың күтілмеген бұзып-жарылулар салдарынан ағып келген суды сору үшін сорғылардың тұрақты жұмысқа дайындығы; желдету қондырғыларының, авариялық жарықтандырудың, қосымша шығу есіктерінің жарамдылығы қамтамасыз етіледі.

155. Каналдардағы судың жылдамдығы канал құл амалдары мен түптерін шайып әкетуге, сондай-ақ шайындылардың жиналуына жол бермейтіндей ұсталады; мұз түзілімдері болған кезде судың тоқтаусыз берілуі қамтамасыз етіледі.

156. Су қоймаларының, бассейндердің, каналдар мен арынды су өткізгіштердің сумен толтырылуы және босатылуы, сондай-ақ су өткізгіштеріндегі су деңгейінің өзгеруі құрылыстың қаптауында жоғары қысымның болуын, еңістердің жылжуын, вакуумның туындауын және төтенше құбылыстарды болдырмайтын жылдамдықпен бірте-бірте жүргізіледі. Судан босату мен толтырудың жол берілетін жылдамдықтары нұсқаулықтарда көрсетіледі.

Жоғары су тасу (су тасқыны) кезінде гидротораптардың жоғарғы бьефтерінің қалыпты тірек деңгейін (бұдан әрі – ҚТД) арттыруға тек қана суды ағызатын және суды барлық өткізетін тесіктерінің қақпақтарының толығымен ашық болуы кезінде және міндетті түрде барлық гидротурбиналар қолданылған кезде жол беріледі. Су ағыны толастаған кезде су қоймасының деңгейі техникалық мүмкін болатын қысқа мерзімде ҚТД-ға дейін төмендейді.

157. Арынды су өткізгіштерді пайдалану кезінде:

1) тіректердің қалыпты жұмысы, деформациялық тігістердің және өтемдік құрылғылардың тығыздалуы қамтамасыз етілу;

2) сыртқы қабатының жоғары дірілі болмауы;

3) коррозия мен түрпілі тозудан қорғануының қамтамасыз етілу;

4) болат бетонда және болат темір бетонды су өткізгіштерде 0,3 мм артық үстіңгі бетінде жарықтың болмауы;

5) су өткізгіштің зақымдануы (жарылуы) кезінде гидро электр станцияларының (бұдан әрі – ГЭС) ғимараттарын су басудан қорғау қамтамасыз етіледі.

158. Аязды кезеңде гидро агрегаттарды тоқтату кезінде су өткізгіштердің ішкі қабырғаларында пайдалану кезінде қауіпті болып табылатын мұздың түзілуінің алдын алу шаралары қолданылады.

159. Арынды су өткізгіштердің аэрациялы құрылғылары сенімді жылытылады және қажет болған кезде жылыту жүйесімен жабдықталады. Өндірістік нұсқаулықта көрсетілген мерзімде жүйелі түрде аэрациялы құрылғының жай-күйін тексеруге жол беріледі.

160. Электр станцияларының құрылыстарының ауданында жару жұмыстарын жүргізуге құрылыстар мен жабдықтардың қауіпсіздігі қамтамасыз етілген кезде жол беріледі.

Сыртқы ұйымдармен гидротехникалық құрылыстардың маңында жару жұмыстарын электр станциясының техникалық басшысының келісімімен жүргізіледі.

161. Энергия объектілер тиісті аумақтық әкімшілік органдарды (әкімшіліктерді) гидротораптардың құрылыстары арқылы суды ағызу кезінде су басып кеткен аймақта құрылыс салуға жол берілмейтіндігі, сондай-ақ су қоймаларының көп жылдық реттеуінде су басу аймақтары туралы жазбаша түрде хабардар етіледі.

Гидро торапты пайдалану жөніндегі жергілікті нұсқаулыққа жобамен белгіленген жоғарғы және төменгі бьефтердегі гидро торапты қорғау аймақтарында аумақты және құрылыстардың жай-күйін қадағалау жөніндегі талаптар енгізіледі.

162. Әрбір электр станциясының жергілікті нұсқаулығында гидротехникалық құрылыстарда авариялық жағдайлар туындаған кезде атқарылатын іс-шаралар жоспары баяндалады. Бұл жоспарда: персоналдың әрекеті, авариялық жағдайларды жою жолдары, материалдар қоры, байланыс және хабарлау құралдары, көлік құралдары мен қозғалыс жолдары анықталады.

Гидро техникалық құрылыстарда авария туындаған кезде: ертерек алдын алу бойынша қажетті жобалау құжаттамасы (су қоймаларынан бұзып-жару толқындарының салдарының есептеу материалдарын тіркей отырып) және оларды жою жөніндегі тиісті нұсқаулықтар алдын ала әзірленеді.

163. Адамдар, жабдықтар мен басқа да құрылыстар үшін қауіп туғызатын гидро техникалық құрылыстардың зақымдануы олар туындаған уақытта тез арада жойылады.

164. Аварияға қарсы құрылғылар, суды ағызу және құтқару құралдары жарамды күйде және үнемі әзірлікте болуы қамтамасыз етіледі.

165. Өзен сағаларында және жыраларда сел салдарынан туындайтын авариялық жағдайлардың алдын алу үшін қажет болған кезде тау-кен суын бұру жұмыстары жүргізіледі. Каналдар қиып өтетін сел жүру жолдарына кіретін учаскелер және сел жүру жолдарының өздері қажеттілігіне қарай тазартылады.

166. Қызмет көрсетуші персонал, электр станцияларының жабдықтары мен құрылыстары үшін қауіпті тастардың құлауы мүмкін шатқал еңістері және жартас құламаларының учаскелері жүйелі түрде тексеріледі және тастардан тазартылады.

Тастан қорғайтын құрылыстар (тасты ұстайтын торлар, тас ұстағыштар) жарамды күйде ұсталады және жиналған тастардан дер кезінде босатылады.

167. Гидротехникалық құрылыстарды күрделі жөндеу мүмкіндігінше электр станциясының жұмысына ешбір кедергі келтірусіз жүргізіледі.

Параграф 2. Гидротехникалық құрылыстардың жай-күйін қадағалау

168. Гидро техникалық құрылыстарда орнатылатын бақылау-өлшеу аппаратурасының (бұдан әрі – БӨА) бақылау көлемі мен құрамы жобамен белгіленеді.

Пайдалану кезінде БӨА құрамы мен бақылау көлемі гидро құрылыстардың жай-күйіне және бақылауға қойылатын техникалық талаптардың өзгеруіне байланысты (мысалы, беріктік класын өзгерту, сейсмикалығын анықтау) өзгертілуі мүмкін. Бұл өзгерістер жобалау немесе мамандандырылған ұйымдармен келісіледі.

Электр станцияларында барлық БӨА әрбір құралының орнату күні мен бастапқы көрсеткіші көрсетілген ведомості және схемасы болуы тиіс, БӨА-ның жай-күйі оларды күтіп-ұстау жөніндегі нұсқаулықта көрсетілген мерзімде тексеріледі.

Бақылаудың жеделдігі мен дұрыстығын арттыру үшін басты арынды гидро техникалық құрылыстарды диагностикалық бақылаудың автоматтандырылған жүйелерімен (бұдан әрі – ДБАЖ) жабдықтаған жөн. Мұндай құрылыстар үшін оларды БӨА-мен жабдықтау жобалары мамандандырылған ұйымдарды тарта отырып және оны ДБАЖ-да пайдалануды ескере отырып әзірленеді.

169. Жергілікті нұсқаулықта белгіленген мерзімде және ол жерде қарастырылған көлемде барлық гидротехникалық құрылыстарда:

1) құрылыстар мен олардың іргелерінің шөгуі және жылжуына;

2) құрылыстар мен қаптамалардың деформациясы, олардағы жарықтар, деформациялық және құрылыс жіктерінің жай-күйі, жерасты плотиналардың, бөгеттердің, каналдардың және шұңқырлардың еңістерінің бекітпелеріне;

3) арынды су өткізгіштердің жай-күйіне;

4) гидро тораптың бьефтері деңгейінің режимі, жерасты, бетон құрылыстар мен жағалау тұтастықтарының, дренаждық және сүзілмейтін құрылғылардың жұмысының режимі, құрылыс аймағындағы жерасты суының режиміне;

5) су ағынының құрылысқа ықпалына, атап айтқанда су ұрмасы мен рисберманы, түбі мен жағалауын жуып кетуі, қаптаманың уатылуы мен коррозиясы, отыруы, жылжымалы құбылыстар, каналдар мен бассейндердің лайлануы және шөп басуын, су қоймалары жағалауларын қайта өңдеуіне;

6) құрылыстарға мұздың әсеріне және олардың мұз қатуына бақылау жүргізіледі.

Қажет болған кезде құрылыстардың дірілін, сейсмикалық күшін, бетонның беріктігі мен су өткізбеушілігін, конструкцияның кернеулі жай-күйі мен температуралық режимін, металл және бетон коррозиясын, металл конструкцияларының дәнекерленген жіктерінің жай-күйін, гидротехникалық құрылыстардың жекелеген учаскелерінде газдың шығуы мен басқа да факторларды бақылау ұйымдастырылады.

Гидротехникалық құрылыстарды пайдалану шарттары айтарлықтай өзгерген кезде арнайы бағдарламалар бойынша қосымша байқау жүргізіледі.

Өндірістік нұсқаулықтарда әрбір арынды гидро техникалық құрылыстар үшін БӨА бойынша бақылау нәтижелері салыстырылатын оның жай-күйінің мүмкін болатын көрсеткіштері көрсетіледі.

Гидро техникалық құрылыстардың жай-күйінің бастапқы (жобалау) мүмкін болатын көрсеткіштері заттай бақылау деректерін жинақтай отырып жүйелі түрде анықталады.

170. Бірінші класты бетонды гидро техникалық құрылыстарында олардың конструкциясына және пайдалану шарттарына байланысты:

1) плотиналар мен олардың негіздерінің кернеулі және термокернеулі жай-күйіне;

2) плотина табанымен түйісу аймағында тасты ірге нығыздығының азаюына;

3) арматурадағы кернеуге;

4) сейсмикалық және басқа да динамикалық әсері болған кезде плотинаның жай-күйінің өзгеруіне арнайы бақылау жүргізіледі.

Көп жылдық қатып қалған жерлерде орналасқан бетон плотиналар үшін:

1) плотина іргелерінің температурасы мен жағалаумен түйісуіне;

2) бетон қатып қалған жерлердің, әсіресе бетонды және жерасты құрылыстары мен плотинаның жағалаумен түйісу аймақтарында дамуына;

3) еру кезінде және еру нәтижесінде жерастының негізгі физикалық-техникалық қасиеттерінің өзгеруі кезінде іргетастарының деформациялану және жағалаумен түйісу процесіне арнайы бақылау жүргізіледі.

171. Электр станцияларының жерасты ғимараттарын пайдалану кезінде:

1) сілемді қамтитын анкерлік және күмбездік бекітпелерінің кернеулі жай-күйіне;

2) қабырғалардың және камера күмбезінің жылжып деформациялануына;

3) сілемнің сүзгіш және температуралық режимдеріне;

4) үй-жайларда судың ағуына бақылау жүргізіледі.

172. 7 және одан да жоғары балды сейсмикалық аудандарда орналасқан бірінші класты гидро техникалық құрылыстарда және 8 және одан да жоғары балды сейсмикалық аудандарда орналасқан екінші класты құрылыстарда бақылаулар мен сынақтардың мынадай түрлері жүргізіледі:

1) құрылыстар мен жағалауға түйіскен тұстардың жұмысы инженерлік-сейсмометрикалық бақылау (сейсмометрикалық мониторинг);

2) құрылыстардың жармасының маңындағы су қоймасының аймағында және іргелес аумақтарда инженерлік-сейсмологиялық бақылау (сейсмологиялық мониторинг);

3) пайдалануға берілген кезде – динамикалық паспорттар жасай отырып, осы құрылыстардың динамикалық сипаттамасын анықтау бойынша тесттік сынақ (динамикалық тестілеу), ал одан кейін – әрбір 5 жыл сайын.

Гидротехникалық құрылыстарға инженерлік-сейсмометрикалық бақылау жүргізу үшін автоматтандырылған құралдармен және жер қабатының қатты сілкінісі кезінде құрылыстармен және жағалаумен түйісудегі кинематикалық сипаттамасын тіркеуге мүмкіндік туғызатын кешендерімен жабдықталады, сондай-ақ алынған ақпарат жедел түрде өңделеді.

Гидротехникалық құрылыстар мен су қоймалары жағалауларының маңында мамандандырылған ұйымның әзірлеген жобасы бойынша инженерлік-сейсмологиялық бақылау жүргізу үшін автономды тіркеуші сейсмикалық станциялар орналастырылады. Әрбір объектінің инженерлік- сейсмометрикалық және инженерлік-сейсмологиялық бақылау кешені Қазақстанның бірыңғай сейсмологиялық бақылау қызметімен байланысты болады.

Жүйелерді монтаждау, пайдалану және инженерлік-сейсмометрикалық, инженерлік-сейсмологиялық бақылау мен динамикалық тестілеуді мамандандырылған ұйымдарды тарта отырып энергетикалық тораптардың дирекциясы жүзеге асырады.

5 және одан жоғары балды әрбір сейсмологиялық соққыдан кейін құрылыстарда орнатылған БӨА-ның барлық түрлерінің көрсеткіштері, құрылыстарды тексере және оның орнықтылығы мен беріктігін талдай отырып жедел түрде тіркеледі.

1473. Гидротехникалық құрылыстардың бас және станциялық тораптарында базистік және жұмыс реперлері орнатылады. Негізгі гидротехникалық құрылыстардың белдігі жазбалары бар таңбалармен белгіленеді және базистік реперлермен байланыстырылады. Арынды су өткізгіштерінің анкерлік тіректерінде жоспар бойынша және биіктігі бойынша тіректердің орналасу ретін анықтайтын таңбалары болады.

Су арынды қоршау плотиналары мен бөгеттердің, каналдардың, туннельдердің, күл-қожды төгінділерінің, бөгемелерінің әр пикет сайын құрылыстардың ұзындығын, басын, соңын және дөңгелектерінің радиустарын, сондай-ақ жерастындағы немесе су астындағы жасырын құрылғылардың орналасу орындарын көрсететін белгілері болады.

174. БӨА зақымданудан, мұз қатудан қорғалады және нақты таңбасы болады. Пьезометрлерден жеткілікті негіздерсіз суды қотаруға жол берілмейді.

БӨА бойынша өлшеу пульттері немесе орындары қауіпсіздік техникасының талаптарын ескере отырып жабдықталады, еркін өту жолдары, жарықтандыруы, ал қажет болған кезде ішкі телефон байланысы болады.

175. Жыл сайын көктемгі су тасқынына дейін, ал жекелеген жағдайларда жазғы-күзгі су тасу кезінде электр станцияларында су тасқыны бойынша комиссиялар тағайындалуы қажет. Комиссия барлық гидротехникалық құрылыстардың, олардың механикалық жабдығының, жүк көтергіш құрылғылардың су тасқынына (су тасуға) дайындығын қарау мен тексеруі, су тасқыны кезінде (су тасудың) басшылық етуі және ол өткеннен кейін құрылыстарды қайтадан қарап шығады.

176. Құрылыстар мен туннельдердің су астындағы бөлімдерін байқап шығу пайдалана бастағаннан 2 жыл өткеннен кейін алғашқы рет, содан соң 5 жылдан кейін, ал әрі қарай қажеттілігі бойынша жүргізіледі.

Су тасқынынан кейін электр станцияларының қолда бар құралдарын қолдана отырып су айырғыш, рисбермалармен арнаның жапсарлас тұтасатын учаскелеріне тексеру жүргізіледі.

Параграф 3. Гидротехникалық құрылыстардың механикалық жабдығы

177. Гидротехникалық құрылыстардың механикалық жабдығы (қақпақтары мен олардың тетіктері бар қорғаныш бөгеттері), қашықтықтан немесе автоматты басқару мен дабыл беру құралдары, сондай-ақ жүк көтергіш және көлік қондырғылары жарамды және жұмысқа дайын күйде болуы тиіс. Көктемгі су тасқыны алдында су тасқыны кезінде пайдаланылатын су ағызу құрылыстарының қақпақтары оларды маневрлеу мүмкіндігін қамтамасыз ету үшін қызыл су мұзынан және қатып қалған мұзда тазартылады.

178. Иірім мен ағыс шалысы аймағында су асты ғимарат бөліктерінде бетонды бекітулер қарау 2 жылда 1 реттен кем емес мезгілімен жасалады.

179. Гидротехникалық құрылыстардың механикалық жабдығы ұйымның техникалық басшысымен бекітілген кестеге сай мерзімді түрде қаралады және тексеріледі.

180. Негізгі қақпақтары ашу биіктігінің көрсеткіштерімен жабдықталады. Жекелеген жүк көтергіш механизмдер мен қақпақтардың төсеме бөліктері базистік реперлерге байланыстырылуы қамтамасыз етіледі.

181. Қақпақтарын маневрлеу кезінде олардың қозғалысы жүріс бөліктері дұрыс орналасқан кезде және тірек бөліктерінің деформациясы болмаған кезде кедергісіз, жұлқынуларсыз және дірілсіз болуы қамтамасыз етіледі.

Қақпақтардың су өткізбеушілігі, олардың табалдырыққа дұрыс орналастырылуы және тіреу контурына тығыз жымдасуы қамтамасыз етіледі. Қақпақтардың қисаюлары және арынмен жұмыс кезінде жол берілмейтін деформациялары болмауы қамтамасыз етіледі.

Гидротехникалық құрылыстар конструкцияларының немесе қақпақтарының жоғарғы дірілі пайда болатын қалыпта қақпақтарды ұзақ уақыт ұстауға жол берілмейді.

182. Арынды су өткізгіштерде орнатылған қақпақтардың толық жабылуы аэрациялық қондырғылардың жарамды күйінде ғана жүргізілуі мүмкін.

183. Қажет болған жағдайларда саңылауларды, тірек құрылғылары мен қақпақтарының құрылымын қыс мезгіліндегі жұмыстар арналған қоқысты ұстап қалушы торлады қымтаумен немесе жылылаумен қамтамасыз етіледі.

184. Қоқыстарды ұстап қалушы конструкциялар (торлар, торкөздер, запандар) қоқыстардан жүйелі түрде тазартылады.

Әрбір электр станциялары үшін қоқыстарды ұстап қалушы торлардағы деңгейлердің төмендеу мәнінің тұрақтылығы мен үнемділік шарттары бойынша орнатылады.

185. Гидротехникалық құрылыстардың металл бөліктері мен механикалық жабдығы коррозиядан және дрейсена басуынан қорғалады.

5-тарау. Электр станцияларының су шаруашылығы, гидрологиялық және метеорологиялық қамтамасыз ету

Ескерту. 5-тараудың тақырыбы жаңа редакцияда – ҚР Энергетика министрінің 28.09.2020 № 335 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

Параграф 1.Су режимін басқару

186. Гидроэлектр станцияларын пайдалану кезінде су ресурстарының және жүктеме кестесін жабуға гидроэлектр станциясының оңтайлы қатысуы кезінде белгіленген қуаты бар гидроагрегаттардың толығымен пайдаланылуы қамтамасыз етіледі.

Бір уақытта экономиканың энергетикалық емес салаларының (су көлігі, балық шаруашылығы, сумен жабдықтау) қажеттіліктері және табиғатты қорғау шарттары есепке алынады.

187. Кешенді пайдалануда су қоймасы бар гидроэлектр станциялары үшін түрлі суды пайдаланушылардың суды пайдалануының ай сайынғы көлемін белгілеуші жылдық су шаруашылығының жоспары құрылады. Су шаруашылығының жоспары метеорологияның аймақтық қызметтерінің су ағызу болжамын ескере отырып, әрбір тоқсанға және айға анықталады.

Энергетикалық жүйеде бірнеше гидро электр станциялары немесе каскадалар бар болған кезде сарқынды суды реттеу басқа су пайдаланушылардың қажеттіліктерін қанағаттандыра отырып, оң жоғарғы жиынтық энергетикалық (отын, қуат) нәтиже алу үшін жүргізіледі.

188. Су тасқыны алдында және оның әрі қарай толтырылуы кезінде су қоймасының жарамсыздық режимі мыналарды:

1) су қоймасын су тасқыны кезінде тірек деңгейіне дейін толтыруды; осы қағидалардан ауытқу тек су шаруашылығы кешенінің ерекше талаптарымен және көпжылдық реттеу су қоймалары үшін ғана жол беріледі;

2) жобада су қалдықтарын, насос өткізгішін, сондай-ақ мұзды құрылыс арқылы шығаруға арналған қолайлы жағдайлар көзделген болса;

3) қалыпты кеме қатынасы, балық шаруашылығы, суару мен сумен жабдықтауға арналған келісілген қажетті жағдайларды;

4) энергетикалық емес су пайдаланушылармен келісілген шектеулерді сақтаған кезде энергетикалық жүйедегі жоғар энергетикалық (отын, қуат) тиімділікті;

5) гидротехникалық құрылыстардың жұмыстарының қауіпсіздігі мен сенімділігінің және су тасқынымен күресу талаптарын ескере отырып шығындарды реттеуді қамтамасыз етеді.

189. Су өткізу құрылыстары арқылы суды ағызу өндірістік нұсқаулыққа сәйкес жүзеге асырылады. Үдерісте құрылыстардың зақымдануына әкелмеуі, сондай-ақ құрылыстың орнықтылығына әсер етуі мүмкін түптерінің шайылуына әкелмеуі қамтамасыз етіледі.

190. Су ағызу құрылыстары арқылы су шығынын азайту бьефтерде үлкен толқындардың пайда болуын бірте-бірте болдырмау үшін жүргізіледі. Су шығынын азайту жылдамдығы гидротораптың төменгі бъефіндегі тұрғындардың және шаруашылықтың қауіпсіздік талаптарын ескере отырып, арнайы талаптар бойынша анықталады. Су шығынының кенет өзгеруі туралы күнтізбелік 3 күн бұрын энергетикалық кәсіпорын метрология қызметінің аумақтық органдарына және әкімшілікке алдын ала хабарлайды.

Гидротурбиналар арқылы өтетін су шығынының өзгеру жылдамдығын регламенттемейді және егер су электр станцияларын пайдалану шарттарында қарастырылмаса, шығын өзгерісі туралы ескерту хабарланбайды.

191. Жоба бойынша судың есептелген жоғарғы шығынын өткізу үшін басқа мекеменің (мысалы, кеме жүретін шлюз) иелігіндегі су ағызу құрылыстарын қолдану қарастырылатын гидро электр станцияларында осы мекемемен келісілген, осы құрылыстың іске қосу шарттары мен тәртібін анықтайтын нұсқаулық әзірленеді.

Параграф 2. Аяз кезінде гидроқұрылыстарды пайдалану

192. Сыртқы ауаның температурасы төмендегенге дейін және мұз пайда болғанға дейін мұз үгіткіштер мен мұз тұндырғыштар тексеріледі және жөндеуден өткізіледі, су қабылдаушы құрылғылар мен су тасымалдаушы каналдар, қақпақтардың саңылаулары мен торлары шөп-шалам мен суға батқан бөренелерден тазартылады, сондай-ақ қақпақтардың торлары мен саңылауларын жылытатын құрылғылар жұмысқа даярланады және мұз дабыл бергіштермен микро термометрлер тексеріледі.

193. Тегіс мұз алаңының қысымына есептелмеген құрылыстарды бойлай қыс бойы мұздан еркін күйде тұратын жылым орнатылуы немесе басқа да мұзға түсетін ауырлықты азайтатын сенімді тәсілдер қолданылады.

194. Қатты мұз қабыршақтарымен күресу үшін қатты мұз қатқан өзендердегі тірек бьефтері мен су қоймаларында тез мұздың пайда болуына әсер ететін шаралар өткізілуі қажет: су деңгейін мүмкін болғанша жоғары белгілерде ұстап тұру, электр станциялардың суды тұрақты су агрегаттары мен сорғыштардың көмегі арқылы аз шығынмен алуы. Қажет болған жағдайда гидроэлектр станциясы түгелдей тоқтатылады.

195. Мұз қабаты пайда болмайтын өзендерде мұз қабыршақтары гидроэлектр станцияларының турбиналары (шөгіштен басқасы) арқылы жіберіледі, ал ол мүмкін болмаған жағдайда турбиналардан бөлек, аз мөлшердегі су шығынын келтіретін мұз тастағыштары арқылы жіберіледі. Мұз қабыршақтарын алып тастау реті тиісті нұсқаулық арқылы анықталады. Үлкен су қоймаларында мұз жоғарғы бьефте жинақталады.

196. Гидроэлектр станциялары каналдарының жұмыс режимі мұз еріген кезде каналдардың өң бойын толық жабатын кептеліс пайда болмай судың толасыз ағынын қамтамасыз етеді.

Өзіндік ерекшелік жағдайларға байланысты канал режимі мұздың бүкіл бағыты бойынша дұрыс кетуін қамтамасыз етуі немесе бір уақытта оның біртіндеп топтасуына жол беруі тиіс. Тұндырғыштарға (кейін жуа отырып) және тәуліктік реттейтін бассейндерден мұзды жинауға жол беріледі.

Каналдарды мұз транзиті режимінде пайдалануға дайындау кезінде ағысты қиындататын құрылғылар (торлар, запандар) қолданылады.

197. Мұз қатудың алдында және мұз басу кезінде тоған учаскелерінде судың салқындау белгілерін анықтау үшін су температурасының жүйелі түрде (тәулігіне кемінде 1 реттен кем емес) өлшенуі ұйымдастырылады. Жылыту жүйелерін және торларды мұздан тазартатын торды тазалау үшін пайдаланылатын құрылғыларын іске қосу тәртібі өндірістік нұсқаулықпен белгіленеді.

198. Егер қабылданған шаралар (жылыту, тазалау) тордың мұз басып қалуы және оларға түсетін қауіпті арын ауысуларының пайда болуын алдын алмаса, торларды тазалау үшін турбиналардың (немесе сорғыштардың) алма-кезек тоқтатылады. Мұз қабыршақтарын тордан бірте-бірте немесе толығымен гидротурбиналар арқылы шығаруға рұқсат етіледі.

Бұл ретте сумен техникалық жабдықтау жүйесінің үздіксіз жұмысын қамтамасыз ететін шаралар қолданылады.

199. Гидротехникалық құрылыстың жармасы арқылы мұзды ағызу мұз тастайтын саңылаудың табалдырығында жеткілікті су қабатының болуын қамтамасыз ететін мұз өткізгіш фронтты жоғарғы түрде қолданылған кезде орындалады.

Мұз еру кезінде мұз кептелістерінің орын алуы және құрылыстарға қауіпті үлкен мұз бөліктерінің соғылуы секілді қауіптер төнген кезде уақытша бақылау бекеттері ұйымдастырылады және жару және мұз түйреу жұмыстарының көмегімен кептелістерді жою және мұз алаңдарын ұсақтау бойынша іс-шаралар қолданылады.

Параграф 3.Су қоймаларын пайдалану

200. Егер басқа су тұтынушыларға залал келтірмесе, қарқынды лайланатын су қоймаларда су тасқыны кезінде реттеудің жобалық призмасының шеңберінде мүмкін болатын төменгі деңгейінде ұсталады. Мұндай су қоймаларын сумен толтыру су тасқынының төмендеуінің соңғы мерзімдерінде жүзеге асырылады.

201. Су қоймаларының, бьефтердің, бассейндердің, каналдардың лайлануын азайту үшін:

1) ағып келген қатты су ағысының жоғарғы транзитін құруға мүмкіндік беретін жұмыс режимдерін қолдау;

2) каналдарға көп мөлшерде лайланған су ағып келген кезде судың мүмкін болатын үлкен шығындарымен таяудағы тұрақты параметр режимде жұмыс істеуі;

3) бьефтер, су қоймаларын, су қабылдағыштардың табалдырығын жуу, тұндырғыштардағы суды тұндыруы, жағалауларды нығайту және қоқыстарды ұстау құрылғыларын қолдану немесе қоқыстарды механикалық құралдармен тазарту қажет.

202. Электр энергиясын өндіру үшін өзендегі судың табиғи шығыны толығымен пайдаланылмаса, артылған су плотинаның төменгі бьефіне қоқыстарды шығару және су қабылдағыш құрылғылардың табалдырығын жуу үшін пайдаланылады.

203. Су қабылдағыш құрылғыларға су қабылдағыш табалдырығының алдында жиналып қалған қоқыстар түскен кезде бұл қоқыстарды шайып тастау жолымен шығару қажет. Шаюға мүмкіндік болмаса немесе тиімсіз болса қоқыстарды шығару тетіктерінің көмегімен жүргізілуі мүмкін.

Плотинасыз су жинау кезінде электр станцияларының су жинау құрылғысын шөгінді қабаттардан жуу ағынды тарылту арқылы судың жылдам ағысының әрекетімен жүзеге асырылады.

204. Қарқынды түрде лайланатын су қоймасының жай-күйін бақылау және қоқыстардан тазарту лайланған су қоймаларын пайдалану бойынша табиғатты қорғау талаптарын ескере отырып ұйымдастырылады.

205. Электр станцияларындағы тұндырғыштар үнемі суды тұндыру үшін қолданылады. Жөндеу жұмысы үшін тұндырғыштарды немесе олардың жеке камераларын өшіру судағы қоқыстар аз көлемде болған кезде немесе турбиналар мен басқа да жабдықтардың уатылуына алып келмеу үшін қауіпті фракциядан айырылған кезде ғана жол беріледі.

206. Оқшау жағдайларда қолданылатын электростанциясының теңгерімінде су қоймалары электр станцияның пайдаланушы персоналының көмегімен тиісті техникалық және санитарлық күйде ұсталады.

Осы су қоймаларында мыналар:

1) лайлануы және шөптің өсіп кетуі;

2) жағалауларды қайта өңдеуі;

3) су сапасы;

4) температуралық және мұз режимі;

5) шымтезектің қалқуы;

6) осы су қоймаларының су қорғау аймақтары шегінде табиғатты қорғау талаптарын сақтауы бойынша бақылау жүргізіледі.

Қажеттілік бойынша бақылауды ұйымдастыру мен жүргізу үшін табиғатты қорғау іс-шараларының нәтижелерін талдау және әзірлеу үшін мамандандырылған ұйымдарды тартқан жөн.

207. Криолит аймақтарында орналасқан су қоймаларында криоген үдерісі мен су қоймасының құндағандағы деформациясы бойынша, жұмыстық аймақтарда, жағалаулық және жағалаудағы аймақтарда, сондай-ақ су қоймасының сыйымдылығының өзгеруіне бақылау жүргізіледі. Бақылаудың құрамын, көлемін және мерзімділігін анықтау үшін мамандандырылған ұйымды тартқан жөн.

Су қоймасы толтырылғаннан кейінгі 5 жылдан кейін және ол пайдаланылатын кейінгі әрбір 10 жыл сайын мамандандырылған ұйымды тарта отырып, бақылау нәтижелері бойынша су қоймасының жай-күйіне талдау жасалады және қажет болған жағдайда, су тораптарын пайдалану сенімділігі мен қауіпсіздігін қамтамасыз ету шаралары әзірленеді.

Параграф 4. Гидрологиялық және метеорологиялық қамтамасыз ету

208. Электр станциялардың гидрологиялық және метеорологиялық қамтамасыз ету міндеттеріне мыналар кіреді:

1) электр станцияларының жұмыс режимдерін оңтайлы жүргізу үшін гидрологиялық және метеорологиялық мәліметтерді алу, су ресурстарын пайдалану және гидротехникалық құрылыстар мен су қоймаларын сенімді пайдалануды ұйымдастыруды жоспарлау,

2) су ағынын реттеу, су тасқынын өткізу, ирригациялық, навигациялық және санитариялық тұрғыдан ұйымдастыру және сумен жабдықтауды қамтамасыз ету үшін мәліметтер алу;

3) төтенше жағдайларда келетін залалдардың алдын алу немесе азайту шараларын уақтылы қолдану үшін қажетті ақпарат алу.

209. Электр станциялары ұдайы метеорологиялық қызметтерден мынадай мәліметтерді:

1) пайдаланылатын су ағыны туралы мәліметтер (шығыс, су деңгейі мен температурасы, мұз құбылысы, сорғылар);

2) су қоймаларының айлық және жылдық су жиынтықтары; метеорологиялық мәліметтер (ауа температурасы мен ылғалдылығы, жауын-шашын және булану, жел күші мен бағыты, тайғақтың пайда болуы, дауыл және найзағайдан алдын ала сақтандыру);

3) электр станцияларын пайдалану үшін қажетті гидрологиялық және метеорологиялық болжамдар алады.

Қажет болған кезде электр станциялары метеорологиялық қызмет органдарынан судың физикалық, химиялық және гидро биологиялық көрсеткіштері туралы, олардың ластану деңгейі туралы деректер, сондай-ақ ластанған су деңгейінің тез өзгеруі туралы шұғыл ақпарат алады.

210. Гидрологиялық және метеорологиялық болжамдардың көлемі, мерзімі мен жеткізу тәртібі және қауіпті құбылыстардан сақтандыру тиісті метеорологиялық қызметтерге сәйкес нақты шарттарымен белгіленеді.

Электр станцияларында болжам және нақты гидрологиялық және метеорологиялық құбылыстар тіркелуі жүргізіледі.

211. Жергілікті нұсқаулықта белгіленген мерзімде әрбір электр станцияларында мыналар:

1) гидро тірек құрылыстарының бьефтеріндегі, су жіберу құрылыстарындағы, каналдардағы су деңгейі;

2) су техникалық құрылыстар арқылы жіберілетін және технологиялық жабдықтардың пайдаланылған су шығындары;

3) жоғарғы және төменгі бьефтердегі құрылыстардың маңындағы су ағысының (өзеннің, каналдың, су қоймасының) мұз режимі;

4) судағы қоқыстар мен олардың су қоймаларында, бьефтерде, бассейндерде, каналларда бөлінуі, су мен ауа температурасы;

5) пайдаланылушы немесе ағынды су сапасының (жергілікті жағдайына байланысты) көрсеткіштері бойынша бақылау ұйымдастырылады.

212. Электр станцияларында пайдаланылған судың орташа тәуліктік шығыны су өлшегіш көрсеткіштері бойынша анықталады; су өлшегіш құрылғылар болмаған жағдайда уақытша аталмыш құрал орнатылғанға дейін су ағыны технологиялық жабдық сипаттамалары және басқа да мүмкін болатын әдістері бойынша ескерілуі мүмкін.

213. Су ағысын реттеуді жүзеге асырушы барлық су қоймаларында аумақтық метеорологиялық қызметтердің мәліметтері бойынша су құбырларының қақпасына келетін су ағынын әр тәулік сайын тіркеу ұйымдастырылады.

214. Гидро электростанцияларының жоғары және төменгі бьефтерінің деңгейлері мен гидротурбиналардың ағыны, сондай-ақ торлардағы арындар айырмасы басқарманың орталық тетігіне көрсеткіштерді қашықтықтан жеткізу құралдарымен өлшенеді. Бьефтердегі су деңгейін өлшеу құрылғылары мен торлардағы арын айырмасы жылына 2 рет және су тасқынынан кейін тексеріледі.

215. Су өлшегіш қондырғылардың нөлдерін белгілеу белгілеудің біртұтас жүйесі бойынша берілуі тиіс және нивелирлеу арқылы 5 жылда кемінде 1 рет тексеріледі.

Білтелердің және айқаспаулардың айналасында мұз уатылуы тиіс. Аяз кезінде автоматты бекеттер жылытылады.

Параграф 5. Гидротурбиналық қондырғылар

216. Гидротурбиналық қондырғыларды пайдалану кезінде берілген жүктеме үшін жоғарғы мүмкіндігі бар және пайдалы әрекет коэффицентінің қысымымен олардың үздіксіз жұмысы қамтамасыз етіледі. Гидро электростанциясының жабдықтары барынша мол жүктелуге және су жинақтау станцияларын жабдықтау үшін сорғы режиміндегі жұмысқа үнемі дайын болады.

217. Пайдаланылудағы гидроагрегаттар мен қосалқы жабдықтар толығымен автоматтандырылады. Генераторлық режим мен синхрондық компенсатор режиміне гидро агрегатты жіберу, генераторлық режимде және синхронды компенсатор режимінде тоқтатылуы, генераторлық режимнен синхрондық компенсаторының режиміне ауыстыру және керісінше синхрондық компенсатор режимінен генераторлық режимге ауыстыру бір командалық импульспен жүзеге асырылады.

218. Гидроагрегаттар турбиналық су өткізгіштерге орнатылған толығымен ашық қақпақтар арқылы жұмыс істейді; гидротурбинаның бағыттағыш аппаратының ашылу шамасы гидро агрегаттың (генератор - қозғалтқыштың) жүктемесінің жол берілетін мүмкін болатын жоғарғы шегінен аспауы тиіс.

Сору режимінде төмен арынды және сорудың жол берілетін биіктігінде жұмыс жасайтын сору – турбинаның бағыттаушы аппаратының ашылу шегі қозғалтқыш режиміндегі генератор - қозғалтқыштың жоғарғы күшіне сәйкес мәнінен жоғары болмауы тиіс.

Қоқыс ұстаушы торлардағы ауытқу оларды пайдалану жөніндегі жергілікті нұсқаулықта көрсетілген мәнінен аспауы тиіс.

219. Резервтегі гидроагрегаттар жедел түрде автоматты қосылуға дайын болуы тиіс. Жабық бағыттаушы аппараты бар гидротурбиналар (сорғы - турбиналар) қақпақтардың толықтай ашық жағдайында су қабылдағыш пен сорғы құбырының арынына орналастырылады. Арыны 300 метр және одан жоғары, сондай-ақ 200-ден 300 метрге дейінгі жоғары арынды гидроэлектр станцияларында 3000 сағаттан көп қолданылған, резервтегі гидроагрегаттарға орналастырылған айналмалы қақпақтар жабылады.

200 м төмен арынды гидро электр станцияларында турбинаалды қақпақ жедел қызмет атқармаса, ол резервтік агрегатта жабылмауы тиіс.

220. Синхрондық компенсатор режимінде жұмыс істейтін гидроагрегаттар генераторлық режимге жедел автоматты түрде ауыстырылуға дайын болуы тиіс.

Синхрондық компенсатор режиміндегі гидроагрегаттардың жұмысы кезінде турбинаның жұмыс дөңгелегі судан босатылады.

Турбиналарды қақпақтары бар гидроэлектр станцияларында гидро агрегатты синхрондық компенсатор режиміне ауыстыру кезінде турбиналарды қақпақтары жабылады.

221. Гидроагрегаттар олардың айналу жиілігін автоматты түрде реттейтін режимде жұмыс істеуі тиіс. Гидро турбиналардың реттегішін шектеуіш режиміне немесе қолмен басқаруға ауыстыру ерекше жағдайларда ғана, гидро электр станциясының техникалық басшысының рұқсатымен энергетикалық жүйенің диспетчеріне хабарлауға жол беріледі.

222. Гидро агрегаттарды автоматты реттей отырып пайдалануда мыналар:

1) гидро агрегаттарды автоматты немесе қолмен іске қосу немесе тоқтату;

2) барлық режимдегі гидроагрегаттардың тұрақты жұмысы;

3) энергия жүйесінде статизмді 4,5-6,0 % шегінде және Қазақстанның ҰБО ДО беретін жиілік бойынша жансыз аймақты белгілей отырып жиілігін реттеуге қатысу;

4) гидро агрегаттың қуаты өзгерген кезде реттеуші органдардың (дүмпусіз және май сымдарындағы гидро соққыларсыз) бір қалыпты ауыстырылуы;

5) реттеу кепілін орындау;

6) арынды өзгерту кезінде бағыттаушы аппараттың барынша ашылуын шектеуді автоматты түрде өзгерту;

7) арын бойынша комбинаторлық тәуелділікті автоматты және қолмен өзгерту (қалақтық - бұру гидротурбиналары үшін) қамтамасыз етіледі.

223. Қуаты 30 МВт жоғары және үштен аса агрегаттары бар гидроэлектр станциялары жиілігі мен ағындары бойынша энергетикалық жүйе режимін реттеу үшін екінші қайтара автоматты реттеу (ҚЖАР) үшін қолдану мүмкіндігі бар белсенді қуатты топтық реттеу (бұдан әрі – БҚТР) жүйелерімен жабдықталады. БҚТР жүйесін ажыратуға, тек қана гидроэлектр станциялары жабдықтарының режимдік шарттары немесе техникалық жай-күйі бойынша агрегаттарды топтық реттеу мүмкін болмаған жағдайларда Қазақстанның ҰДО БО-ның келісімімен жол беріледі.

224. Агрегаттың іске қосылуына, жүктеменің жоспардан тыс өзгеруі, оның қалыпты және авариялық жағдайына байланысты тоқтауына мүмкіндік беретін жағдайлар гидроэлектр станциясының техникалық басшысы бекіткен және жедел персоналдың жұмыс орнындағы тиісті нұсқаулықтарда баяндалады.

Гидро агрегаттың іске қосылу жағдайын және оның жұмыс режимін анықтайтын барлық параметрлердің мәндері дайындаушы - зауыттардың және арнайы табиғи сынақтардың мәліметтері негізінде белгіленеді.

225. Әрбір гидро агрегат үшін өндірістік нұсқаулықтарда анықталған және белгіленген мерзімге дейін мынадай:

1) жүктемені орындау барысында демпфирлеу аймағына дейін гидротурбиналардың бағыттау аппаратының жабылуы;

2) жоғарғы жылдамдықты жүктемені орындауда гидротурбинаның бағыттау аппаратының ашылуы;

3) бұрылмалы - қалақты және диагоналды гидро трубиналардың жұмыс дөңгелегінің қалақтарының бұрамалары мен айналмалары;

4) ожаулы гидро турбинаның реттеуші инесімен ағын ауытқуларын жабу және ашу;

5) авариялық жабылу тетігінің жарамсыздануы барысында бағыттау аппараттарын жабу;

6) турбиналарды қақпақтардың, сондай-ақ су қабылдағыштардағы апаттық - жөндеу қақпақтарының ашылуы және жабылуы;

7) гидротурбинаның бос жүрісін жабу үдерістері аз уақыт ішінде бақыланады.

Бұдан басқа, жергілікті нұсқаулыққа сәйкес реттеу кепілдіктері мерзімді тексеріледі.

226. Гидроагрегатты стационарлық және жылжымалы құралдар арқылы тексеру және жүйелі түрде өлшеу жолымен пайдалану кезінде жабдықтың жұмысына өндірістік нұсқаулықта көрсетілген мерзімде және көлемде бақылау ұйымдастырылуы қажет.

227. Гидроагрегаттың ұзақ жұмыс істеу кезінде рұқсат етілген дірілдің мәнінен аспайтын гидроагрегат роторының айналу жиілігі мен діріл жиілігіне байланысты осы Қағидаларға 2-қосымшада келтірілген мәнінен асып кеткен дірілдің жоғарғы деңгейі кезінде гидроагрегаттардың ұзақ жұмыс жасауына жол берілмейді.

228. Жергілікті нұсқаулықта әрбір гидро агрегат үшін өкшеліктердің, мойын тіректер сегменттерінің және май ыдыстарындағы майлардың номиналды және жол берілетін жоғарғы температуралары көрсетіледі. Аталған жыл мезгілі үшін май ыдысындағы майдың және сегменттің температурасы номиналдан 5⁰С жоғарылаған кезде сигнализация іске қосылады.

Термо сигнализатор орналастырылған әрбір сегмент үшін және май үшін белгіленген температурасын пайдалану немесе сынау тәжірибесінің негізінде пайдалану персоналы анықтайды және өндірістік нұсқаулыққа енгізеді.

229. Оралымды металл пластик сегменттермен жабдықталған тік гидроагрегаттардың өкшеліктерін пайдалану дайындаушы зауыттардың құжаттамаларын есепке ала отырып құрастырылған өндірістік нұсқаулыққа сәйкес жүзеге асырылады.

230. Гидро агрегатты сумен жабдықтаудың техникалық жүйесі гидро агрегаттың барлық жұмыс режимінде сүйеуші тораптардың, генератор статоры мен роторының салқындатылуы, резенкеленген турбиналық мойын тірек пен басқа да тұтынушылар майлануы қамтамасыз етіледі.

231. Гидротурбиналардың күрделі жөндеу жұмысы 5-7 жылда 1 рет жүргізіледі.

Параграф 6. Техникалық сумен жабдықтау

232. Техникалық сумен жабдықтау жүйесін пайдалану кезінде мыналар:

1) нормативтік температурадағы салқындатылған суды қажетті мөлшерде және талап етілетін сапада үздіксіз беруді;

2) турбиналар конденсаторлары мен техникалық сумен жабдықтау жүйесінің ластануының алдын алуды;

3) Қазақстан Республикасының қоршаған ортаны қорғау заңнамасының талаптарын орындауды қамтамасыз етіледі.

233. Турбиналар конденсаторларының құбырларында және басқа да жылу алмасу аппараттарында шөгінділердің, коррозияның, техникалық сумен жабдықтау жүйесінің күшеюінің, судың "гүлденуі" немесе салқындатқыш су қоймаларда жоғары су өсімдіктерінің өсуінің алдын алу үшін профилактикалық іс-шара жүргізіледі.

Іс-шараларды таңдау жергілікті жағдайлармен, сондай-ақ қоршаған ортаны қорғау шарттары мен экономикалық маңыздылығы және олардың тиімділігі, қол жетімділігі бойынша анықталады.

Конденсаторлардың құбырларын, циркуляциялық су өткізгіштер мен каналдарды мерзімді тазарту уақытша шара ретінде қолданылуы мүмкін.

Химиялық тәсілмен судағы жоғары өсімталдықты жою және су қоймасы-салқындатқыш судың "гүлденуімен" күрес су қоймасы-салқындатқышты пайдаланушы ұйыммен жүргізіледі.

234. Салқындатылатын суда қақтың пайда болуы кезінен энергия объектінің пайдалану персоналы:

1) градирлі және шашыратқыш құрылғылары бар сумен жабдықтау айналымы жүйесінде үрлеуді, суды қышқылдауды немесе фосфаттауды жүргізу немесе оны өңдеудің қиыстырылған әдістерін - қышқылдауды және фосфаттауды қолдануды, қышқылдауды, фосфаттауды мен қышқылдауды және дайындаушы - зауыттың соңғы деректеріне сәйкес басқа да әдістерді қолдануы жүргізеді;

2) салқындатқыш - су қоймаларында сумен жабдықтау айналымды жүйесінде қоректендіру кезінде су сапасының жақсы кезеңінде су алмасуды жүзеге асыру, салқындатылатын судың карбонаттық кермектігін су алмастыру жолымен (сондай-ақ тікелей ағын сумен жабдықтау жүйесінде) төмендету мүмкін болмағанда, бірінші энергетикалық блокты енгізумен турбиналардың конденсаторларын қышқылдық жуулар бойынша және жуу ерітінділерін тазарту бойынша қондырғылар ескеріледі.

235. Жылу алмастырғыштардың органикалық қалдықтармен ластануының алдын алу үшін салқын суды хлорлау кезінде судағы хлордың құрамы конденсатордан шығар кезде 0,4–0,5 мг/дм³ шамасында болуы тиіс.

Сумен техникалық жабдықтаудың тік ағатын жүйесінде және салқындатқыш су қоймасы бар айналмада белсенді хлордың болуының алдын алу үшін ағатын каналдардың суын хлорлау кезінде бір-екі конденсаторға құйылатын салқын суға хлорлы ерітінді беруімен орындалады.

236. Ұлу, дрейсен немесе басқа да био ағзалар арқылы техникалық сумен жабдықтау жүйесінің қаптап өсуі кезінде (ірі торлардың, су тазалағыш торлардың конструктивтік элементтері, суды қабылдаушы және сорып алушы камералары мен арынды су өткізгіштердің) өспейтін жабындылар қолданылады, ыстық сумен трактіні шайып өтеді, 1,5 айда 4-5 тәулік ішінде 1 рет белсенді хлор мөлшерін 1,5-2,5 мг/дм³ қосалқы жабдыққа құйылушы салқындатылған су хлорланады.

237. Техникалық сумен жабдықтау жүйелерінің гидротехникалық құрылыстарын пайдалану, сондай-ақ олардың техникалық жай-күйін бақылау осы Қағидаларға 4-тараудың талаптарына сәйкес жүзеге асырылады.

238. Техникалық сумен жабдықтаудың жабдықтары мен су салқындатқыш жүйесінің жұмысы осы Қағидалардың 232 тармағының талаптарын орындауды қамтамасыз етеді.

Бір уақытта табиғатты қорғау шарттары мен өндірістің (су көлігі, суару, балық шаруашылығы, сумен жабдықтау) энергетикалық емес салаларының қажеттіліктері ескеріледі.

239. Салқындатқыш су қоймалары арқылы сумен жабдықтаудың тік ағатын, біріктірілген және айналмалы түрлерінде су қабылдағыш тордың жылытылуы және мұз қатуына жол бермеу үшін жылы су рецеркуляциясы жүзеге асырылады. Рециркуляция су қақпасында мұздың пайда болуының алдын алады; оның іске қосу сәтінде өндірістік нұсқаулық анықталады.

240. Циркуляциялық трактіде ауаның мерзімділігі олардағы сифон биіктігінің жобалық мәнімен салыстыру бойынша 0,3 м артық азаймайтындай болуы тиіс.

241. Жүйелердің ластануы салдарынан циркуляциялық сорғы арынының ауытқуы жобалық мәнімен салыстырғанда 1,5 м аспауы тиіс, ал сорғы корпусы мен жұмыс дөңгелегінің қалақтары арасындағы саңылаудың көбеюі салдарынан сорғы мен жұмыс дөңгелегі қалақтарының теңдей орналасудан ауытқу коэффициенті пайдалы әрекеті коэффициентінің азаюы 3 % артық болмайды.

242. Циркуляциялық су салқындатқыштарын пайдалану кезінде бу турбинасының қондырғыларының неғұрлым пайдалы (үнемді) вакуумына қол жеткізу шарттарына орай оңтайлы жұмыс режимі мен нормативті сипаттамаларға сәйкес салқындатқыш тиімділігі қамтамасыз етіледі.

243. Су салқындатқыштардың, су жіберу және ағызу құрылыстары нақты метеорологиялық шарттар мен электр станцияларының конденсациялық жүктемесі үшін әзірленген режимдік картаға сәйкес таңдалып алынады.

Нормативті сипаттамалар бойынша қойылатын талаппен салыстыра отырып салқындатқыш судың орташа тәуліктік температурасының салқындатқаннан кейін 1 ⁰С артқан кезде салқындатпау себептерін анықтауға және себептерін жою шаралары қабылданады.

244. Транзиттік ағын аймағында және салқындатқыш су қоймасының иірім аймақтарында су өсімдіктерінің қаптап өсуі пайда болған кезде ол биологиялық немесе механикалық әдіспен жойылады.

245. Суытқыш мұнаралардың негізгі конструкцияларын (мұнара элементтерін, мұздануға қарсы тамбурды, су ұстағышты, суландырғышты, су тарату құрылғы мен желдету жабдығын) және шашатын құрылғылардың басты конструкцияларын тексеру жыл сайын көктем және күз мезгілдерінде жүргізіледі. Табылған ақаулар (мұнара көмкерісіндегі, суландырғыштағы уыстар, тамбурдың айналдырғыш қалқандарын бір күйде ұстағыштардың, су бөлгіштің шашыратуы құрылғыларының қанағаттандырарлық жағдайы) жойылады. Тамбурдың айналдыратын қалқандары ауа температуралары қалыпты кезінде орнатылады және көлденең күйде белгіленеді.

Металл конструкциясының коррозияға қарсы жабындары, сондай-ақ темір бетон элементтерінің бұзылған қорғаныш қабаты қажеттілік шамасына қарай қалпына келтіріледі. Су ағызу бассейндері, сондай-ақ суытқыш мұнаралардың мұнарасы қаптамасының асбестоцемент табақтарының сенімді гидрооқшаулағышы болуын қамтамасыз етеді.

246. Суытқыш мұнаралармен бүрку бассейндерінің су тарату жүйелері жылына кемінде 2 рет – көктемде және күзде шайылады. Ластанған қақпақ уақытылы тазартылады, ал істен шыққандары ауыстырылады. Градирлердің бүрку бассейндері 2 жылда кемінде 1 рет қалдықтардан тазартылады.

247. Жөндеу барысында қолданылатын градирен ағаш конструкциялары зарарсыздануы, ал бекіту бөлшектері мырышпен қапталуы жағдайда жүргізіледі.

248. Суытқыш мұнаралардың суарылатын конструкциялары минералдық және органикалық шөгінділерден тазартылады.

249. Суытқыш мұнаралар мен бүрку қондырғыларының темір торлары мен торлары ауысымына 1 рет тексеріледі, ал қажет болған кезде, су ауыспасының 0,1 м асуына жол бермес үшін, тазартылады.

250. Қыс кезінде ғимараттың іргелес жатқан аймақтарының ылғалдану және мұз басуы кезінде градирендерді су ұстайтын құрылғылармен жабдықталады.

251. Сумен техникалық жабдықтау жүйесінде бірнеше қатарлас жұмыс істейтін суытқыш мұнаралары болған кезде және қыс кезінде салқындатылатын суға кететін жалпы шығындарды азайту кезінде суытқыш мұнаралардың бір бөлігі өртке қарсы және басқа да қажетті іс-шараларды қолданудың көмегімен тоқтатылуы тиіс. Суландырғыштың мұз қатуына жол бермес үшін жұмыс істеп тұрған суытқыш мұнаралардағы суару жиілігі суарылу аумағына 1 м²-ге 6 м³/саз болмауы тиіс, ал суытқыш мұнаралардан шығаруда су температурасы 10 ⁰С төмен болмауы тиіс.

252. Жабдықтарға, конструктивтік элементтерге, жақын орналасқан аймаққа мұз қатпау үшін қыста су бүрку құрылғылары төмендетілген ағынмен жұмыс істейді. Су шығындары азайтылған кезде перифериялы шүмектер бітеледі және шеткі тарату құбырлары ажыратылады.

Бүрку шүмектерінің ағынына азайту жұмыс істейтін секциялардың ең көп мөлшеріне арналған салқындатылатын суға кететін шығынды азайту жолымен орындалады, сондай-ақ жылытылған судың бір бөлігін суытпай-ақ бос жолдар арқылы су ағызу бассейніне ағызу әдісі де қолданылады. Бүрку құрылғысынан шығар кездегі судың температурасы 10 ⁰С төмен болмауы тиіс.

253. Қыс мезгілінде суытқыш мұнаралардың немесе бүрку қондырғысын қысқа мерзімге ажырату кезіндегі мұздың пайда болуының алдын алу үшін бассейндегі жылы судың айналымы қамтамасыз етіледі.

254. Ағаштан, полиэтиленнен және басқа да жанатын материалдардан жасалған конструкция элементтері бар суытқыш мұнараларды уақытша пайдаланудан шығару кезінде олардағы ауа өтетін терезелер жабық болуы тиіс, ал суытқыш мұнаралардың артына өртке қарсы қадағалау орнатылады.

255. Сорылмалы мұнаралардың, қапталған суытқыш мұнаралардың металл қаңқаларын жіті тексеру 10 жылда кемінде 1 рет, ал темір бетон қабатты 5 жылда кемінде 1 рет жүргізіледі.

6-тарау. Электр станцияларының және жылу желілерінің жылу механикалық жабдығы

Ескерту. 6-тараудың тақырыбы жаңа редакцияда – ҚР Энергетика министрінің 28.09.2020 № 335 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

Параграф 1. Отын-көлік шаруашылығы

256. Отын - көлік шаруашылығын пайдалануда:

1) энергия объектінің теміржол көлігінің үздіксіз жұмысы мен теміржол вагондарынан, цистерналардан, кемелер мен басқа да көлік құралдарынан белгіленген мерзімде механикаландырылған жүкті түсіру;

2) жеткізушілерден отынды қабылдау және оның саны мен сапасын бақылау;

3) механикаландырылған қоймалау және ең аз шығын болған кезде белгіленген отын қорын сақтау;

4) қазандық немесе орталық тозаң дайындау бөліміне отынды дер кезінде, үздіксіз дайындау және беру;

5) қоршаған аумақты тозаңмен (көмірдің, тақтатастың, шымтезектің) және мұнай өнімдерінің бүрку ластануының алдын алу қамтамасыз етіледі.

257. Электр станцияларда жеткізілетін отын сапасы техникалық талаптарға сәйкес болады.

258. Энергия объектіде отынның жеткізілуі кезінде барлық отынның қатал есептілігі, технологиялық қажеттіліктерді есептеуге, сондай-ақ энергия үнемдеу жөніндегі заңнамаға сәйкес қоймаларда сақтау ұйымдастырылады.

259. Мемлекеттік қадағалау мен бақылауға жататын, отынды есептеу үшін пайдаланылатын ӨЖ (таразы, зертханалық құралдар мен басқа да өлшеу құралдары) осы Қағидалардың 78-тармағында белгіленген мерзімде тексеріледі.

Отынды есептеу үшін қолданылатын және тексеруге жатпайтын ӨЖ энергия объектінің техникалық басшысының бекіткен кестесіне сәйкес калибрлеуге жатады.

Параграф 2. Қатты отын

260. Қатты отын шаруашылығын пайдалану отынды жеткізуді пайдалану жөніндегі өндірістік нұсқаулыққа сәйкес ұйымдастырылады.

261. Отынды, әсіресе үсіген отынды түсіру және теміржол вагондарын тазалау жұмысын жеңілдету үшін энергия кәсіпорындарының арнайы мұз еріткіш құрылғылары, механикалық қопсытқыштары, вагондық дірілдеткіштер және басқа да тетіктері болуы қажет. Отынның ірі кесектерін және қатып қалған отын кесектерін ұсақтау үдерістері, сондай-ақ жартылай вагондардың люктерін жабу жұмысы уату - фрезерлік машиналарды, диск тәрізді тісі бар уатқыштарды, люк көтергіштерді және басқа да тетіктерді пайдалана отырып, механикаландыру қажет.

262. Вагон аударғыштарды, мұз еріткіш құрылғыларды, қазу қондырғылары мен басқа да құрылғыларды пайдалану кезіндегі жұмысы теміржол вагондарының сақталуына қойылатын талаптарға сәйкес сенімді болуы қажет. Мұз еріткіш құрылғылар режимдік картаға сәйкес пайдаланылады.

263. Қоймада отында сақтау осы Қағидалар талаптарына сәйкес ұйымдастырылады.

264. Отын қоймасының механизмдері мен жабдықтары олардың техникалық өнімділігін қамтамасыз етілетіндей күйде ұсталады.

265. Жүк көтергіш крандардың, көпірлік тиегіштердің жұмысына металл конструкциялардағы шытынаулар, жарамсыз тежеуіштер болған кезде, айдап кетуге қарсы құрылғылар болмағанда, соңғы ажыратқыштар мен шектегіштерде шытынаулар болған кезде жол берілмейді.

266. Резервтік механизмдер мен жабдықтар (вагон аударғыштар, конвейерлер жүйелерінің тармақтары, уатқыштар) техникалық басшының бекіткен кестесіне сәйкес кезекпен жұмыс істейді.

Жылу беру жүйелерінің жұмыс тармағы жобалау өнімділігі кезінде пайдаланылады және қазандық агрегаттарының көмірді өте көп пайдалануының кем дегенде 110 % құрайды.

267. Отынды жеткізу тетіктері автоматты түрде немесе отынды жеткізу жүйесін басқарудың орталық қақпасынан қашықтықтан басқарылады.

Пайдалану кезінде отынды жеткізу жүйелерінің (ленталар батуында кезінде конвейерлердің тоқтауы, ағындардың лықылдауы, схеманы дұрыс таңдамауы, тетіктің тоқтауы кезінде) үздіксіз, сенімді және қауіпсіз жұмысы үшін блоктаудың, қорғаныс құрылғыларының, дабыл мен авариялық тоқталыстың сенімді жұмысымен қамтамасыз етіледі.

268. Сигнализация, қажетті шектеуші және тежегіш қондырғылары жоқ болған кезде немесе жарамыз болған кезде отынды жеткізу жабдықтары мен қондырғыларының жұмысына жол берілмейді.

269. Галереяларда және ленталық конвейерлердің эстакадаларында, басты тракт пен қоймадан отынды жеткізу трактының ауысу тораптарында және жүк түсіретін құрылғылардың жер астындағы бөлігінде ауа температурасы жылдың суық мезгілінде 10⁰С төмен емес, ал уату құрылғыларының ғимараттары үй-жайында 15⁰С төмен болмайды.

Жүк түсіру құрылғыларының (вагон аударғыш ғимараттарды мен вагондардың толассыз қозғалысы бар басқа құрылғыларды қоспағанда) жер үстіндегі бөліктерінің ауа температурасы 5⁰С төмен болмайды.

Жылыту құрылғылары жоқ қоймаға отынды жеткізу конвейерлерінде аязға төзімді лента қолданылады.

270. Көмір мен тақтатастың барлық түрлері 25 мм дейінгі мөлшерлі кесектерге ұсақталуы қажет. Бұл ретте елеуіштегі 25 мм қалдықтар 5 % аспайды. Жоба бойынша ұсақталған тастың ірілігінің басқа да көрсеткіштері көзделуі мүмкін. Ұсақтаудың талап етілген сапасына қол жеткізу үшін білікті ұсақтау құралының біліктерінің, шой тақта мен балғалардың, балға түріндегі ұсақтағыштардың діңгегі мен бекіткішінің арасындағы саңылаулар өндірістік нұсқаулыққа сәйкес мерзімді бақылауға алынады және реттеледі.

271. Ұсақтағыш пен диірменге отынды жеткізер алдында ол жерден металл, жоңқа және басқа да нәрселерді механикалық жою арқылы жүзеге асырылады. Жұмыс конвейерінде металл ұстаушылар мен жоңқа ұстаушылар әрдайым қосылады және онымен одақтасады.

Отын беру трактісін ұсақтаушы желдеткіштері, орташа жүрісті және балға диірмендермен тозаң дайындау жүйесі бар энергия объектілерде металл жою жүйесі жұмыс істемеген жағдайда пайдалануға жол берілмейді.

Ұсталған басқа да нәрселерді механикалық жою жүйесі әрдайым пайдаланылады.

272. Отынды жеткізу трактісін пайдалану кезінде ені бойынша конвейерлерге келетін отын, құм електер, ұнтақтағыштар, жоңқа және тамыр ұстаушылармен қамтамасыз етіледі, құм електер мен ұнтақтағыштарды (жылыту, діріл, ұсақ қалдықтары) сұйық отынмен майлауды шектейтін шаралар қолданылады.

273. Отынның бункерлер мен ағымдарда тұрып қалуын жоятын құрылғылар (қабырға жылыту құрылғылары, ауа және бу бұзғыштар, дірілдеткіштер) іске қосылып тұру немесе жұмыс істеуге даяр күйде болады.

274. Себу тораптарының, уатқыштардың және отын беретін трактының басқа да механизмдерінің, конвейерлердің барабандары мен таспаларын тазалайтын құрылғылардың, соқа тәріздес түсіргіштердің жұмыс жасайтын элементтерінің, сондай-ақ аспирациялық құрылғылар мен тозаңды басушы құралдардың (ауа, гидро және көбікті тозаң басу) жарамды күйде болады, аптасына 1 реттен кем емес тексеріліп тұрады. Қажет болған жағдайда нығыздауларға, ауа, гидро және көбікті тозаң басу құрылғыларының бүркігіштеріне реттеу немесе ауыстыру жүргізіледі.

275. Қазандыққа түсетін отын сынамаларын сұрыптау және өңдеу автоматты сынама сұрыптағыш және сынама өңдегіш машиналарды қолданумен жүзеге асырылады.

Отын сынамаларын сұрыптау және өңдеу жөніндегі құрылғыларды сынау жабдықтың конструкциясына өзгертулерді енгізу кезінде әрбір жағдайда өткізіледі.

Сонымен қатар жылына кемінде 1 рет уатылатын көмір үлестерінінің салмағы тексеріледі.

276. Ғимарат конструкцияларында, үй-жай ішінде және отынды жеткізу жүйесінің жабдықтарында тозаңның жиналып қалуына жол берілмейді. Отынды жеткізу тетіктері тығыздалады және үй-жайдағы ауаның тазалығын қамтамасыз етуші құрылғылармен жабдықталады. Отынды жеткізу жүйесінің үй-жайларында ауаның тозаңдануы мен қажет болған кезде газдалуы (СО құрамымен) техникалық басшының бекіткен кестесі бойынша бақыланады.

Аспирациялық құрылғылардың жұмысы кезінде тазалау нормасына сәйкес ауаның тозаңнан тазартылуы қамтамасыз етіледі.

Үй-жайлар мен жабдықтарды тазалау бекітілген кесте бойынша жүргізіледі. Тазалау үрдісі механикаландырылады (сумен шаю немесе тозаңсорғышпен).

Үй-жайлардағы температура 5⁰С төмен болған кезде, сондай-ақ герметикалық өңдеу барысында ішкі үй-жайдың қаптамалары мен тігістері сөгілген жағдайда үй-жайларда сулы жинауға жол берілмейді.

277. Конвейер ленталарын қосуда және жөндеуде металл бөлшектерін қолданылуға жол берілмейді.

278. Электр қозғалтқыштармен қоса, отынды жеткізу трактісі бойынша белгіленетін барлық электрлық жабдықтары сулы жинау талаптарына сай және тозаң ылғал қорғаныстық орындауы қамтамасыз етіледі.

Параграф 3. Сұйық отын

279. Сұйық отын шаруашылығын пайдалану сұйық отынды қолдану бойынша нормативтік–техникалық құжаттама талаптарына сәйкес ұйымдастырылады.

Сұйық отын шаруашылығын пайдалану кезінде қазандықтар мен газ турбиналық қондырғылардың жүктемесімен және ермектің қалыпты жұмысының қысымымен және тұтқырлығымен байланысты көлемде жылытылған және сүзілген отынды үздіксіз жеткізумен қамтамасыз етіледі.

280. Мазуттың құйылу лотоктарынан құйылуы аяқталғаннан кейін цистерналар толығымен және қақпақтарымен (тормен) жабылмайтын жерлеріндегі лотоктарынан ағызылуы тиіс. Ағызып алынған ыдыстың алдында орнатылған лотоктар, гидро жапқылары, шандорлар мен сүзгілер қажеттілігінде тазартылады.

281. Мазут шаруашылығында бу параметрлері жобалаумен сәйкес болуы камтамасыз етіледі.

282. "Ашық бумен" мазутты құю кезінде қыздыру құрылғысынан сыйымдылығы 50-60 м³ цистернаға кететін будың жалпы шығысы 900 кг/сағ аспайды.

283. Мазутты құюда (цистерналарда, лотоктармен ағызып алу ыдыстарында) мазут айдап қотару сорғыларының қалыпты жұмысын қамтамасыз ететін температураға дейін қыздырылады.

Құюға арналған ыдыстардағы және резервуарлардағы мазут температурасы 90 ⁰С жоғары болмады.

284. Жабдықтардың жылу оқшаулағышы (резервуарлар, құбырлар мен басқа да жабдықтар) жарамды болуы тиіс.

285. Байқалған кемшіліктерді жоя отырып резервуарлар мен құюға арналған ыдыстардың ішкі тексеруі 5 жылда 1 реттен кем емес жүргізіледі. Қажет болған кезде олар түпкі тұнбалардан тазартылады.

286. Сұйық отынды сақтау үшін энергия объектінің техникалық басшысының бекіткен барлық құюға арналған ыдыстар мен резервуарларға арналған бөлшектеу кестесі құрылады.

287. Бекітілген кесте бойынша мыналар жүргізіледі: мазут құбырлары мен арматураларды сыртқы тексеру – жылына 1 реттен жиі емес қазандық бөлімінің айналасы – әр тоқсанда 1 реттен жиі емес және арматураның таңдамалы ревизиясы – 4 жылда 1 реттен емес өткізіледі.

288. Қазандыққа берілетін мазут тұтқырлығы механикалық және бу – механикалық ермектер үшін 2,5⁰ШВ (16 мм²/с), бу және ротациялық ермектер үшін 6 ШВ (44 мм²/с) аспайды.

289. Отын сүзгілері (бумен үрлеу, қолмен немесе химиялық) есептеу жүктемесі бойынша бастапқымен (таза күйінде) салыстырғанда олардың кедергісінің 50 % артуы кезінде тазартылады.

Тазалау кезінде сүзуші торларды күйдіруге жол берілмейді. Мазут қыздырғыштар олардың жылу қуаттылығының номиналдан 30 % төмендеуі кезінде тазартылады.

290. Резервтік сорғылар, қыздырғыштар мен сүзгілер жарамды және іске қосуға әрдайым дайын болуы тиіс.

Жұмыс істеп тұрған сорғылар резервке қосылуы мен жоспарлы ауыстырылуын тексеру кесте бойынша айына 1 реттен жиі емес жүргізіледі. Автоматтық құрылғылардың жарамсыздығын тексеру техникалық басшының бекіткен бағдарламасы мен кестесі бойынша әр тоқсанда 1 реттен жиі емес жүргізіледі.

291. Отын құбырларын немесе жабдықтарды жөндеуге шығарған кезде олар жұмыс істеп тұрған жабдықтан сенімді ажыратылады және дренаждалады және ішкі жұмыстарын жүргізу қажеттілігі туындаған кезде буланады.

Отын құбырларының ажыратылған учаскелерінде бу немесе басқа спутниктер ажыратылады.

292. Ішінде ұзақ мерзім бойы түпкі қабаттан (0,5 м-ге дейін) алынған отын сақталған мазуты бар резервуарды іске қосудан алдын ылғалдылыққа талдау жасау үшін мазутқа сынақ жүргізілуі және қазандыққа тұрып қалған су мен біршама суланған мазуттың түспеуі үшін іс-шаралар қолданылуы қажет.

293. Бекітілген кесте бойынша аптасына 1 реттен кем емес температураның айтарлықтай жоғарылауы мен төмендеуі және жанып тұрған қазандықтың отын қысымының төмендеуі, резервуарлар мен құюға арналған ыдыстардағы отын температурасын өлшеу үшін арналған құралдар мен деңгей өлшеуіштерінің қашықтықтан басқару қалқандарына берілген көрсеткіштерінің дұрыстығының дабыл әрекеті тексеріледі.

294. Сұйық отынның басқа да түрлерін жағуға қабылдау, сақтау және дайындау жергілікті нұсқаулыққа сәйкес жүзеге асырылады.

Параграф 4. Газтурбиналық қондырғылардың сұйық отынды
жағуы үшін құю, сақтау және дайындау ерекшеліктері

295. Сұйық отынды жағу үшін құю, сақтау және жеткізу кезінде оның сулануына жол берілмейді. Құюдан кейін цистернаны буландыру қажеттілігі туындаса, булану нәтижесінен суланған өнімдері мазут қоймасының арнайы ыдыстарына жіберіледі.

296. Отынның ағызылуы жабық тәсілмен ұйымдастырылады. Отынның ластануы мен оның тұрып қалуына жол бермеу үшін ағызу қондырғылары, олардың коррозияға қарсы жабыны, бу серіктері мен арматуралар жарамды күйде болады.

Резервуарлардағы сұйық отынның төменгі және жоғарғы температуралары жергілікті нұсқаулықта көрсетіледі.

297. Отын резервуарлардан газ - турбиналық қондырғыларға (бұдан әрі – ГТҚ) жеткізу үшін жоғарғы қабаттарда қалқушы құрылғылардан алынады.

298. Резервуарлардың түпкі қабаттарынан алынған отын сынамалары түгендеу кезінде және резервуарды іске қосу алдында іріктеледі. Түпкі қабатта 0,5% аса сулану байқалған кезде ылғалданған отынның жануын алдын алу бойынша шаралар қолданылады. Суланған қабат "өлі" қалдықтың деңгейінен асып кеткен кезде ылғалданған қабат арнайы мазут қоймасының ыдыстарына сорып алынады.

299. Жылытудың циркуляциялық жолымен резервуарлардың ішкі тексеруі 5 жылда кемінде 1 рет жүргізіледі, бумен жылыту резервуарлары – жыл сайын ішкі резервуарлық қыздырғыштардың тығыздығын міндетті суытқыш мұнаралық сынап, коррозияға қарсы жабынның зақымдануын жояды. Резервуарлар қажеттілігі бойынша түбіндегі шөгінділерден тазартылады.

300. Монтаждағаннан немесе жөндеуден кейін сұйық отынның құбыр жолдары жүйенің үш дүркін сыйымдылығына сәйкес көлемде бумен немесе тығыз ауамен үрленеді немесе химиялық жууға және жүйенің үш мәрте сыйымдылығына сәйкес көлемде одан әрі газтурбиналық отынмен жуа отырып әрекетсіздікке ұшырайды.

301. ГТҚ-ға берілетін отын тұтқырлығы: механикалық ернемектерді қолданған кезде – 2 ШВ (12 мм²/с), әуе (бу) ернемектерін қолданған кезде – 3 В (20 мм²/с) аспауы тиіс.

302. Сұйық отын ГТҚ-ның дайындаушы - зауыттардың талаптарына сәйкес механикалық қоспадан тазартылады.

Өндірістік нұсқаулықтарда сүзгілерге кіруде және олардан шығуда, олар тазартылуға шығарылатын, қысым айырмасының мүмкін мәнідері көрсетіледі.

303. Отын сапасын бақылау мерзімділігі және жағу үшін отынды жеткізу мен сақтау кезіндегі, сынаманың таңдау орны мен сапасын анықтаушы көрсеткіштері өндірістік нұсқамамен белгіленеді.

304. ГТҚ-да құрамында коррозиалы - агрессиялы элементтері бар сұйық отынды (ванадий, сілтілі металл) жағу кезінде отын нұсқаулықтарға (натрий мен калий тұзынан тазарту немесе коррозияға қарсы тұнбаларды қосу) сәйкес электр станцияларында өңделеді.

Параграф 5. Газ тәрізді отын

305. Газ шаруашылығын пайдалану кезінде:

1) газды оттыққа талап етілетін қысымда, басқа қоспалардан және конденсаттан тазартылған, қазандықтардың жүктемесіне сәйкес мөлшерде үздіксіз жеткізу;

2) жеткізілетін газдың көлемі мен сапасын бақылау;

3) жабдықтың қауіпсіз жұмысы, сондай-ақ оған техникалық қызмет көрсету мен жөндеу жұмысын қауіпсіз жүргізу;

4) жабдықтың уақытында және сапалы техникалық қызмет көрсетуі мен жөндеу жұмысы;

5) жабдықтың техникалық жай-күйі мен оны қауіпсіз пайдалануды қадағалауы қамтамасыз етіледі.

306. Энергия объектілерде газ шаруашылығын пайдалану Қазақстан Республикасының "Газ және газбен жабдықтау туралы" 2012 жылғы 9 қаңтардағы Заңының 19-бабына сәйкес ұйымдастырылады.

307. Газ тарату тармақтарының (бұдан әрі – ГТТ) әрбір газ құбыры мен жабдықтарының газ құбырларын, ГТТ-ның үй-жайын, жабдықтар мен бақылау - өлшеу құралдарын сипаттайтын негізгі мәліметтер және сондай-ақ атқарылған жөндеу жұмыстары туралы мәліметтерден тұратын паспорт дайындалады.

308. Энергия объектіде газ қауіпі бар жұмыстардың тізбесі мен нақты өндірістік жағдайларға дайындау тәртібі мен оны орындау қауіпсіздігін анықтайтын нұсқаулық дайындалады және энергия объектінің техникалық басшысымен бекітуіледі. Газ қауіпі бар жұмыстар наряд бойынша орындалады. Газ қауіпі бар жұмыстар үшін наряд беруші адамдарды энергия объект бойынша бұйрықпен тағайындады. Газ қауіпі бар жұмыстардың тізбесі жылына кемінде 1 рет қарастырылады және қайта бекітіледі.

Аса қауіпті жұмыстар (пайдалануға енгізу, газды беру, газ құбырларын қосу, газ құбырлары мен "газбен жұмыс істеуші" жабдықтарды жөндеу, дәнекерлеу және газды кесуді қолдана отырып ГТТ-мен жұмыс істеу) наряд және энергия объектінің техникалық басшының бекіткен арнайы жоспары бойынша жүргізіледі.

Жұмыс жоспарында жұмысты атқарудағы қатаң бірізділік, адамдарды, жауапты адамдарды орналастыру, механизмдер мен тетіктерге деген қажеттіліктер көрсетілуі тиіс; аталған жұмыстардың жоғарғы қауіпсіздігін қамтамасыз ететін іс-шаралар қарастырылуы тиіс.

309. ГТТ-дан шыққан газ қысымының өзгерісі жұмыстықтың 10 % асуына жол берілмейді. Жұмыс қысымының жоғарылауын немесе төмендеуін тудыратын регуляторлардың жөндеуге келмеуі, сақтану қақпақшаларының жұмысындағы ақаулар, сондай-ақ газ ақаулары авариялық ретте жойылады.

310. Автоматты реттеуші қақпақшалары жоқ айналма газ құбырлары (байпас) бойынша газ қазандыққа жеткізілмейді.

311. Қорғаныс құрылғыларының іске қосылуын, блоктау және сигнализацияның жұмыс істеуін тексеру дайындаушы - зауыттардың нұсқаулықтарында қарастырылған мерзімде атқарылады, бірақ айына 1 реттен кем емес.

312. Газ өткізгіштерді газбен толтыру кезінде барлық ауа ығыстырылуға дейін үрленуі тиіс. Үрлеп тазартудың аяқталуы іріктелген сынамалардың талдауымен анықталады, бұл ретте газдағы оттегінің құрамы 1 % аспауы қажет немесе жайымен, тарсылсыз газ жануымен анықталады.

Газ құбырларын үрлеп тазарту кезінде газ бен ауа араласқан қоспаны ғимараттарға не болмаса қандай да бір от көзіне түсу мүмкіндігінен тыс жерде шығарылады.

Газ құбырлары газдан босатылуда ауамен немесе газ толығымен тығыздалғанша инертті газбен үрленуі тиіс. Үрленудің аяқталуы анализбен анықталады. Үрленуші ауада көлемді газ үлесі газдың тұтануының төменгі шегінен 20 % аспайды.

313. Бекітілген кесте бойынша электр станциялардың аумағында орналасқан жер асты газ құбырларының трассалары тексерілуі тиіс. Бұл кезде газ құбырлары құдықтарының газға толтырылуы, сондай-ақ газ құбырының екі жағынан 15 м қашықтықта орналасқан басқа да құдықтар (телефон, су жүргізу, жылыту, канализациялық), газ жиналуы мүмкін коллекторлар, ғимараттар мен басқа да алаңдардың жертөлелері тексеріледі.

Жерасты газ құбырларына қызмет көрсету үшін нөмірлері бар маршрут карталары жасалады және қолдарына беріледі. Олардың әрқайсысында газ құбырлары трассаларының схемасы мен оның ұзындығы, сондай-ақ жерасты коммуникация құдықтары мен газ құбырларының екі жағынан 15 м дейін аралықта орналасқан ғимараттардың жертөлелері көрсетіледі.

314. Жертөлелердегі, коллекторлардағы, шахталардағы, құдықтар мен басқа да жерасты құрылыстардағы газдың бар екендігі жарылыстан қорғану барысында газ анализаторымен тексеріледі.

Ғимарат жертөлелеріндегі ауа сынамасын талдау жарылудан қорғау барысында газ анализаторлармен жертөледе, ал олар жоқ болған кезде жертөледен ауа сынамасын алу және ғимараттан тыс жерде талдау жолымен жүргізіледі.

Коллекторлардан, шахталардан, құдықтар мен басқа да жерасты құрылыстарынан ауа сынамасын алу кезінде оларға түсу жүргізілмейді.

Жертөледе, сондай-ақ шахталарда, құдықтарда, коллекторлар мен басқа да жерасты құрылыстарында темекі шекпейді және ашық отты қолданбайды.

315. Трассалардың газдануы кезінде газ анализаторлар арқылы қосымша тексеру шаралары қолданылады және ақау байқалған жерден 50 м радиусте орналасқан газдалған жертөлелерді, ғимараттардың бірінші қабатын, камералардың құдықтарын желдету шаралары жүргізіледі. Жертөлелердің газдануы байқалған кезде, ғимараттағы адамдарға темекі шегуге болмайтындығы, ашық от пен электр құралдарын пайдалануға жол берілмейтіндігі туралы ескерту қажет.

Бір уақытта газ ақауының шығу себебі айқындалу және оны жою шаралары қолданылады.

316. Газ құбырларының қосылуын тексеру, газ құбырларындағы, құдықтар мен үй-жайлардағы газ ақауы бар орындарды табу сабын эмульсиясын пайдалану арқылы орындалады. Газ ақауын табу үшін отты пайдалануға тыйым салынады. Қолданыстағы газ құбырларындағы табылған барлық тығыздап жабылмағандығын мен жарамсыздығы жедел түрде жойылады.

317. Газ құбырларынан шығарылатын сұйықтықтың канализацияға құйылуына жол берілмейді.

318. Энергия объектілері домна және кокс газдарын жеткізу мен жағу қауіпсіздік талаптарына сәйкес ұйымдастырылады.

319. Газ генераторлық және технологиялық ылғалды және күкіртті (меркаптандар немесе күкіртті сутегіден тұратын) табиғи газды жеткізу мен жағу кезінде пайдалану ерекшеліктері жобамен және өндірістік нұсқаулықпен айқындалады.

Параграф 6. Тозаң дайындау

320. Тозаң әзірлеу қондырғыларын пайдалану кезінде қазандық жүктемесіне сәйкес көлемдегі ылғалды және жіңішке көмір тозаңның қазандық жанарғыларына үздіксіз жеткізілумен қамтамасыз етіледі.

Тіке үрленетін тозаң дайындаудың барлық жарамды жүйелері қазандық жүктемесінің 100-60% номиналды жүктемесімен жұмыс істеуі тиіс. Тозаң дайындау жүйесі жұмысының режимі зауыттық сипаттама мен тозаң дайындау және жағу жабдықтарын сынау негізінде дайындалған режимдік картаға сәйкес ұйымдастырылады.

321. Құбыр жолдар мен жабдықтарды жылумен оқшаулар жарамды болуы тиіс.

322. Қайта жөнделген немесе қайта жабдықталған тозаң дайындау қондырғыларын іске қосу алдында, сондай-ақ жөндеуден кейін немесе ұзақ уақыт бойы (3 тәуліктен артық) резервте болуынан кейін оның барлық жабдықтары қаралады, бақылау-өлшеу құралдарының (бұдан әрі – БӨҚ), қашықтықтан басқару, қорғау, сигнализация құрылғыларының, блоктау және автоматиканың жарамдылығы тексерілуі тиіс.

Сигнализация, қорғау мен блоктаудың жарамсыз жүйелері бар қондырғыларды іске қосу мен пайдалану жүргізілмейді.

323. Қайта жөнделген немесе қайта жаңғыртылған қондырғылардың іске қосылуы алдында отын түріне қарамастан тозаңның тұрып қалуы мүмкін орындарын анықтау және оларды жою мақсатында барлық люктер мен өрмелетерін аша отырып қондырғылардың ішкі тексеруі жүргізіледі.

Люктер мен өрмелетерін ашу, сондай-ақ қондырғының ішкі тексеруі жергілікті нұсқаулықта қарастырылған барлық қауіпсіздік шараларын сақтай отырып орындалады.

Қондырғының бақылау мақсатындағы ішкі тексеруі актіні жасай отырып энергия объектінің басшысы тағайындаған арнайы комиссияның тозаң дайындау жүйесінің 2000 сағат жұмыстан кейін кешіктірілмей жүргізіледі.

324. Жабдықты іске қосу алдында конденсация ылғалдылығын және жабдық элементтеріне тозаңның жабысуын ескерту үшін өндірістік нұсқаулықпен белгіленген режимдегі тозаң дайындау жүйесінің жылытуымен қамтамасыз етіледі.

325. Тозаң дайындау қондырғыларында өлшеу құралдары, реттегіштер, сигнализация, қорғау және блоктау құрылғыларды іске қосылады және жарамды күйде болады.

Бақылау, автоматика, қорғау және сигнализация жүйесінде температураны өлшеу үшін пайдаланылатын құралдар аз инерциялы немесе 20 секундтан артық емес уақыт кешігіп қалу мерзімі бар аз инерциялы және орташа инерциялы болады.

326. Тозаң дайындау қондырғыларын пайдалану кезінде көрсеткіштер мен жабдықтардың келесі процестерін:

1) диірменге отынның үздіксіз жеткізілуі;

2) өндірістік нұсқаулықта көрсетілген мәнімен салыстырғандағы деңгейін арттыру немесе төмендетудің алдын алу үшін дымқыл көмір мен тозаңның бункерлеріндегі деңгейлерімен;

3) осы Қағидалардың 3-қосымшасында көрсетілген мәнінен жоғары арттырудың алдын алу үшін кептіру және ұнтақтау қондырғыларынан алынатын тозаң – газ - ауа қоспасы мен құрғату агентінің температурасымен;

4) мойын тірек блогінің діріл деңгейімен;

5) мойын тірек блогіндегі май температурасымен;

6) тозаң – газ - ауа қоспасының температурасы үшін осы Қағидалардың 3-қосымшасында көрсетілген мәннен жоғары артуын алдын алу үшін бункердегі тозаңның температурасымен;

7) сақтандыру қақпақшалардың жарамдылығымен;

8) қондырғылардың барлық элементтерінің оқшаулағыш және тығыздығының жай-күйімен (тозаңды тазарту жедел түрде жойылады);

9) тозаң дайындау қондырғыларының жабдықтарының электр қозғалтқыштарының тогымен;

10) құрғату қондырғысының немесе диірмен алдындағы, диірмен желдеткіші мен диірмен - желдеткіштен (немесе соларға дейінгі) құрғату кептіргіш агентінің қысымына;

11) шар барабанды және орта жүрісті диірменнің тозаң - ауа трактісінің кедергісі бойынша бақылау ұйымдастырылады.

327. Жаңа тозаң дайындау қондырғыларын іске қосудан кейін немесе оларды қайта жабдықтаудан кейін, сондай-ақ күрделі жөндеуден кейін тозаң сынамасын таңдау немесе жаңа құрастыру үшін немесе қолданыстағы режимдік картаны түзету үшін басқа да өлшеулер жүргізіледі.

328. Тозаң дайындаушы қондырғыларды пайдалану кезінде тозаңның тартылу жіңішкелігін бақылау өндірістік нұсқаулықта көрсетілген жиілікте циклон астындағы тозаң сынамалары бойынша жүзеге асырылады.

Тікелей үрлеуі бар қондырғыларда тозаңның қалыңдығы диірменге түсетін кептіргіш агентінің саны және сепаратордың реттегіш органдарының жағдайы бойынша жанама әдістерімен бақыланады.

329. Тозаң дайындау қондырғыларында ауаны соруды бақылау және жою энергия объектінің техникалық басшысының бекіткен кестесі бойынша, бірақ айына кемінде 1 рет, сондай-ақ күрделі немесе орта жөндеуден кейін ұйымдастырылады.

Тозаң дайындау қондырғылар жүйесінде ауаның сорылуы осы Қағидалардың 4-қосымшасында көрсетілген және қондырғыға кіруде отынның буланған ылғалын есептемегенде, кептіргіш агент шығынының пайыздарында көрсетілген мәндерден аспайды.

Тікелей үрлеу жүйелерінде ауамен кептіру кезінде сору мәні анықталмайды, ал қондырғының тығыздығы оның сығымдалу жолымен тексеріледі.

330. Алшақ салынған тозаң дайындау (кептіру) қондырғылары энергия объектінің техникалық басшысы бекіткен кесте бойынша жұмыс істеген құрғату желдету агентін, циклондардың, сүзгілердің, скрубберлердің аэродинамикалық кедергілерін тазалау үшін қондырғылардың жай-күйі бақыланады.

Жылына кемінде 2 рет, сондай-ақ күрделі жөндеуден кейін немесе қайта жабдықтаудан кейін жұмыс істеген құрғату агентінің тозаңынан тазартылудың нәтижелігі тексеріледі.

331. Бункерлерде тозаңның басылуын ескерту үшін ол мерзімді түрде ең төменгі деңгейге дейін тазартылады. Тазарттыру мерзімділігі тиісті нұсқаулық бойынша белгіленеді. Тозаңның басылу және өздігінен жану қабілетіне байланысты олардың бункерлерде сақталу мерзімі белгіленеді.

Тозаң дайындау жүйелерін бункерлерде тозаңды сақтау мерзімінен асатын мерзімге тоқтатқан сайын, электр станцияның газ бен мазутты жағу уақыты ұзарған режимге өту кезінде, сондай-ақ қазандыққа күрделі жөндеу жұмыстарын жасаудың алдында бункерлердегі тозаңдар толықтай жұмыс жасайтын қазандыққа көшірілуі қажет, ал бункерлер тексеріліп тазаланады. Тозаңды жұмыс істемейтін қазандықтың оттығына тастауға жол берілмейді. Шнектер мен тозаңды таситын басқа да құрылғылар жұмысын тоқтатар алдында олардағы тозаңдардан бункерлерге жіберілуі арқылы толықтай тазаланады.

332. Жануға және өздігінен жануға бейім дымқыл отынның бункерлері мерзімді түрде, бірақ 10 тәулікте кемінде 1 рет ең аз деңгейіне дейін жарамсызданады.

Газ бен мазуттың ұзақ уақыт жануы кезінде ауысуда қазандықтың бункерлері толығымен босатылады.

333. Барабанды диірмендердің бекітілген шар жүктемесін қолдау үшін термиялық өңдеуден өткен, тығыздылығы 400 НВ (Бриннель бойынша қаттылық) төмен емес, диаметрі 40 мм болатын шарларды жүйелі түрде қосу ұйымдастырылады.

Шарларды қосудың мерзімділігі нақты шар жүктемесі оңтайлыдан 5 % төмендемейтін қылып таңдалады.

Іріктеу барысындағы жөндеу жұмысы кезінде 15 мм аз диаметрлі шарлар жойылады.

334. Кесте бойынша жүйелі түрде тозаң дайындау қондырғыларының (билдер, бил ұстаушылар, броньдар, жұмыс дөңгелектері, дестелер, нығыздамалар) ескірген элементтері қаралады және қажеттілік туындаған кезде ауыстырылады немесе жөнделеді.

Сондай-ақ тез тозатын учаскелерде (тозаң өткізушілер буындарында, сепараттар нүктелерінде) орнатылған қорғау қондырғылары жарамды күйде ұсталады.

335. Тозаң дайындау қондырғыларының үй-жайлардағы дәнекерлеу жұмыстары жұмыс істемейтін қондырғылардың ауыр және зор тетіктерінде ғана энергетикалық объектілерде өрттен қорғану жұмыстарын жүргізу кезінде өрт қауіпсіздігінің шараларын сақтай отырып, тозаңнан тазартудан кейін ғана жол беріледі.

336. Тозаң дайындау қондырғыларының үй-жайларында тазалық сақталады, мұқият тазалау жұмысы жүйелі түрде жүргізіледі, қабырғалардан, терезе алдынан, жабындардан, баспалдақтардан, жабдықтар үстінен және басқа да тозаң тұрып қалатын жерлерден тозаң тазарту жұмыстары жүйелі түрде жүргізіледі. Тозаң басып қалу байқалған кезде, оларды жедел түрде жою шаралары қабылдануы қажет. Жабдықтардың ыстық беттерінде тозаң жиналуының алдын алуға ерекше назар аударылуы тиіс. Үй-жайларды тазалау тозаңды ұрғыламай-ақ механикаландырылған болуы тиіс. Тозаңды қолмен тазарту қажет болған кезде тозаңды сумен бүрке отырып, алдын ала ылғалдандырудан кейін ғана орындауға рұқсат етіледі. Тазалау бойынша жұмыстардың кестелері мен көлемі өндірістік нұсқаулықпен белгіленеді.

Су ағынымен, өрт сөндіргішпен не басқа да тәсілдермен үй-жайда немесе жабдықтың ішінде әлсіз жанған отты сыпырып тастауға немесе сөндіруге жол берілмейді.

Параграф 7. Бу және су жылыту қазандық қондырғылары

337. Бу және су жылыту қазандықтарын пайдалану кезінде:

1) барлық негізгі және қосалқы жабдықтар жұмысының сенімділігі мен қауіпсіздігі;

2) қазандықтардың номиналды өнімділігіне бу мен су параметрлерімен сапасына қол жеткізу мүмкіндігі;

3) сынаулар мен зауыт нұсқаулықтарының негізінде белгіленген жұмыстың үнемді режимі;

4) қазандықтардың әрбір типі мен жанатын отын түрі үшін айқындалған жүктеменің реттелетін диапазоны;

5) жол берілетін ең төменгі мүмкін жүктемелер;

6) зиянды заттарды атмосфераға шығаруға жол берілетін қалдықтары қамтамасыз етіледі.

338. Монтаждаудан кейін қайта пайдалануға енгізілетін қысымы 100 кгс/см² (9,8 мегапаскаль (бұдан әрі – МПа) және одан жоғары қазандықтар пайдалануға негізгі құбыржолдарымен басқа да су-бу трактісінің элементтерімен бірге химиялық тазартуға ұшырауы тиіс. Қысымы 100 кгс/см² (9,8 МПа) төмен қазандықтар мен су жылыту қазандықтары пайдалануға енгізу алдында сілтілеуге жатады.

Тікелей химиялық тазалау мен сілтілеуден кейін тұрып қалған коррозиядан тазартылған жоғарғы қабаттарды қорғау үшін шаралар қабылданады.

339. Жөндеуден немесе ұзақ уақыт бойы резервте болуынан (3 тәуліктен көп) кейін қазандықтың іске қосылуының алдында БӨҚ-тің қосалқы жабдығының, арматуралар және тетіктерді қашықтықтан басқару құралдарының, автореттегіштердің, қорғау, блоктау құрылғылары мен жедел байланыс құралдарының жарамдылығы мен іске қосуға даярлығы тексеріледі. Айқындалған ақаулар жойылады.

Қазандықтың тоқтауына әсер ететін блоктау мен қорғану құрылғыларының жарамсыздығы кезінде оны іске қосуға жол берілмейді.

340. Қазандықты іске қосу ауысым басшысының немесе аға машинистің басшылығымен, ал күрделі және орта жөндеу жұмысынан кейін цех басшысының немесе оның орынбасарының басшылығымен ұйымдастырылады.

341. Жағу алдында барабанды қазандық деаэрацияланған қоректік сумен толтырылады.

Тура ағынды қазандық қоректік сумен толтырылады, оның сапасы қоректік суды өңдеу схемасына байланысты пайдалану жөніндегі нұсқаулыққа сәйкес келуі тиіс.

342. Суымаған барабан қазандығын толтыру босатылған барабанның үстіңгі беті металының температурасы 160 ⁰С жоғары емес болған кезде жүргізіледі.

Егер барабанның үстіңгі беті металының температурасы 140 ⁰С-тан асса, оны гидросығымдау үшін сумен толтыруға жол берілмейді.

343. Тура ағынды қазандықты сумен толтыру, одан ауаны шығару, сондай-ақ ластанудан жуу кезіндегі операциялар сепараторлық жағу режимі кезінде қазандық трактісіне орнатылған тиектерге дейінгі учаскеде немесе тура ағынды жағу кезінде барлық тракт бойынша жүргізіледі.

Судың жағу шығысы номиналдық мөлшерден 30 %-ға тең болуы тиіс.

Жағу шығынының басқа мәні дайындаушы-зауыттың нұсқаулығымен немесе сынау нәтижелерінің негізінде түзетілген пайдалану жөніндегі нұсқаулықпен ғана анықталуы мүмкін.

344. Су жылытатын қазандықты қыздыру алдында желілік су шығыны жолға қойылады және әрі қарайғы жұмысты анықтайтын дайындаушы - зауыт қазандықтың әр типі үшін жол берілетін ең төменнен кем емес ұсталады.

345. Блокты қондырғылардың тура ағынды қазандықтарын жағу кезінде жұмысы 140 кгс/см² (13,8 МПа) қазандық трактісіне кіріктірілген тиектер алдындағы қысымдағы қазандықтар үшін 120-130 кгс/см² (12-13 МПа) деңгейінде, ал шамадан тыс қысымдағы қазандықтар үшін 240-250 кгс/см²(24-25 МПа) деңгейінде ұсталады. Бұл мәндердің өзгертілуі немесе айнымалы қысымда жағылуы арнайы сынақтар негізінде өндіруші зауыттың келісімі бойынша жол беріледі.

346. Жағу алдында және қазандықты тоқтатқаннан кейін, оттық және газ өткізгіштер рециркуляциялықтарды қоса алғанда, газ ауа трактісінің шиберлері ашық болғанда түтін сорғыштармен, үрлеу желдеткіштерімен және рециркуляциялау түтін сорғыштарымен номиналдықтан кемінде 25% ауа жұмсаумен кем дегенде 10 минут желдетіледі.

Үрлеумен жұмыс істейтін қазандықтарды және түтін сорғыштар болмаған кезде су жылыту қазандықтарын желдету үрлеу желдеткіштерімен және қайта циркуляциялаушы түтін сорғыштармен жүзеге асырылады.

Суымаған күйдегі қазандықты жағу алдында су-бу трактісіне сақталып қалған артық қысымды желдету 15 минуттан бұрын басталады.

347. Газбен жұмыс істейтін қазандықты жағу алдында қазандықтың газ өткізгіштерін ауамен сығымдап бақылануы тексеріледі және жанарғылар алдында бекіткіш арматураның газбен жабылуының беріктігі табиғи газда жұмыс істейтін энергетикалық объектінің газ шаруашылығын пайдалану жөніндегі қолданыстағы нұсқаулыққа сәйкес жүргізіледі.

348. Қазандықты жағу кезінде түтін сорғыш пен үрлеу желдеткіші, ал түтін сорғышсыз қазандықтарда үрлеу желдеткіші қосылады.

349. Қазандықты жағу басталған сәттен бастап барабандағы су деңгейін бақылау ұйымдастырылады.

Жоғары су көрсеткіш құралдарын үрлеу:

1) қысымы 40 кгс/см² (3,9 МПа) және одан төмен қазандықтар үшін – қазандықта артық қысым кезінде шамамен 1 кгс/см² (0,1 МПа) және негізі бу құбырына қосу алдында;

2) қысымы 40 кгс/см²-ден (3,9 МПа) жоғары қазандықтар үшін қазандықтағы қысымы 3 кгс/см²-ден (0,3 МПа) артық болған кезде және қысым 15-30 кгс/см² (1,5-3 МПа) болған кезде орындалады.

Су деңгейінің төмендетілген көрсеткіштері жағу процесіндегі су көрсеткіш аспаптармен салыстырылады (түзетулерді ескере отырып).

350. Қазандағы түрлі жылу күйлеріне байланысты жағу дайындаушы зауыт нұсқаулықтарының және іске қосу режимдерін сынау нәтижелері негізінде іске қосу кестелеріне сәйкес орындалады.

351. Күрделі және орташа жөндеуден кейін жылына кемінде 1 рет суық күйдегі қазандықты жағу процесінде экрандардың, барабандар мен коллекторлардың жылу қоймасы қада белгісі бойынша тексеріледі.

352. Егер қазандықты іске қосу алдында ермекті қосылулар мен қол тесіктерді жөндеуге байланысты жұмыстар жүргізілген болса, онда 3-5 кгс/см² (0,3-0,5 МПа) артық қысымда бұрандама қосылулар тартылуы тиіс. Бұрандама қосуларды жоғары қысымды кезінде тартуға жол берілмейді.

353. Қазандықтарды жағу және тоқтату кезінде барабанның температуралық режиміне бақылау ұйымдастырылуы қажет. Барабанның төменгі құрылысын қыздыру және салқындату жылдамдығы мен барабанның жоғарғы және төменгі құрылыстарының арасындағы температураның түсуі осы Қағидаларға 5-қосымшада келтірілген қазандық барабанының температуралық режимінде жол берілетін мәндерден аспауы қажет.

354. Қазандықты жалпы бу құбырына қосу дренаждау және байланыстырушы бу құбырын жылытудан кейін жүргізіледі. Қосқан кезде қазандық сыртындағы бу қысымы жалпы бу құбырындағы қысымға тең болады.

355. Ұшып шығулары 15 %-дан кем отында жұмыс істейтін қазандықтарда қатты отынды жандыруға көшу (жанарғыға тозаңның беріле бастауы) жанарғыны номиналдықтан 30 %-дан төмен емес жағу отынымен жылу жүктелген кезде рұқсат етіледі. Ұшып шығулары 15 %-дан артық отынмен жұмыс істеген кезде төменгі жылулық жүктеме кезінде тозаңды беруге рұқсат етіледі, ол тозаңның тұрақты тұтануын қамтамасыз етуден шыға отырып, жергілікті нұсқаулықпен белгіленеді.

Қысқа мерзімді іркілістен соң (30 минутқа дейінгі) қазандықты қайта іске қосу кезінде кем дегенде 15 % ұшқын шығаратын, отынның жылу номиналдылығы 15 %-дан төмен емес қатты отынды жағуға рұқсат беріледі.

356. Қазандық жұмысының режимі жабдықтарды сынау және пайдалану жөніндегі нұсқаулық негізінде құрылған режим картасына сәйкес болуы тиіс. Қазандықты қайта жабдықтау және отынның таңбасы мен сапасын өзгерту кезінде режим картасы түзетіледі.

357. Қазандық жұмысы кезінде жол берілетін бастапқы және аралық бу жылытқыштарының әрбір сатысында және әрбір ағымында бу температурасын қолдауды қамтамасыз ететін жылу режимдері сақталады.

358. Қазандық жұмысы кезінде барабандағы судың ең жоғары шекті деңгейі дайындаушы-зауыт пен жабдықтарды сынау деректерінің негізінде белгіленетін деңгейлерден жоғары емес, ал төменгі шекті деңгейі төмен болмауы тиіс.

359. Газ жағынан қазандық қондырғыларының жылытқыш беті оңтайлы режимде ұстау және кешенді тазалаудың механикаландырылған жүйесін қолдану арқылы (бу, ауа немесе су аппараттары, импульсті тазалау құрылғылары, діріл тазалау, ұсатып тазалау) таза күйінде ұсталуы тиіс. Осы құрылғыларға арналған, сондай-ақ қашықтан және автоматты басқару құралдары әрдайым іске қосылуға дайын болулары тиіс.

Жылытудың үстіңгі қабатын тазалау кезеңділігі кесте немесе өндірістік нұсқаулық бойынша реттеледі.

360. Қазандықтарды пайдалану кезінде барлық жұмыс істейтін ауыр үрлеуші машиналар іске қосылады. Қазандық тараптары бойынша бірдей газ ауа және жылу режимімен қамтамасыз етілген жағдайда ауыр үрлеуші машиналар бөліктерінің ажыратылуы кезінде ұзақ жұмысқа жол беріледі. Бұл ретте оттықтар арасында ауа бөлудің біркелкілігі және тоқтатылған желдеткіш (түтін сорғыш) арқылы ауа (газ) қайталамасының болмауы қамтамасыз етіледі.

361. Құрамында 0,5 % астам күкірт бар мазутты негізгі отын ретінде жағатын бу қазандықтарында жүктемелердің реттеуші диапазонында ауаның оттың шыққандағы коэффициенттер 1,03 %-дан кем болғанда жүзеге асырылады. Бұл ретте қазандықтарды осы режимге (отынды даярлау, жанарғы құрылғыларының тиісті конструкциялары мен ернемектерін қолдану, оттықты нығыздау, қазандықты қосымша бақылау және жану процесін автоматтандыру құрылғыларымен жабдықтау) ауыстыру жөніндегі белгіленген іс-шаралар кешенін орындау міндетті.

362. Орнына орнатар алдында мазутты ермектерді олардың тозаңдау өнімділігін, тозаң басу сапасын және алау ашу бұрышын тексеру мақсатында су стендінде тексерілуі тиіс. Мазутты қазандыққа орнатылатын жиынтықтағы жекелеген ермектердің номиналды өнімділіктегі айырмашылығы 1,5% көп болмауы тиіс. Әрбір қазандық ермектердің қосымша кешенімен қамтамасыз етіледі. Тарирленбеген ермектерді қолдануға жол берілмейді.

363. Мазутты, оның ішінде жанарғы ермектердің, оларға ауаны ұйымдастырылған түрде бермей жұмыс істеуіне жол берілмейді.

Қазандықтың ермектері мен бу-мазут құбырларын пайдалану кезінде бу құбырына мазуттың түсуіне жол бермейтін шарттар орындалады.

364. Қазандықтарды пайдалануда ауа жылытқышқа келетін ауа температурасы, ⁰С, осы Қағидаларға 6-қосымшада көзделген шамалардан төмен болмауы тиіс.

Күкіртті мазутты жағу кезінде ауаны алдын-ала жылыту температурасы қазандық жүктемесінің реттеуші диапазонында шығарылатын газ температурасы 150 ⁰С-тан төмен болмайтындай таңдап алынуы тиіс.

Оттықтан шығарда (1,03-тен кем) артық ауаның ең төменгі шекті коэффициенттегі мазутты жаққан немесе коррозияға қарсы тиімді құралдарды қолданған кезде (тұнбалар, материалдар, жабындар) ауа жылытқыштар алдындағы ауа температурасы осы Қағидалардың 6-қосымшасында келтірілген мәндермен салыстырғанда ауа температурасы ауа жылытқыштарға келуі төмендетілуі және пайдалану тәжірибесінің негізінде белгіленуі мүмкін.

Күкіртті мазуттағы қазандықты жағу ауа жылытудың алдын ала қосылған жүйесімен (калориферлер, ыстық ауаның қайта циркуляциялану жүйесі) жүргізіледі. Мазутты қазандықта жағудың бастапқы кезеңінде ауа жылытқыштың алдындағы ауа температурасы 90 ⁰С-тан төмен болмауы тиіс.

365. Жанудың механикалық толық еместігі салдарынан жылудың 0,5 %-дан асатын жоғалуы жағдайында қатты отынды тозаң күйінде жағатын барлық қазандықтар көрсетілген шығындарды бақылау мақсатында ұшқан күлдердің сынамаларын іріктеу үшін тұрақты түрде жұмыс істейтін құрылғылармен жабдықталады. Сынамаларды іріктеу мерзімділігі өндірістік нұсқаулықпен белгіленеді.

366. Қазандықтардың оралуы жарамды күйде болуы тиіс. Қоршаған ортаның температурасы 25 ⁰С болған кезде орама үстіндегі температура 45 ⁰С-тан жоғары болмауы тиіс.

367. Қазандықтың оттығы мен барлық газ трактісі тығыз болуы тиіс. Бу өнімділігі 420 т/сағ дейінгі булы газды-мазутты қазандықтар үшін буды қайта қыздырғыштан шыққанға дейін оттыққа және газ трактісіне ауаның сорылуы 5 %-дан аспауы, бу өнімділігі 420 т/сағ аспайтын қазандықтар үшін – 3 %, тозаңды көмір қазандықтары үшін тиісінше 8 және 5 % болуы тиіс.

Су жылыту қазандықтары үшін конвективтік беткі қабатынан шыққанға дейін ауаның оттық пен газ трактісіне сорылуы 5 %-дан аспауы тиіс.

Тұтас дәнекерленген экрандары бар оттықтар және газ жүру жолдары сорғышсыз болуы тиіс.

Газ трактісіне сорулар экономайзерге кіру учаскеcінде (тозаңды көмірлі су жылыту қазандықтары үшін – ауа жылытқышқа кірерде) түтін сорғыштан (күл ұстаушы қондырғыларды есепке алмағанда) шығуға дейін түтікті ауа жылытқыштары кезінде 10 % аспауы, регенеративтіде 25 %-дан аспауы тиіс.

Су жылытқыш газ-мазутты қазандықтардың оттығы мен газ трактісіне сорғыштары 5%-дан аспауы, тозаңды көмірлі (күл ұстаушы қондырғыларды есепке алмағанда) - 10%-дан аспауы тиіс.

Электр сүзгілерге ауа сорғыштары 10 % аспауы, басқа үлгілердегі күл ұстаушы қондырғыларында – 5 % аспауы тиіс.

Сору нормалары қазандықтарының номиналды жүктемесі үшін ауаның теориялық қажетті пайыздық мөлшерінде берілген.

368. Қазандық пен газ өткізгіш бетін қоршайтын тығыздығы айына 1 рет ауа соруын тексеру және анықтау жолымен бақыланады. Оттыққа сору сорғыштар жылына кемінде 1 рет, сондай-ақ орта және күрделі жөндеуге дейін және кейін анықталады. Қазандық оттығы мен газ өткізгіштіктерінің тығыз еместігі жойылады.

369. Режим картасын әзірлеу үшін пайдалану жөніндегі нұсқаулықты түзету үшін қазандықты пайдаланушы сынаулары оны пайдалануға енгізу кезінде, конструктивті өзгерістер енгізгеннен кейін, отынның басқа түріне немесе белгісіне ауысу кезінде, сондай-ақ берілген параметрлерден ауытқу себептерін айқындау үшін жүргізіледі.

Қазандықтар пайдаланушылық сынақтарын жүргізу үшін қажетті құрылғылармен жабдықталады.

370. Қазандықты резервке немесе жөндеуге шығарған кезде жылу энергетикалық жабдықты консервациялау бойынша қазандықтар мен калориферлердің жылыту беттерін консервациясы үшін шаралар қолданылады.

371. Қазандықтардың жылыту беттерінен ішкі шөгінділер от сөнген және тоқтаған немесе химиялық тазарту уақыттарында сумен жуылуы кезінде алынып тасталады.

Химиялық тазалаудың мерзімділігі ішкі шөгінділерді сапалы талдаудың нәтижелері бойынша тиісті нұсқаулықпен айқындалады.

372. Барабанның суытылуын жеделдету мақсатында тоқтаған қазандықты суды құрғата отырып қоректендіруге жол берілмейді.

373. Табиғи циркуляциясы бар тоқтаған қазандықтан су шығару қысымы 10 кгс/см²-ге (1 МПа) дейін төмендегеннен кейін, ал жаншыл қақтайтын байланыстар болған кезде –80 ⁰С жоғары емес су температурасында рұқсат етіледі. Тоқтатылған тура ағынды қазандықтан суды шығару үшін атмосфералықтан жоғары болған кезде рұқсат етіледі, бұл қысымның жоғарғы шегі дренаждар мен кеңейткіштер жүйесіне байланысты өндірістік нұсқаулықпен белгіленеді.

Блоктық электр станциялары қазандықтарының тоқтауы кезінде аралық буды қайта жылытқыштың турбина конденсаторын булансыздануы жүргізіледі.

374. Оттық пен газ жолдарын желдетуден кейін қазандықты резервке тоқтатқан кезде үрлегіш машиналар 15 минуттан көп емес тоқтатылады, газ ауа құбырларындағы барлық ажыратушы шиберлер, тесіктер, кіші люктер, сондай-ақ үрлеуіш машиналардың басқарушы аппараттары тығыздап жабылады.

375. Қыс мезгілінде резервте немесе жөндеуде тұрған қазандықта ауа температурасына бақылау орнатылады.

Қазандықтағы (немесе сыртқы – ашық құрастыру кезінде) ауа температурасы 0 ⁰С-тан төмен болған кезде оттық пен газ жолдарында, барабан маңындағы жабындыларда, үрлеу және дренаждау құрылғыларының аймағында, калофирлерде, импульстық желілер мен БӨҚ датчиктерінде оң ауа температурасын қолдауға шаралар қолданылады, сондай-ақ қазандықтардағы суды жылыту немесе оны экрандық жүйе арқылы айналдыру ұйымдастырылады.

376. Тоқтағаннан кейін қазандықтарды салқындату режимі оларды жөндеуге енгізу кезінде пайдалану жөніндегі нұсқаулықпен анықталады. Табиғи айналымдағы қазандықтарды ауыр үрлеу машиналарымен салқындатуға жоғарғы және төменгі барабан жасаушы металл температурасының жол берілетін айырмасын қамтамасыз етілген кезде рұқсат етіледі. Барабандағы су деңгейін ұстап тұратын және ұстайтын режимдерге жол беріледі. Тура ағынды қазандықтарды суытуды тоқтағаннан соң тікелей жүргізуге болады.

377. Кезекші персоналдың тоқтатылған қазандықты қадағалауы ондағы қысым толық төмендегенге және электр қозғалтқыштарынан кернеуді алып тастағанға дейін ұйымдастырылады, ауаны жылыту мен шығарылатын газдар аймағында газ бен ауа температурасын бақылау тоқтағаннан кейін 24 сағаттан ерте емес тоқтатылуы мүмкін.

378. Қазандықтар қатты немесе газ тәрізді отынмен жұмыс істеген кезде, мазут резервтік немесе тұтату отыны болып табылса, мазут шаруашылығы мен мазут құбырларының схемалары мазутты қазандықтарға жедел жеткізуді қамтамасыз ететін күйде болуы тиіс

379. Қазандық айналасында мазут құбыры немесе газ құбыры жарылған немесе мазуттың (газдың) қатты ағуы байқалған кезде отынның зақымданған учаскелерден кетуін тоқтату үшін мазут сорғыларды ажырату және ГРП-де тиекті арматураны жабуға дейінгі, сондай-ақ өрт немесе жарылыстың алдын алу үшін барлық шаралар қолданылады.

380. Қазандық дереу:

1) барабандағы судың деңгейінің жол берілмейтін жоғарылауы немесе төмендеуі немесе барабандағы су деңгейін бақылаушы барлық құралдар істен шыққан кезде;

2) қазандықтың күшейтілген қорегіне қарамастан, барабандағы су деңгейі жедел төмендеген кезде;

3) тура ағынды бу және су жылыту қазандықтарының қоректік суының барлық шығыстарын өлшеушілер істен шыққан (егер қоректі реттеуді талап ететін режимнің бұзылуы туындаса) немесе тура ағынды қазандықтың қандай да бір ағымдарының қоректенуі 30 секундтан тоқтаған кезде;

4) барлық қоректік құрылғылар (сорғылар) қызметтері тоқтаған кезде;

5) бу-су трактісіндегі қысым жол берілмейтін артуы кезінде;

6) 50 % артық сақтандыру қақпақшаларының немесе оларды алмастыратын сақтандыру қақпақшаларының қызметтері тоқтаған кезде;

7) тура ағынды қазандық трактісіндегі қысымның орнатылған ысырмаға дейін жол берілмейтін көтерілуі немесе төмендеуі кезінде, су жылыту қазандық трактісіндегі қысымның 10 секундтан артық жол берілмейтін төмендеуі кезінде;

8) бу-су трактісі құбырларының жарылуы немесе қазандықтың негізгі элементтерінде (барабанда, коллекторларда, шығару циклондарда, бу және суды ағызу, сондай-ақ суды ағызу құбырларында) бу желілерінде, қоректендіруші құбыржолдарында және бу-су арматурасында сызаттар, ісінулер байқалған кезде;

9) оттықтағы алауды өшіру кезінде;

10) реттейтін қақпақшалар сыртындағы газ немесе мазут қысымының жол берілмейтін төмендеуі кезінде (қазандықтың осы отынының түрлерінің бірінде жұмыс істеуі кезінде);

11) реттейтін қақпақшалар сыртындағы газ немесе мазут қысымының (оларды бірге жағу кезінде) өндірістік нұсқаулықта белгіленген шектерден бір уақытта төмендеуі кезінде;

12) барлық түтін сорғыштар (күші теңдестірілген қазандықтар үшін) немесе үрлеуші желдеткіштердің не барлық регенеративтік ауа жылытқыштардың ажырауы кезінде;

13) оттықта жарылыс болған, газ құбырлары мен күл ұстайтын құрылғыда өрт шыққан немесе жарылыс болған, қазандық қаңқасының немесе бағаналарының тасымалдаушы аралықтары қызған, сондай-ақ персоналға немесе жабдықтарға қауіп төндіретін басқа да зақымданулар кезінде;

14) аралық бу жылыту арқылы бу шығыны азайған кезде;

15) су жылыту қазандығы арқылы су шығыны ең төменгі жол берілетіннен 10 секундтан артық төмендеуінде;

16) су жылыту қазандығынан шығардағы су температурасының жол берілетіннен артық көтерілуі кезінде;

17) персоналға, жабдыққа немесе қазандықты қорғау схемасына кіретін ажыратушы арматураны қашықтықтан басқару тізбегіне қауіп төндіретін өрт кезінде;

18) қашықтықтан және автоматтандырылған басқару құрылғыларында немесе барлық бақылау-өлшеу құралдарында кернеудің жоғалуы кезінде;

19) қазандық аясында мазут құбырларының немесе газ құбырларының жарылуы кезінде тоқтатылады және сөндіріледі.

381. Осы жабдық иелігінде немесе басқаруындағы жүйелік оператордың жедел қызметкерлерінің хабарлауымен электростанцияның техникалық басшысының өкімімен, қазандық:

1) жылытқыштың беткі, қазандықтың бу және су ағатын, сондай-ақ су ағатын құбырларында, бу құбырларында, коллекторларда, қоректендіруші құбыр жолдарында қаяулар, сондай-ақ арматурада, ермекті және жаншыл қақтаумен бірікпелерде ақпалар мен булану байқалған кезде;

2) қазандықтың беткі металы температурасының жол берілмейтін артуы кезінде, егер температураны қазандықтың жұмыс режимін өзгерте отырып төмендетуге болмаса;

3) қазандық барабанында су деңгейін қашықтықтан көрсеткіштердің барлығы істен шыққан кезде;

4) белгіленген нормалармен салыстырғанда қоректік су сапасының тез арада төмендеуі кезінде;

5) тозаңды көмір қазандықтарында күл ұстау қондырғылар жұмысы тоқтаған кезде;

6) қашықтықтан және автоматты басқарудың жекелеген қорғаулардың немесе құрылғылардың және бақылау-өлшеу құралдарының жарамсыздығы кезінде тоқтатылады.

Параграф 8. Бу-турбиналық қондырғылар

382. Бу-турбиналық қондырғыларды пайдалану кезінде:

1) негізгі және қосалқы жабдық жұмысының сенімділігі;

2) номиналдық электр және жылу жүктемесін қабылдауға және оларды техникалық минимумға дейін өзгертуге қабылдауға әзірлік;

3) негізгі және қосалқы жабдық үнемділігінің нормативтік көрсеткіштері қамтамасыз етіледі.

383. Турбинаны автоматты реттеу жүйесі келесі талаптарды:

1) берілген электр және жылу жүктемесін тұрақты түрде және олардың жаймен өзгеру мүмкіндігін қамтамасыз ету;

2) турбина роторының айналым жиілігін бос жүрісте нық қолдау және будың номиналды және іске қосу параметрлері кезінде оны жаймен өзгерту (турбинаны басқару тетігінің жұмыс диапазоны шегінде);

3) турбина роторының айналу жиілігін номиналды параметрлерінде будың барынша көп шығынына және турбинаның төменгі қысым бөлігіңде будың барынша көп шығынына сәйкес электрлік жүктемені (оның ішінде генераторды тораптан ажырату кезінде) нөлге дейін күрт түсірген кезінде қауіпсіздік автоматы іске қосылатын күй деңгейінен төмен ұстау талаптарын қанағаттандырады.

384. Бу турбиналарын реттеу жүйесі жұмысының параметрлері турбиналарды қоюдың техникалық шарттарына сәйкес қамтамасыз етіледі.

1991 жылғы 01 қаңтардан бұрын шығарылған пайдаланылып жүрген турбиналардың барлық паркі үшін, сондай-ақ осы параметрлер мәніндегі шетел фирмаларының турбиналары осы Қағидаларға 7-қосымшада көрсетілген 1991 жылғы 01 қаңтардан бұрын шығарылған пайдаланылып жүрген турбиналардың параметрлері (оның ішінде шетел фирмаларының) мәндеріне сәйкес келуі тиіс.

Реттелетін іріктемелерде бу қысымын және қарсы бу қысымын реттеудің біркелкі емес деңгейі турбиналарды дайындаушы-зауытпен келісілген тұтынушылар талаптарын қанағаттандырады және сақтандыру клапандарының (құрылғыларының) іске қосылуына жол берілмейді.

385. Реттеу және турбинаны айналым жиілігінің артуынан қорғау жүйесінің барлық тексерулері мен сынақтары турбиналарды дайындаушы зауыттардың нұсқаулық талаптарына сәйкес орындалады.

386. Қауіпсіздік автоматы турбина роторының айналым жиілігі номиналдан 10-12 %-ғы немесе дайындаушы зауыт көрсеткен мәнге дейін артқан кезде іске қосылады.

Қауіпсіздік автоматы іске қосылған кезде:

1) жаңа бу мен өндірістік қызып кету буының тоқтатушы, реттеуші (тоқтатушы-реттеуші) қақпақшалар;

2) тоқтатушы (бөлуші), реттеуші және кері қақпақшалар, сондай-ақ реттеуші диафрагмалар мен бу іріктеуші жапқыштар;

3) будың сыртқы көздері бар байланыстырушы бу желілеріндегі бөлуші қақпақшалар жабылады.

387. Егер дайындаушы зауыттың арнайы нұсқаулары болмаса айналым артуынан жиілігінің өсуінен турбинаны қорғау жүйесі (оның барлық элементтерін қоса алғанда) мынадай жағдайларда:

1) турбинаны монтаждаудан кейін;

2) турбинаны күрделі жөндеуден кейін;

3) генераторды желіден ажырата отырып, жүктемені реттеу жүйесін сынау алдында;

4) қауіпсіздік автоматын бөлшектеуден кейін;

5) турбинаның ұзақ уақыт (30 тәуліктен артық) тұруынан кейін;

6) реттеу жүйесін немесе оның жекелеген тораптарын бөлшектеуден кейін;

7) жоспарлы тексеру кезінде (4 айда 1 реттен кем емес) айналым жиілігінің артуымен сыналады.

Осы тармақтың 6) және 7)-тармақшаларында көзделген жағдайларда айналым жиілігін арттырмай қорғаныш сынағына, бірақ барлық тізбектері қызметін міндетті тексере отырып жол беріледі.

Айналым жиілігін арттыра отырып, турбинаның қорғаныш сынағы цех бастығының немесе оның орынбасарының басшылығымен жүргізіледі.

388. Жаңа буды және өндірістік қызып кету буын тоқтатушы және реттеуші клапандары тығыз болуы қамтамасыз етіледі.

Жаңа буды, сондай-ақ өндірістік қызып кету буын тоқтатқыш және реттеуші қақпақшалардың тығыздылығы әрбір топты жекелеп сынай отырып тексеріледі.

Тығыздылық өлшемі ретінде осы қақпақшалар алдында будың толық (номиналды) немесе ішінара қысымы кезінде тексерілетін қақпақшалар толығымен жабылғаннан кейін орнатылатын турбиналар роторының айналым жиілігі пайдаланылады. Айналым жиілігінің жол берілетін мәні дайындаушы зауыттың нұсқаулығымен анықталады.

Барлық тоқтатушы және реттеуші қақпақшалардың бір уақытта жабылуы кезінде және жаңа бу мен қысымға қарсы (вакуум) номиналды параметрлерінде олар арқылы буды өткізу турбина роторының айналуына алып келмеуі тиіс.

Қақпақшалардың тығыздығын тексеру турбинаны монтаждаудан кейін, айналым жиілігін арттыру қауіпсіздігінің автоматын сынау алдында, турбинаны күрделі жөндеуді тоқтату алдында, одан кейінгі іске қосу кезіңде жылына 1 рет жүргізілуі тиіс. Турбинаны пайдалану процесінде қақпақшалардың тығыздығының төмендеу белгілері (турбинаны іске қосу немесе тоқтату кезінде) анықталған кезде олардың тығыздығын кезектен тыс тексеру жүргізіледі.

389. Жаңа бу мен өндірістік қызып кету буының тоқтатушы (бөлуші) және реттеуші қақпақшалары, буды сүзудің тоқтатушы (бөлуші) және реттеуші клапандары (диафрагмалар), сыртқы көздері бар бу желілерінде бөлуші қақпашаларға байланысты:

1) толық жүріске – турбинаны іске қосу алдында және өндірістік нұсқаулық немесе дайындаушы зауыттың нұсқаулығымен көзделген жағдайларда;

2) жүріс бөлігіне – тәулік сайын турбина жұмысы кезінде таралуы тиіс.

Қақпақшаларды толық жүрісі кезінде олардың жүрісі мен жымдасу жатқыштығы бақыланады.

390. Реттелетін кері қалпақшалардың тығыздылығы мен осы іріктеулердің сақтандыру қалпақшаларының іске қосылуы жылына кемінде 1 рет және турбинаны жүктеме түсіруге сынау алдында тексеріледі.

Басқа турбиналар іріктеулерімен, редукциялық-суыту қондырғылары, мен (бұдан әрі – РСҚ) және будың басқа да көздерімен байланысты емес будың реттелетін жылыту іріктеулерінің кері қалпақшаларын егер дайындаушы зауыттардың арнайы нұсқаулықтары болмаса, қалпақшаларын тығыздығын тексеруден өткізбеуге жол беріледі.

Барлық іріктеулердің кері қалпақшаларын орнату турбинаның әрбір іске қосылуы алдында және тоқтатылуы кезінде қалыпты жұмысқа, электр станциясының техникалық басшысың айқындайтын кесте бойынша мерзімді, бірақ 4 айда кемінде 1 рет тексеріледі.

Кері қалпақшаларының жарамсыздығы кезінде буды тиісті іріктеуімен турбина жұмысына жол берілмейді.

391. Тоқтатушы (қорғаушы, бөлуші) қалпақшалардың жабылу уақытын тексеру, сондай-ақ тоқтатылған турбинадан реттеу жүйесінің сипаттамасын алу осы Қағидалардың 384-тармағының талаптарына және өндіруші зауыт талаптарына сәйкес:

1) турбинаны монтаждаудан кейін;

2) турбинаны күрделі жөндеуге дейін немесе кейін не болмаса реттеу немесе бу тарату жүйесінің негізгі тораптарын жөндеу кезінде орындалады.

Статистикалық сипаттаманы жасау үшін қажетті турбинаның жүктемедегі жұмыстары кезінде реттеу жүйесінің сипаттамаларын алу:

3) турбинаны монтаждаудан кейін;

4) турбинаны күрделі жөндеу жұмысынан немесе реттеу немесе бу тарату жүйесінің негізгі тораптарын жөндеу жұмысынан кейін орындалады.

392. Будың барынша шығынына сәйкес жүктемені тез түсірумен турбинаны реттеу жүйесін сынауда орындалады:

1) монтаждаудан кейін турбиналарды пайдалануға қабылдау кезінде;

2) турбоагрегаттың динамикалық сипаттамасын немесе реттеу жүйесінің динамикалық және статистикалық сипаттамасын өзгертетін қайта жабдықтаудан кейін орындалады.

Электр гидравликалық қайта түрлендірушілермен (бұдан әрі – ЭГТ) жабдықталған сериялық турбиналарды реттеу жүйесін сынау генераторды желіден ажыратпай жүктемені бумен түсіру жолымен (тек реттеуші қалпақшаларды тез жабу жолымен) жүзеге асырылуы мүмкін.

Қайта жабдықтауға ұшыраған турбиналардың бас үлгілері мен турбиналардың бірінші үлгілерінде (агрегаттың динамикалық сипаттамасын немесе реттеу сипаттамалардың өзгерте отырып), ЭГТ-мен жабдықталмаған барлық турбиналарында сынақтар желіден генераторды түсіре отырып жолымен электр жүктемесін түсіре отырып жүргізіледі.

393. Реттеу мен қорғаудың іс жүзіндегі сипаттамаларының нормативтік мәндерден ауытқушылықтары айқындалған, қалпақшалар жабдықталуының өндіруші зауыт немесе жергілікті нұсқаулықта көрсетілгеннен көп артуы немесе олардың тығыздығының нашарлауы байқалған кезде ауытқушылықтардың себептері айқындалады және жойылады.

394. Жұмысқа қуатты шектеуішпен енгізілген турбиналарды пайдалану электр станциясының техникалық басшысының рұқсатымен турбина қондырғысының механикалық жай-күйінің жағдайлары бойынша ғана уақытша шара ретінде жол беріледі. Бұл ретте турбина жүктемесі шектеудің 5 %-тен кем болмауы тиіс.

395. Турбина қондырғысының маймен жабдықтау жүйелерін пайдалану кезінде:

1) барлық режимдерде агрегаттар жұмысының сенімділігі;

2) өрт қауіпсіздігі;

3) майдың нормативті сапасы және температуралық режимді ұстап тұру;

4) майдың ағып кетуін және оның салқындату жүйесі мен қоршаған ортаға түсуін алдын алу қамтамасыз етіледі.

396. Резервтік және авариялық май сорғылары және оларды автоматты қосу құрылғылары турбоагрегаттың жұмысы кезінде, сондай-ақ оның әрбір іске қосылуы және тоқтатылуы алдында айына 2 рет тексеріледі.

Майлау жүйесінің жұмыс істейтін май сорғышының жеке электржетегі бар турбиналары үшін тоқтату алдында резервтік автоматты қосуын (бұдан әрі – РАҚ) тексеру жүргізілмейді.

397. Турбоагрегатта май жануының дамуын алдын алу жүйесімен жабдықталған турбиналарда жүйенің электр схемасы турбинаны салқын күйден іске қосу алдында тексеріледі.

398. Генераторды майлау, реттеу және тығыздау жүйесінің желісіне орнатылатын тиекті арматура, қате қосылуы жабдықтың тоқтап қалуына немесе зақымдануына алып келуі мүмкін жұмыс күйінде пломба салынады.

399. Конденсациялық қондырғыны пайдалану кезінде конденсатордағы нормативті температуралық қысымдар мен конденсат сапасының нормаларын сақтай отырып пайдаланудың барлық режимдерінде турбинаның үнемді және сенімді жұмысымен қамтамасыз етіледі.

400. Конденсациялық қондырғыны пайдалану кезінде:

1) конденсатор ластануының алдын алу жөнінде профилактикалық шаралары (химиялық және физикалық әдістермен салқындататын түйіршік суды өңдеу, тазалаушы қондырғыларды қолдану);

2) салқындатудың жоғарғы бетінің ластануынан өңделген бу қысымының 0,005 кгс/см²-ға (0,5 килопаскаль(бұдан әрі – кПа) нормативтік мәндермен салыстырғанда арттыру кезінде конденсаторларды мерзімді тазалау;

3) салқындатудың жоғарғы беті мен конденсатордың құбыр тақташаларының таза болуын бақылау; салқындатқыш су шығынын бақылау (шығынды тікелей немесе конденсаторлардың жылу балансы бойынша өлшей отырып), салқындатушы су шығынын оның температурасына және конденсатордың бу жүктемесіне сәйкес оңтайландыру;

4) вакуум жүйесінің тығыздығын тексеру және оны тығыздау;

5) конденсатор бу жүктемесінің 40-100 % өзгеру аралығында ауа сорғысы (кг/сағ)

Gв = 8 + 0,065N

формуласы бойынша анықталатын мәндерден жоғары болмауы тиіс;

мұндағы N – конденсациялық режимдегі турбо қондырғының номиналды электр қуаты, МВт;

6) конденсатордың су тығыздығын конденсаттағы тұз құрамын жүйелі бақылау жолымен тексеру;

7) конденсат сорғыларынан кейін конденсаттағы оттегі құрамын тексеру жүргізіледі.

Конденсациялық қондырғы жұмысын, оның мерзімділігін бақылау әдістерді пайдаланудың нақты шарттарына байланысты тиісті нұсқаулығымен анықталады.

401. Регенерация жүйесі жабдықтарын пайдалану кезінде:

1) әрбір жылытқышта қоректік су (конденсат) температурасының нормативтік мәндері және оның соңғы жылытуы;

2) жылу алмасу аппараттарының сенімділігі қамтамасыз етіледі.

Регенерация жүйесінің жылытқыштарында қоректі судың (конденсаттың) жылытылуы, температуралық арын, жылытылатын бу конденсатының салқындатылуы турбо қондырғының күрделі жөндеуге дейін және кейін, жылытқыштар жөндеуден кейін және кесте бойынша мерзімді (айына 1 рет) тексеріледі.

402. Жоғары қысымды жылытқышты (бұдан әрі – ЖҚЖ) пайдалану:

1) оның қорғау элементтерінің болмауы немесе жарамсыздығы;

2) деңгейді реттейтін қалпақшаның жарамсыздығы кезінде жол берілмейді.

Авариялық қоршаумен байланыстырылған ЖҚЖ топтарын пайдалану:

1) қандайда бір ЖҚЖ-та қорғау элементтерінің болмауы немесе жарамсыздығын;

2) кез келген ЖҚЖ деңгейі реттеуші қалпақшаның жарамсыздығы;

3) кез келген ЖҚЖ-нен жұптары бойынша ажыратылуы кезінде жол берілмейді.

ЖҚЖ немесе ЖҚЖ тобы қорғаудың немесе деңгей реттеуші қалпақшаның (бұдан әрі – ДРҚ) жарамсыздығы кезінде жедел ажыратылады.

ДРҚ-дан басқа қандайда бір автоматты реттеу жүйесі элементтерінің жарамсыз жай-күйі және жұмыс істеп тұрған жабдықтағы ақауы жедел жоюдың мүмкін еместігі кезінде жылытқыш (немесе ДРҚ тобы) энергия объектінің техникалық басшысы айқындайтын мерзімде істен шығарылады.

403. Автоматты резервтегі резервтік қоректік сорғылар, сондай-ақ басқа да сорғы агрегаттары жарамды және шығу құбыр жолдарында ашық ысырмаларымен іске қосуға әрдайым дайын болуы тиіс.

Олардың қосылуын тексеру және жұмыс істеп тұрған насостан резервтікке жоспарлы ауысу кесте бойынша, бірақ айына кемінде 1 рет жүргізіледі.

404. Турбинаны орта немесе күрделі жөндеуден немесе салқын күйінен кейін іске қосар алдында негізгі және қосалқы жабдықтың, блоктаудың, технологиялық қорғау, қашықтықтан және автоматты басқару құралдарының, бақылау-өлшеу құрылғыларының, ақпарат және оперативті байланыс құралдарының жарамдылығы мен іске қосылуға дайындығы тексеріледі. Бұл ретте анықталған жарамсыздықтар жойылады.

Агрегаттың басқа жылу жай-күйінен іске қосылуы кезінде қорғау және блоктау құралдары өндірістік нұсқаулыққа сәйкес тексеріледі.

Турбинаны іске қосуды цех ауысымының бастығы немесе аға машинист, ал оны күрделі немесе орта жөндеуден кейін цех бастығы немесе оның орынбасары басшылық етеді.

405. Турбинаны іске қосу:

1) турбинаның жылу және механикалық жай-күйі көрсеткіш жол берілмейтін мәндерден ауытқыған кезде;

2) турбина тоқтауына әсерін тигізетін қорғаудың қандай да біреуінің жарамсыздығы кезінде;

3) турбина екпініне алып келуі мүмкін реттеу бу тарату жүйелерінің ақаулары анықталған кезде;

4) майлау, реттеу, генератор мен олардың РАҚ құрылғыларын тығыздаудың май сорғыларың бірінің жарамсыздығы;

5) пайдаланушылар майға нормасынан май сапасының ауытқуы өндеуші зауыт белгілеген шегінен төмен май температурасының төмендеуі кезінде;

химиялық құрамы бойынша нормалардан жаңа бу сапасынан ауытқуы кезінде жүргізілмейді.

406. Бұралмалы білігі бар құрылғыны іске қоспастан, турбина бетіне бу жіберуіне, ыстық сумен будың конденсаторға жіберілуіне, турбинаны жылыту үшін бу жіберілуіне жол берілмейді. Бұралмалы білігі бар құрылғысы жоқ турбинаға бу жіберу жағдайлары өндірістік нұсқаулықпен айқындалады.

Конденсаторға қазандықтан немесе бу құбырларынан жұмыс ортасын тастау және оны іске қосу үшін бу жіберу немесе турбина өндіруші зауыттардың басқа құжаттарында нақты нұсқаулықтарда көрсетілген конденсатордағы бу қысымында, бірақ 0,6 кгс/см² -ден (60 кПА) жоғары емес жүзеге асырылады.

407. Турбоагрегаттарды пайдалану кезінде мойын тірек тіреуішінің дірілді жылдамдығының орта квадраттық мәні 4,5 мм-с^–1 жоғары болмауы тиіс.

Дірілдің нормативтік мәнінің артуы кезінде 30 тәуліктен аспайтын мерзімде оны төмендету шаралары қабылданады.

7,1 мм-с^–1 жоғары діріл кезінде турбоагрегаттарды 7 тәуліктен артық пайдалануға жол берілмейді, ал 11,2 мм-с^–1 діріл кезінде турбина қорғаныс немесе қол әрекетімен ажыратылады.

Егер белгіленген режимде бір уақытта кенеттен бір ротордың екі немесе аралас тіреуіштерінің бір тіреуіне дірілі екі компонентінің кез келген бастапқы деңгейдей бір кері жилігінің дірілінің 1 мм-с^–1-ге өзгеруі байқалса, турбина дереу тоқтатылады.

Егер мойынтірек тіреуіштерінің біреуі дірілдің қандай да бір компонентінің 2 мм-с^–1-ге жаймен өсуі 1-3 тәулік ішінде болса, турбина босатылады және тоқтатылады.

Төмен жиілікті діріл кезінде турбоагрегаты пайдалануға жол берілмейді. 1 мм-с^–1 асатын төмен жиілікті діріл байқалған кезде оны жою үшін шаралар қолданылады.

Қажетті аппаратуралармен жабдықталғанға дейін уақытша, дірілмен ауыстырудың өрісі бойынша дірілді бақылауға рұқсат беріледі. Бұл ретте 3000 айн/мин айналым жиілігі кезінде 30 мкм дейін және 1500 айн/мин айналым жиілігі кезінде 50 мкм дейін тербелу өрісі кезінде ұзақ уақыт пайдалануға жол беріледі; дірілдің 1-2 мм-с^–1 баламалы түрде 3000 айн/мин айналым жиілігі кезінде 10-20 мкм мен 1500 айн/мин айналым жиілігі кезінде 20-40 мкм тербелу өрісіне өзгертуіне жол беріледі.

50 МВт және одан да жоғары қуатты турбоагрегаттар дірілін мойын тірек тіреуіштерінің дірілін үздіксіз бақылаудың стационарлық аппаратура сынақ көмегімен өлшенуі және тіркелуі қажет.

Турбогенераторлар дірілін үздіксіз бақылаудың қуаты 50 МВт кем стационарлық аппаратурасын орнатқанға дейін жылжымалы құралдарды пайдалануға жол беріледі. Бақылау мерзімділігі турбоагрегаттың діріл жай-күйіне байланысты өндірістік нұсқаулықпен, бірақ айына кемінде 1 рет белгіленеді.

408. Турбинаның ағу бөлігінің жай-күйіне және оның тұзбен араласуын бақылау үшін турбинаның бақылау деңгейлеріндегі бу қысымының мәндері айына кемінде 1 рет бақыланатын бөліктер арқылы тексеріледі.

Номиналды қысыммен салыстырғанда соңғы сатылардағы қысымның артуы осы бу шығынынан 10 %-дан артық болмауы қамтамасыз етіледі. Бұл ретте қысым өндіруші - зауыт белгілеген шекті мәндерден аспауы тиіс.

Бақылаушы деңгейлерде тұзбен араласуынан қысымның шекті мәндеріне жеткен кезде турбинаның ағу бөлігін жуу немесе тазалау керек. Жуу немесе тазалау тәсілі қалдықтар құрамы мен шынайы жағдайлардан шыға отырып таңдалып алынады.

409. Пайдалану процесінде турбо қондырғылардың үнемділігі әрдайым жабдық жұмысын сипаттайтын көрсеткіштер жүйелі талдау жолымен бақыланады.

Турбо қондырғылардың үнемділігін төмендетудің себептерін анықтау, жөндеу жұмысының тиімділігін бағалау үшін жабдықтың пайдалану (экспресс) сынақтары жүргізіледі.

Турбиналық жабдық жұмысы көрсеткіштерінің нормативті көрсеткіштерден ауытқыған кезде жабдық ақаулары мен пайдалану кемшіліктері жойылады.

Турбиналардың бас үлгілері және қайта жаңарту немесе жаңғырту жүргізілген турбиналар теңгерімдік сынақтарға ұшырайды.

410. Турбинаны қызметкер мына қорғаныстар жұмыста жоқ болғанда немесе өшіп қалғанда сөндіргішке тез арада әрекет ету жолымен:

1) қауіпсіздік автоматының іске қосылу қондырғысынан тыс ротор айналымының жиілігі артқан кезде;

2) ротордың жол берілмейтін осьтік қозғалуы кезде;

3) цилиндрлерге қатысты роторлар орналасуының жол берілмейтін өзгертуі кезінде;

4) майлау жүйесіндегі май қысымы (өртке төзімді сұйықтық) жол берілмейтін деңгейге төмендеген кезде;

5) май багындағы май деңгейінің жол берілмейтін төмендеуі кезінде;

6) кез келген мойын тіректен, генератор білігінің тығыздаушы мойын тірегінен, турбоагрегаттың тығыздаушы мойын тіректері кез келген қалпынан ағызуда май температурасы шектен тыс көтерілген кезде;

7) турбоагрегаттағы майдың жану кезінде;

8) турбогенератор білігін тығыздау жүйесінде "май-сутегі" қысымдар айырмаларының жол берілмейтін төмендеуі кезінде;

9) турбогенератордың білігін тығыздаудың маймен жабдықтау жүйесінің демпфер багында жол берілмейтін май деңгейінің төмендеуі кезінде;

10) турбогенераторды сумен салқындату жүйесінің барлық май сорғыларын ажыратылуы кезінде (тығыздауды маймен жабдықтауда безинжектор схемаларына);

11) ішкі зақымданудан турбогенератордың ажырауы кезінде;

12) конденсатордағы қысымның жол берілмейтін көтерілуі кезінде;

13) қарсы қысымды турбиналардың соңғы сатысындағы қысымның жол берілмейтін айырмасы кезінде;

14) турбоагрегат дірілінің кенеттен артуы кезінде;

15) турбина немесе турбогенератордың ішінде металл дыбыстары мен ерекше шу пайда болған кезде;

16) турбина немесе турбогенератор мойын тіректері мен соңғы тығыздауында ұшқындар немесе түтін пайда болған кезде;

17) жаңа будың немесе өндірістік қыздырудан кейінгі бу температурасының төмендеуі кезінде;

18) жаңа бу өткізгіштерінде, өндірістік қайта қыздыру немесе турбинада гидравликалық соққы пайда болған кезде;

19) май құбырлары мен бу – су трактісі құбыр жолдарының ажыратылмайтын учаскелерінде, тарату тораптарында жарылу немесе тесіп өтетін сызат байқалған кезде;

20) турбогенератор статор арқылы салқындатқыш су ағыны тоқтаған кезде;

21) газ суытқыштарында салқындатқыш су шығыны шектен тыс төмендеген кезде;

22) қашықтан және автоматты басқару қондырғыларында немесе барлық бақылау-өлшеу құралдарында кернеу жоғалған кезде дереу ажыратады.

Турбинаны ажырату кезінде вакуумды жұлу қажеттілігі өндіруші - зауыт нұсқаулықтарына сәйкес өндірістік нұсқаулықпен айқындалады.

Өндірістік нұсқаулықта агрегат бойынша бақыланатын шамалар мәндерінің жол берілмейтін ауытқулары туралы нақты нұсқаулар көрсетіледі.

411. Турбина иелігінде немесе басқаруында аталған жабдығы бар ЖО жедел қызметкерінің хабарлауымен, электр станциясының техникалық басшысы анықтаған:

1) жаңа бу немесе өндірістік қыздырудан кейінгі буды тоқтату қалпақшалар қажалған кезде;

2) реттеуші клапандар қажалған немесе олардың сояуыштары үзілген кезде, бұрылыс диафрагмалары немесе кері айналма клапандары қажалған кезде;

3) реттеу жүйесінде олқылықтар болған кезде;

4) егер турбиналарды тоқтатпай бұзушылық себебін жою мүмкін болмаса, қондырғылардың схемалары мен коммуникациялары, қосалқы жабдықтарының әдеттегі жұмысы бұзылған кезде;

5) 7,1 мм-с^–1 астам тіреуіш дірілін арттырған кезде;

6) жабдықтың тоқтауына әсер ететін технологиялық қорғанулар жарамсыздығы анықталған кезде;

7) өрттің туындауына қауіп туғызатын мойын тіректерден, құбырлар мен арматуралардан майдың ағуы байқалған кезде;

8) бу-су трактісінің құбыр жолдары учаскелерін жөндеу үшін ажыратылмайтын құйма байқалған кезде;

9) химиялық құрамы бойынша жаңа бу сапасы нормадан ауытқыған кезде;

10) мойынтіректердің картерлерінде, ток сымдарында, май багында сутегінің шектен тыс концентрациясы байқалған кезде, сондай-ақ турбогенератор корпусынан сутегінің кемуін ағып кету нормасынан асып кетуі байқалған кезде түсіріледі және тоқтатылады.

412. Әрбір турбина үшін шығарылған бу қысымды тоқтатылған кезде және вакуумның бүлінуімен тоқтатылған кезде ротордың жүріс ұзақтығы анықталуы тиіс. Осы ұзақтықтың өзгеруі барысында ауытқу себептері айқындалады және жойылады. Айналымнан шығу ұзақтығы турбина агрегатының барлық тоқтаулары кезінде бақылануы тиіс.

413. Резервке 7 және одан да көп тәулікке турбиналарды шығару кезінде турбо қондырғылардың жабдықтарына консервациялау шаралары қолданылады.

Консервациялау әдісі электр станциясы басшысының нақты талаптарына сай таңдалып алынады.

414. Жеткізуге арналған техникалық талаптарында қарастырылмаған схемалар мен режимдері бар турбиналарды пайдалану дайындаушы зауыттың рұқсатымен ғана жол беріледі.

415. Электр станцияларындағы турбиналық жабдықтарды қайта жаңарту мен жетілдіру жұмыстары дайындаушы зауытпен келісіледі.

Электр станцияларындағы турбиналық жабдықтарды қайта жаңарту мен жетілдіру барысында басқару автоматизациясының барынша жоғарғы деңгейі мен жөндеу жарамдылығының жоғары көрсеткіштері қарастырылады.

Параграф 9. Жылу электр станцияларының блок қондырғылары

416. Блок қондырғыларды пайдалану барысында осы Қағидалардың 369, 414, 680 және 750-тармақтарының талаптары орындалады және энергия жүйесінің қалыпты және авариялық режимдері (диспетчерлік кестеге сәйкес) кезіндегі жиілігі мен қуаттылығын реттеуге олардың қатысуын қамтамасыз етеді.

417. Жүктеменің диспетчерлік кестесін жабу үшін реттеуіш диапазондағы энергетикалық блок жүктемесінің өзгерістері қамтамасыз етіледі және қажет болған жағдайда резервтегі тоқтату және энергетикалық блокты түрлі жылу күйінде іске қосу режимдері техникалық минимумдарға дейінгі өзгерістер қамтамасыз етіледі

418. Конденсатор арқылы айналма суды толықтай пайдаланып жұмыс істейтін жылытқыш энергетикалық блоктар жіберілетін жылудың берілген көлемін сақтаумен электрлік жүктемелердің диспетчерлік кестесін жабу үшін қолданылуы мүмкін. Конденсатордың кіріктірілген түйінінде немесе төменгі қысымды цилиндрлерді (бұдан әрі – ТҚЦ) кесіп жұмыс істейтін жылытқыш энергетикалық блоктар электрлік жүктемелер кестесінің ауыспалы бөлігін жабу үшін жұмсалмауы тиіс. Ерекше жағдайларда көрсетілген энергетикалық блоктарды жылу жүктемесінен резервтік көздерге алмастыру арқылы босатуға болады. Жүктемелердің ауыспалы кестесін өтеуге пайдаланылмайтын жылытқыш энергетикалық блоктардың санын олар қарамағында болатын диспетчер анықтайды.

419. Энергетикалық блоктың реттеуіш диапазонының төменгі шегі жұмыс істеп тұрған жабдықтың құрамын өзгеріссіз сақтау шарттарына және автоматты реттеу жүйелерінің жұмысына байланысты орнатылуы қажет. Энергетикалық блоктарды пайдалану кезінде олардың жүктеменің техникалық минимумында жұмыс жасай алу мүмкіндігі болуы қажет, ол үшін жұмыс жасап тұрған жабдықтың құрамын өзгертуге және жеке автоматтық реттеуіштерді сөндіруге рұқсат етіледі.

Реттеу диапазонының төменгі шегі мен жүктеменің техникалық минимумы өндірістік нұсқаулықта көрсетіледі және диспетчерлік қызметке хабарланады.

420. Реттеу диапазонының төменгі шегіне немесе жүктеменің техникалық минимуна сәйкес энергетикалық блокты жүктеуде жаңа бу мен өндірістік қыздырудан кейінгі бу температурасының төмендеуі дайындаушы - зауыттардың берген жабдық температурасынан артық болмауы тиіс.

421. Реттеу диапазонында энергетикалық блок жүктемесін өзгертудің шекті жылдамдығы реттеуші диапазонындағы қуаты 160-800 МВт энергетикалық блок жұмысы барысында жүктеме өзгеруінің шекті мүмкін болатын жылдамдығы нормасының негізінде орындалуы тиіс.

422. Жаңа будың бірқалыпты қысымды жұмысы үшін жобаланған энергетикалық блоктар арнайы сынақтарды жүргізуден және қазандықтарды дайындаушы - зауыттар режимімен келіскеннен кейін турбиналардың жоғары қысымды цилиндрлерінің (бұдан әрі – ЖҚЦ) реттеуші қысымының толық ашық бөліктерімен жылжымалы қысым режимінде пайдаланылуға жол беріледі. Бұл ретте жергілікті нұсқаулықтарға тиісті толықтырулар енгізіледі.

423. Блокты тұссыздандырылған қондырғылармен (бұдан әрі – БТҚ) жабдықталған жылыту энергетикалық блоктарында желілік жылытқыштың жылытатын бу конденсаты осы жылытқыштардың құбыр жүйесінің тығыздығының бұзылуы кезінде ғана БТҚ арқылы бағытталады.

424. Түнгі уақыттағы резервтегі энергетикалық блоктарының тоқталымдары жабдықтардың суытылуысыз жүргізіледі. Барлық энергетикалық блоктардағы будың аралық жылыту жүйесі, ал кіріктірме ысырмалары (бұдан әрі – КЫ) және кіріктірме сеператорларымен жабдықталған тура ағынды қазандықтарында КЫ бу қыздыру трактісінің барлық энергетикалық блоктарда булансыздырылуға жатады. Барабанды қазандықтарда, сондай-ақ толық өткізу сепараторы бар (бұдан әрі – ТӨС) тура ағатын қазандықтарда, жылытқыштың бу қыздырғыш беттеріне ыстық бу жинақтау коллекторларына конденсаттың тасталуын болдырмайтын технологиялық тәсілдер іске асырылады.

425. Энергетикалық блоктардың жабдықтары, іске қосу және электр схемалары, арматуралар, жылу оқшаулағышы, от жағу мен су шаруашылығы мен электр станциялары қанша уақыт тұрса да электр станцияларының кемінде екі энергетикалық блоктарын бір уақытта іске қослуы қамтамасыз етіледі.

426. Энергетикалық блоктың мына жағдайларда:

1) осы Қағидаларға сәйкес негізгі жабдықтың іске қосылуына жол берілмейтін шарттарының болуы;

2) энергетикалық блоктың жабдықтарының тоқтауына әсер ететін бар кез келген технологиялық қорғанысының жарамсыздығы;

3) жедел реттеу органдарын, сондай-ақ авариялық жағдайларды жою барысында қолданылатын арматураларды қашықтықтан басқару құрылғыларының жарамсыздығы;

4) блоктық тұзсыздандырылған қондырғыларды іске қосуының дайын еместігі;

5) құбырлар жолдарының тіреуіштерінің және серіппелі ілмектердің зақымдануы іске қосылмайды.

427. ТҚЦ-мен жұмыс істеуші немесе конденсаторлардың кіріктіре орнатылған шоғырымен жұмыс істейтін жылыту энергетикалық блоктары аварияға қарсы реттеуге тартылуы тиіс емес.

428. Қысымды реттеушілері қосылған энергетикалық блоктардың жұмысы турбинаның реттеуші клапандарына ("өзіне дейін" реттеуіштеріне) ықпал ететін турбина алдындағы бу қысымы егер энергия жүйесінің жиілігі мен кернеуін реттеу жүйесінің құрамына жатпаса жол берілмейді.

429. Энергия блоктарының қуаты мен жиілігі автоматты реттеу жүйесі жоқ болған (жұмыс істемей қалған) кезде, жиілігінің өзгеруіне байланысты турбина жүктемесінің жарамдылығы (жарамсыздығы) барысында персонал жаңа бу қысымын қайта қалпына келтіру мақсатында реттеу диапазоны шегінде қазандық жүктемесінің өзгеруіне жедел түрде кірісу қажет.

430. Энергетикалық блок қорғану әрекеттерімен немесе персоналмен жедел түрде мына:

1) моноблок қазандығының немесе дубль-блоктың екі қазандығының тоқтатылуы;

2) турбиналардың зақымдануына немесе осы Қағидалардың 448-тармағында көрсетілген (жаңа бу температурасының жол берілмейтін деңгейге дейін төмендеуі немесе өндірістік қыздырудан кейінгі жағдайлардан басқа) жұмыс режиміндегі қауіпті бұзушылықтарымен байланысты турбиналарды ажыратуы;

3) ішкі зақымданушылық салдарынан энергетикалық блоктың трансформаторын немесе генераторын ажыратуы;

4) барлық қоректендіру соғыларын ажыратуы;

5) қорек құбыр жолдарында, бу құбырларында, даэратор корпусында тура сызат немесе жарылу пайда болуы;

6) қашықтықтан және автоматты басқару қондырғыларында немесе энергетикалық блокты бақылаудың барлық өлшеу құралдарында қуаттың жоғалуы;

7) персоналға, жабдыққа және энергетикалық блок жабдықтарын қорғау схемасына енетін арматураларды ажырататын қашықтықтан басқару тізбектеріне қауіп төндіретін өрт болуы жағдайлар кезінде тоқтатылады.

431. Энергетикалық блокты іске қосу мен тоқтатуды энергетикалық блоктың аға машинисті немесе қазандық-турбина цехының ауысым бастығы, ал күрделі және орта жөндеу жұмысынан кейін қазандық-турбина цехының басшысы немесе оның орынбасары басқарады.

432. Қолданыстағы энергетикалық блоктарында жобалық іске қосу схемаларын өзгерту:

1) жаңа схемалық шешімдер мен жабдықтарды дайындаушы зауыттармен келісілген іске қосу режимдерін нысаналы сынау мақсаты үшін;

2) типтік іске қосу схемасына жақындау немесе пайдалану сапасын жақсарту мақсатында іске қосу схемаларын жаңарту кезінде жол беріледі.

Параграф 10. Газ-турбиналық қондырғылар (автономды
және БГҚ құрамында жұмыс істейтін)

433. ГТҚ пайдалану кезінде:

1) жүктеменің диспетчерлік кестесін сақтай отырып, негізгі және қосалқы жабдықтардың жұмыстарының сенімділігі мен үнемділігі;

2) ГТҚ-ның техникалық шарттарына сәйкес номиналды параметрлерімен жұмыс істеу мүмкіндігі;

3) компрессорлардың, турбиналар мен жылу алмасу аппараттарының ағынды бөліктерінің тазалығын;

4) ауа мен газдың кеміп қалмауы, сондай-ақ отынның, май мен судың ағып кетпеуі қамтамасыз етіледі.

434. ГТҚ-ны реттеу жүйесі мынадай:

1) тапсырылған электр жүктемесін тұрақты ұстап тұру;

2) ротор айналымының номиналды жиілігі кезінде бос пайдасыз жүріс ГТҚ ұстау;

3) іске қосу мен тоқтату режимдерінде, сондай-ақ авариялық жағдайлар кезінде агрегаттарды тоқтатуда ГТҚ-ның сенімді жұмысын қамтамасыз ету;

4) жүктеме өзгерген кезде ГТҚ жұмысының режимінің бірқалыпты өзгеруін қамтамасыз ету;

5) қауіпсіздік автоматын жұмыс істеуін болдырмайтындай ротор айналымының жиілігін ұстап тұру, ең жоғарғы жүктемесінің нөлге дейін жедел түсіру кезінде (еркін күш турбиналары бар ГТҚ үшін жүктеме мәні техникалық шарттарда көрсетіледі) ұстау;

6) турбина (турбиналар) алдында талап етілетін деңгейде газ температурасының авариялық қорғауды іске қосу кезінде жарамсыздығына алып келетін шекті мәніне дейін оның жоғарылауына жол бермейтін қажетті деңгейін сақтау;

7) 10 ⁰С артық емес газ температурасын шектеу жүйесінің сезбеуі;

8) компрессорлардың помпажсыз жұмысын қамтамасыз ету;

9) номиналды білігінің шамамен 4-5 % генераторлық білігінің айналым жиілігін реттеудің статистикалық әркелкілік деңгейінің болуы (нақты түрлері мен көлемдері бойынша ГТҚ-ны пайдалану жағдайын жақсарту үшін әркелкілік деңгейін арттыру мүмкіндігі техникалық шарттарда көрсетілуі тиіс);

10) статистикалық әркелкіліктің ең төменгі жергілікті деңгейі 2% төмен болмауы тиіс;

11) айналымның номиналды жиілігі 0,2 % артық емес кез келген жүктеме кезінде сезбеу талаптарын қанағаттандыруы тиіс.

Айналымның қалыпты жиілігінен ауытқитын ГТҚ жұмысының мүмкіндігі мен ұзақтығы ГТҚ-ның техникалық шарттарында регламенттеледі.

435. Реттеу және қорғау жүйелерінде пайдаланылатын температура бойынша импульс тракті тетіктерінде орнатылған және температураны анықтауды қамтамасыз етуші аз инерциялы датчиктермен (термо электр пирометрлері мен қажет болған жағдайда динамикалық түзетуге болатын басқа да өлшеу қондырғылары) орындалады.

436. Әрбір жану сатысынан кейін газ температурасының шектен тыс көтерілуінен қорғау құрылғылары ГТҚ-ға қойылатын техникалық шарттарында көрсетілген температура кезінде іске қосылуына бағытталуы тиіс.

437. Қауіпсіздік автоматы номиналдан 10-12 % астам роторлардың айналым жиілігін арттыру кезінде немесе ГТҚ-ға қойылатын техникалық шарттарында көрсетілген мәніне дейін іске қосылуы реттеледі.

438. ГТҚ пайдалану кезінде компрессорға сорып алынатын ауаның тозаңдауын төмендетуді қамтамасыз ететін жолдары және ауа қондырғыларына жеке немесе бөгде қалдықтардың түсуі мүмкіндігін шектейтін шаралар (бос алаңдарға шөп отырғызу, көгалды жайластыру, жолдарды асфальттау, суару құрылыстары) орындалады.

439. Ауаны тазарту жүйесі 0,3 мг/м² артық емес орташа жылдық тозаңдану барысында ауамен ГТҚ-ның компрессорын қамтамасыз етуі тиіс, бұл ауада тозаң концентрациясы 20мкм артық көлемінде 0,03 мг/м³ жоғары болуы тиіс. Жылына 100 сағаттан артық емес (жоғары тозаңдану кезінде) қысқа мерзімге көлемі 30 мкм артық емес бөлшектермен 5 мг/мі дейінгі тозаң концентрациясына жол беріледі. Пайдалану барысында ауа сүзгілерінің жай-күйі тұрақты бақыланып отыруы тиіс. Олардан май немесе басқа материалдардың ГТҚ-ның сору трактісіне шығарылуына жол берілмейді. Айына кемінде 2 рет ауа сүзгілері тозаң мен шламнан тексерілуі және тазартылуы тиіс (егер ГТҚ базалық режимде істесе, онда оның жақындағы жоспарлы тоқтамында)

440. Ауаны сүзу жүйесі сүзгілердегі қысымның артуы немесе сүзгі камерасындағы артық қысымның пайда болуы кезінде автоматты ашылатын екі жақты әрекетті байпақтық қақпақшалармен жабдықталады.

441. Ауа сүзгілері мен компрессорлардың ағынды бөліктерінің мұз басуына жол берілмейді. ГТҚ-ның ауаны тарату трактісі қажет болған жағдайда мұз басудың алдын алатын құрылғылармен жабдықталады.

442. ГТҚ-ның тоқтатушы және реттеуші қақпақшалары тығыз болуы тиіс. Қақпақшалар әрбір іске қосылар алдында толығымен, сондай-ақ егер зауыт нұсқаулығында қарастырылса күн сайын үздіксіз жұмыс барысында тек белгілі бөлігінде жүргізілуі тиіс.

ГТҚ-ның отын қақпақшаларының тығыздығын тексеру күрделі және орта (регламенттік) жөндеу жұмысынан кейін визуалдық бақылай отырып, сондай-ақ манометрлер бойынша және реттеуші қақпақшалардың роликтері мен жұдырықтарының арасындағы саңылаулардың көлемі бойынша реттеуші қақпақшалар алдында отын қысымының жоқ болуын бақылай отырып, ГТҚ-ның әрбір іске қосылуының алдында жүргізіледі.

443. Майды салқындатқыштарға дейін және кейін май құбырларында орнатылған ысырмалар мен қақпақшалардың сермелері резервтік және резервтік және авариялық май сорғыларының сору мен арыны желісінде және ГТҚ-ға май бактарынан майды апаттық құюдың, шығару сүзгілеріне дейін және кейін генератордың білігін тығыздау схемасында жұмыс тәртібімен пломба салынады.

444. ГТҚ генераторлары электр қозғалтқыш режиміне ауысқан кезде дереу ажыратылады, ол үшін генератордың кері қысымынан қорғау орнатылады. Бұл талап бос күш турбиналары бар ГТҚ-ға қолданылмайды.

445. Кез келген жылу күйінен ГТҚ-ны іске қосу мен үйлестіру автоматты түрде жүзеге асырылады. Қайта орнатылатын бір білікті ГТҚ-ны жиілікті іске қосу егер іске қосудың автономдығы талап етілмесе, тиристирлі іске қосу құрылғысымен жүзеге асырылады. ГТҚ-ның жоспарлы тоқтауы берілген бағдарлама бойынша автоматты түрде жүргізіледі.

446. ГТҚ-ның іске қосылуын ауысым басшысы, ал күрделі және орта жөндеуден, регламентті жұмыс жүргізуден кейін цех басшысы немесе оның орынбасары басқарады.

447. ГТҚ-ны іске қосу алдында жөндеуден жұмысынан кейін немесе 3 тәуліктен артық резервте тұрғаннан кейін технологиялық қорғану мен автоматика құралдарының, қосалқы жабдықтардың блокировкаларының, май жүйесінің, резервтік және авариялық май сорғыларының, бақылау-өлшеу құралдары мен жедел байланыс құралдарының қосылуына жарамдылығы мен дайындығы жүргізілуі тиіс. Бұл ретте айқындалған ақаулар жойылады.

448. ГТҚ-ның іске қосылуы мына жағдайларда:

1) қандай да бір қорғанудың жарамсыздығы немесе ажыратылуына;

2) газдың рұқсат етілетін температурасының артуына немесе турбиналардың таратуына алып әкелуі мүмкін реттеу жүйесі ақауларының болуына;

3) май сорғыларының бірінің немесе олардың автоматты қосылу жүйесінің жарамсыздығына;

4) отын немесе май сапасының нормасынан, сондай-ақ белгіленген шектерінен төмен немесе жоғары отын температурасы (майдың) мен қысымы кезіндегі ауытқуына;

5) ГТҚ-ның жылу немесе механикалық жай-күйінің бақыланған көрсеткіштерінен ауытқуына жол берілмейді.

Апаттық тоқтам мен бұрынғы іске қосу кезінде істен шығуынан кейін, егер бұл тоқтап қалулар жойылмаса, ГТҚ-ның іске қосылуына жол берілмейді.

Жану камераларында жағу алдында ГТҚ трактілері сұйық отынмен жұмыс істеу кезінде кемінде 2 минут және іске қосу құрылғысымен роторды айналдыру кезінде газ тәрізді отынмен жұмыс істеуде 5 минут желдетіп алынады.

ГТҚ-ны іске қосудың әрбір сәтсіз талпыныстарынан кейін сұйық отынмен жұмыс істеу кезінде трактілерді алдын ала желдетіп алусыз кемінде 4 минут және газ тәрізді отын жұмыс кезінде 10 минут отынды жағуға жол берілмейді.Тракті компоненттеріне, отын түрі мен ГТҚ түрлеріне байланысты желдетудің нақты ұзақтығы пайдалану жөніндегі нұсқаулықта көрсетіледі.

449. Іске қосу мынадай жағдайларда:

1) іске қосу операцияларының белгіленген бірізділігінің бұзылуы;

2) іске қосу кестесі бойынша газ температурасының шектен тыс көтерілуі;

3) іске қосу құрылғылары жүктемесінің шектен тыс артуы;

4) іске қосу құрылғысы ажыратылғаннан кейін нұсқаулықта қарастырылмаған жайма білігінің айналым жиілігінің төмендеуі;

5) ГТҚ компрессорларындағы помпажды құбылыстары қорғану әрекетімен немесе персоналмен жедел тоқтатылады.

450. ГТҚ мына жағдайларда:

1) турбина (турбиналар) алдында газ температурасының шектен тыс көтерілуі;

2) ротор айналым жиілігінің шектен тыс жоғарылауы;

3) жоғары қысымды май немесе жылу құбырларында сызаттардың немесе жарылудың анықталуы;

4) компрессорлар мен турбиналардың роторлары қатысымды орын ауыстыруы мүмкін емес білік жылжуы;

5) майлау жүйесіндегі май қысымының немесе май багіндегі деңгейінің шектен тыс төмендеуі, сондай-ақ кез келген мойын тірекпен майды ағызудағы май температурасының немесе орнықты орнатылған мойын тіректің кез келген қалпының температурасының шектен тыс көтерілуі:

6) турбо машиналар мен ГТҚ аппараттарының ішінен металл дыбыстарының (шықырлау, тарсыл) ерекше шудың естілуі;

7) осы Қағидалардың 459-тармағында көрсетілген мәнінен жоғары мойын тіректік тіреуіштерінің дірілінің өсуі;

8) мойын тіректерден немесе турбо машиналардың немесе генераторлардың соңғы тығыздалуынан ұшқын немесе түтіннің пайда болуы;

9) май немесе отынның тұтануы және қолда бар құралдармен жедел түрде өртті сөндірудің мүмкін еместігі;

10) жану камераларындағы немесе газ құбырларындағы жарылыс (тарсыл);

11) сұйық немесе газ тәрізді отын қысымының шектен тыс төмендеуі, жану камераларындағы факелдің сөнуі;

12) реттеу және автоматтандыру құрылғыларындағы немесе барлық бақылау-өлшеу құралдарындағы кернеудің жоғалуы;

13) зақымдану салдарынан турбогенератордың ажыратылуы;

14) компрессорлар помпаждарының туындауы немесе помпаж шегіне шектен тыс жақындауы;

15) компрессордағы ауа қысымының жол бергісіз өзгеруі қорғану әрекетімен немесе персоналмен жедел тоқтатылады.

ГТҚ-ның ажыратылуымен бір уақытта қорғаудың немесе персоналдың іс-әрекетімен турбогенератор ажыратылады.

451. ГТҚ электр станцияларының техникалық басшысының шешімі бойынша мынадай жағдайларда:

1) егер бұзушылық себептерін тоқтаусыз жою мүмкін болмаса, ескерту сигнализациясының дабылы соғылған кезде пайдаланудың қалыпты режимін немесе қосалқы жабдықтың қалыпты жұмысын бұзу;

2) тоқтату, реттеу және помпажға қарсы тұру клапандарының қажалуы;

3) егер жүктеменің күшімен ГТҚ жұмысы кезінде мұз ерітілмесе, ауа сору құрылғысының мұз басуы;

4) егер ГТҚ-ның жұмыс режимінің өзгеруімен бұл температураны төмендету мүмкін болмаған жағдайда, турбиналардың, жану камерасының, өту құбыр жолдарының корпустарының сыртқы бетінің температурасының шектен тыс өсуі;

5) газдың өлшенетін температурасының теңсіздігін шектен тыс артуы;

6) жоғары қысымды компрессорлар алдында, сондай-ақ қарапайым сумен жабдықтаудың бұзылуы кезінде ауа температурасының шектен тыс көтерілуі;

7) жеке қорғану немесе жедел бақылау-өлшеу құралдарының жарамсыздығы кезінде тоқтатылады.

452. Егер ГТҚ параметрлерінің қауіпті өзгерісі болмаса желілік судың регенераторларында немесе жылытқыштарында шөгінділердің жануы кезінде қондырғы жылу алмасу бетінің салқындауын қамтамасыз етуі үшін тоқтатылады.

Тоқтатылмаған ГТҚ-да шөгінділердің жануы кезінде өртке қарсы қондырғылар қосылады.

453. ГТҚ ажыратылғаннан кейін отын коллекторлары мен ернемектерді (оттықтар) ауамен немесе инерттік газбен үрлеу көзделген, жүргізілген орындарда трактілердің тиімді желдетілуі қамтамасыз етіледі. Желдету аяқталғаннан кейін сорушы және (немесе) пайдаланылған трактілер жабылады. ГТҚ-ның сууы кезінде желдетудің ұзақтығы мен мерзімділігі және роторлардың бұралуы пайдалану жөніндегі нұсқаулықта көрсетіледі.

454. Электр станцияларында ГТҚ-ға техникалық қызмет көрсету регламенттері, регламент жұмысының орындалуының технологиясы мен мерзімділігі белгіленеді.

455. Техникалық қызмет көрсету регламенті мыналарды:

1) пайдалану жөніндегі нұсқаулықта көрсетілген орындарда, турбо машиналар мен аппараттарды бұзбай-ақ, егер бұл зауыттық нұсқаулыққа қарастырылса арнайы оптикалық немесе талшықты-оптикалық құралдардың қолданылуымен визуалдық диагностиканы;

2) техникалық жуу құралдарының ерітінділері мен жұмсақ абразивтеді қолдана отырып турбо машиналар мен аппараттарды бұзбай-ақ су жүретін бөліктерінен шөгінділерді жүйелі түрде жойып отыруды;

3) ауа мен газдың негізгі параметрлерінің, іске қосу құрылғысының отыны мен жүктеме қысымының іске қосудың есептік кестесіне сәйкестігін тексере отырып ГТҚ-ны бақылау мақсатындағы автоматты іске қосуымен қоса, қорғау мен автоматты басқару жүйесінің жұмысын тексеруді;

4) отын ернемектерінің және олардан шығардағы отынның тозаңдану бұрышының тұмшалануын, өнімділігін қарау және тексеруді;

5) резервтік және авариялық май сорғыларын және автоматты қосу құрылғыларын тексеру, трактілер, клапандар, шиберлер мен арматуралардың тығыздылығы тексеруді;

6) отын сорғыларымен және техникалық сумен жабдықтау жүйесінің сорғыларын қарау және тексеруді;

7) май, отын және су сүзгілерін қарау және тазалауді;

8) электр станцияларының аумағында және оған іргелес жатқан аумақтарда машина залының ішіндегі шудың болу тиімділігін қайта қалпына келтіруді;

9) арылатын газдағы атмосфераны ластаушы қалдықтардың концентрацияны шектейтін жабдық тиімділігін тексеруді көздейді.

456. Пайдалану үдерісінде жабдықтар көрсеткіштері мен қарау негізінде талдауды өзіне қосатын дірілді және параметрлік диагностика өткізіледі:

1) ГТҚ қуаттылығының есептік және нормативтік сәйкестігін;

2) компрессорлардың ластану және тұрақтылық қорларының деңгейін;

3) жылу алмасу аппараттарының тиімділігін;

4) турбиналарға кірудегі немесе шығудағы өлшенетін газ температураларының әркелкілігін;

5) отын және ауа (газ) қысымы, сондай-ақ негізгі жерлердегі май температурасы мен қысымын;

6) турбиналардың, компрессорлардың, турбогенераторлардың және қоздырғыштардың дірілін;

7) есептілік және нормативтік үнемділігінің сәйкестігін.

Паспортта берілген параметрлерінен бақыланатын қамтитын параметрлік және діріл диагностикасы жүргізіледі, параметрлерінің ауытқуының шектік мәндері дайындаушы зауыттардың берген немесе жеткізуге қойылатын техникалық талаптарында көрсетілген мәнінен аспауы тиіс.

457. Айналым жиілігінің артуынан ГТҚ-ны реттеу және қорғау жүйесінің барлық тексерістері мен сынақтары дайындаушы зауыттардың нұсқаулықтарына сәйкес орындалады.

458. Турбиналардағы газ температурасының көтерілуінен қорғауын тексеру 4 айда кемінде 1 рет немесе турбиналардың жұмыстары тоқтап қалған кезде бас инженердің рұқсатымен жүргізіледі.

459. ГТҚ-ны реттеу жүйесінің жұмысын тексеру турбогенераторды желіден ажырату арқылы жүктемені тез түсірумен:

1) монтаждаудан кейін пайдалануға ГТҚ-ның қабылданған кезінде;

2) ГТҚ-ның динамикалық сипаттамасын өзгертетін немесе реттеу жүйесінің статистикалық және динамикалық сипаттамасын өзгертетін қайта жаңғыртудан кейін;

3) пайдалану үдерісінде немесе жөндеу жұмысы кезінде (табылған кемшіліктер жойылғаннан кейін) реттеудің статистикалық және динамикалық сипаттамасының айтарлықтай өзгерістері анықталған кезде жүргізіледі.

460. Мерзімді жұмыс істейтін ГТҚ әрдайым іске қосылуға дайын болуы тиіс. Егер олардың жұмысқа қосылуы талап етілмесе, жабдықтар мен осындай ГТҚ жүйелерінің жарамдылығы ауысымда 1 рет тексеріледі, ал ацетаттың тиелуі бақылау мақсатындағы автоматты іске қосу айына 1 рет жүргізіледі.

461. ГТҚ-ны пайдалану кезінде турбиналардың, компрессорлардың, турбогенераторлардың және қоздырғыштардың мойын тіректік тіреуіштерінің діріл жылдамдығының орташа шаршы мәні 4,5 мм-с^-1 артық болмауы тиіс немесе дайындаушы зауыттардың белгілеген мәнінен аспауы тиіс.

Дірілдің нормативтік мәнін арттыру кезінде 30 тәуліктен астам мерзім ішінде оны төмендету шаралары қолданылады.

7,1 мм-с^-1 жоғары діріл кезінде ГТҚ-ны 7 тәуліктен артық пайдалануға жол берілмейді, ал 11,2 мм-с^-1 дірілі кезінде турбина қорғау әрекетімен немесе қолмен ажыратылады.

Егер орнатылған режимде бір ротордың екі тіреуішінің немесе аралас тіреуіштерінің немесе бір тіреуіш дірілінің екі компоненттерінің айналым жиілігінің дірілі кенеттен бір уақытта кез келген бастапқы деңгейінен 1 мм-с^-1 және одан артық өзгерген кезде ГТҚ жедел түрде тоқтатылады.

Егер 1-3 тәулік ішінде мойынтірек тіреуіштерінің бірінің дірілінің кез келген компоненттері 2 мм-с^-1 жәймен өссе, ГТҚ тоқтатылады.

Энергетикалық қондырғылар құрамында жұмыс істейтін авиациялық және кеме газ-турбиналық қозғалтқыштарының діріл жай-күйі жеткізуге қойылатын техникалық талаптары бойынша анықталады. Алайда бұл ретте қозғалтқыштар көрсетілген деңгейінен жоғары жабдықпен байланысты діріл тудыруы тиіс.

462. ГТҚ-ның әрбір білігі үшін ротордың қалыпты айналымнан шығу ұзақтығы және электр қозғалтқыштың білік айналдыратын құрылғысының электрлік ток күшінің номиналды мәні анықталады.

Барлығы роторлар жүрісінің ұзақтығы мен ток күші барлық ГТҚ тоқтап қалған кезде қоста өлшенеді және тәуліктік ведомосте тіркеледі. Әдеттегіге қарағанда электр тогының күші немесе жүріс уақытынан ауытқуы кезінде, сондай-ақ бөгде шу пайда болған кезде ауытқу себептері айқындалады және оларды жою шаралары қолданылады.

463. Ұзақ резервке ГТҚ-ны шығару кезінде оны консервациялау шаралары қолданылады. Консервациялау талап етілетін тоқталыстың ұзақтығы, тораптарды және технологияны консервациялауға жататын тізімі мен оны өткізу ГТҚ-ға қойылатын техникалық шарттарда көрсетіледі.

464. Орта және күрделі жөндеу жұмысының мерзімділігі ГТҚ жұмысының режимі мен ұзақтығына, іске қосылуы мен жабдықтың нақты жай-күйін есепке ала отырып пайдаланылатын отынның санына байланысты техникалық талаптарға сай белгіленеді немесе оны дайындаушы зауыт анықтайды.

Параграф 11. Технологиялық үдерістерді басқару жүйелері

465. Технологиялық үдерістерді басқару жүйесі, соның ішінде ТҮ БАЖ, пайдалану кезінде:

1) энергетикалық жабдықтардың техникалық жай-күйін бақылауды;

2) технологиялық параметрлерін автоматты реттеуді;

3) технологиялық жабдықты автоматты қорғауды;

4) берілген алгоритмдер бойынша жабдықтарды автоматты басқаруды;

5) технологиялық және апаттық сигнализацияны;

6) реттеуші және тиекті арматураларды қашықтықтан басқаруды;

7) жоғарғы деңгейді БАБЖ немесе (және) энергия объектінің БАБЖ – да қажетті ақпаратты беруді қамтамасыз етеді.

Технологиялық жабдық қосылып тұрған кезде ӨҚ, бақылау мен ақпаратты жеткізу, автоматты реттеу, технологиялық қорғау мен сигнализация, логикалық және қашықтықтан, техникалық диагностика құралдары мен бағдарламалық - техникалық кешендері әрдайым жұмыс істеп тұрады (жоба көлемінде) және жұмыстың берілген қызметтерінің орындалуы мен сапасын қамтамасыз етеді.

466. Басқару жүйесіне қызмет көрсететін персонал осы жүйелердің жарамды күйінде ұсталуын, олардың жұмысқа дайын болуын, техникалық қызмет көрсету мен жөндеу жұмысының уақтылы жүргізілуін, сенімділігі мен пайдалану тиімділігін арттыру іс-шараларының жүргізілуін, қосалқы құралдар мен материалдардың болуын қамтамасыз етуі қажет.

Технологиялық жабдықтарға қызмет көрсететін персонал басқару жүйесін уақытылы енгізу және тиімді пайдалану қажет.

Басқару жүйесінің қондырғыларының сыртқы бөліктерінің сақталуы мен тазалығын қадағалауды басқару құрылғылары орнатылған цехтардың, аудандардың энергия объекті учаскілерінің жедел персоналы жүргізеді.

467. Технологиялық процестерді басқару жүйелері қызмет көрсетуге, жөндеу мен қалпына келтіру жұмыстары үшін ең аз еңбек шығынын келтіретін техникалық құралдарды пайдалана отырып, нормативтік-техникалық құжаттарда белгіленген көлемде орындалады.

468. Жүйесінің электрлік қоректендіру басқару тұтынушылардың топтары бойынша жүзеге асырылады: технологиялық қорғаулар мен олардың датчиктері, қашықтықтан басқару мен блоктау құрылғылары, технологиялық бақылау құралдары мен олардың датчиктері, апаттық ескерту сигнализациясының құрылғылары, өртті табу мен сөндіру жүйелері, есептеу техникасының құралдары мен олардың датчиктері.

Есептеу техникасы құралдарынан басқа тұтынушылардың барлық топтары технологиялық қағидаттар бойынша қазандық және турбина бөлімдеріне арналған болып шағын топтарға бөлінеді.

Шағын топтар мен топтарға бөліп тарату зақымданған учаскелерді селективті ажырату мен негізгі жабдықтардың жұмысын тоқтатпай-ақ электр қоректену желісінің элементтерін жөндеуді қамтамасыз ететін қорғанудың дербес аппараттары арқылы жүзеге асырылады.

Блок қондырғылары үшін кернеуі 220/380 В жедел ток көздері ретінде энергетикалық блоктың жеке мұқтаждық тарату қондырғысы (бұдан әрі – ӨМТҚ) 0,4 кВ шиналары резервтелмейтін көрші энергетикалық блокты немесе ӨМТҚ 0,4 кВ жеке мұқтаждықтарының тарату қондырғыларының шинасы болып табылады.

Сигнализацияның әрекеті қоректендірудің толығымен шығыны болған кезде, тұтынушылардың кез келген топтарына да, енгізудің біреуіне де қамтамасыз етіледі.

Резервтік электр қоректендіруді автоматты қосу құралдарының түзетілуі, басқару құрылғылары мен сигнализация құрылғыларының жарамдылығы, қуат көзінің болуы энергия объектінің техникалық басшысы бекіткен кесте бойынша тексеріледі.

469. Технологиялық цехтардың үй-жайларындағы техникалық құралдардың орналасқан жерлеріндегі қалыпты жағдайларда температурасы шамамен +10 – +50 ⁰С, салыстырмалы ылғалдылығы 90 % аспайды. Технологиялық жабдықтардың жарылуын сипаттайтын авариялық режимдегі температурасы мен салыстырмалы ылғалдылығы сәйкесінше 75 ⁰С және 100 % жол беріледі.

ТҮ БАЖ-ды бақылау мен басқару жүйесінің техникалық құралдары орналасқан басқару қалқанының үй-жайларындағы температура мен салыстырмалы ылғалдылығы сәйкесінше 25 ⁰С және 40-80 % жоғары болмауы тиіс. Ауаны желдету жүйесінің жарамсыздығын негіздеген авариялық режимде көрсетілген параметрлер сәйкесінше 35 ⁰С және 90 % болуы мүмкін.

Ауаны желдету жүйесі техникалық құралдардың, басқару жүйелерінің сенімді қызмет атқаруын қамтамасыз ететін күйде сақталуы тиіс.

470. Шкаф тәрізді қақпалар жерге тұйықталуы, нық нығыздалуы тиіс, әрдайым жарықтандырылады, 12 және 220 В арнайы розеткаларының болуы тиіс. Қақпалардың есіктері құлыпталады.

Штепсельді розеткалар құрылысты жарықтандыру желісіне қосылады.

Жергілікті құралдар, жылыту құрылғылары, блок қақпаларының жедел емес контурының панельдері, қорғау аппаратурасының панелдері мен бастапқы өңдегіш құрастырмасы арасындағы телефон байланысы мен басқарудың жедел қалқанымен байланысты құралдары жарамды күйде болуы тиіс.

471. Панельдерге, пульттерге орнатылған аппаратураларда және бастапқы түрлендіргіштерде, тиекті арматурада және қысқыш құрастырмаларында аппаратураның белгіленуі туралы жазба болуы тиіс.

Қақпалар, өтпелі қорапшалар, орындау механизмдері, барлық қысқыштар мен оған үйлесетін кабелдер, сымдар мен кабел желілері, сондай-ақ құбыр арқылы жалғастырылатын байланыстырушы (импульсті) желілер таңбаланады.

472. Қақпа қондырғыларында, бастапқы өңдеу мен атқарушы механизмдерінде қызмет көрсету алаңдары болуы тиіс.

473. Қысымды және өлшеу кабелдік желілерінің көлемі мен тексеру мерзімділігі Заңның 5-бабы 19) тармақшасына сәйкес бекітілетін Электр қондырғыларын орнату қағидаларының талаптарға сәйкес орындалады.

Күш беретін және өлшеу кабелдік желілерін оқшаулауы тексерудің көлемі және мерзімділігі осы Қағидалардың 7-тарау талаптарына сәйкес болуы тиіс.

Бір кабелді өлшеу тізбектері мен күш беретін және басқару тізбектерін біріктіруге жол берілмейді.

474. Кабелдердің өту жолдары мен үй-жайларды бөліп тұратын қабырғалар арқылы импульстік желілерді тығыздау және кабелдердің қосылуы мен қалқанға импульстік желілері мен панельдері өртке қарсы тұру талаптарына сәйкес тығыздаумен немесе тұмшалаумен қамтамасыз етіледі. Тығыздаудың жай-күйін тексеру күрделі жөндеу жұмысынан кейін және қажеттілік бойынша жүргізіледі.

475. Импульстік желілер тығыз болуы тиіс. Күрделі жөндеу жұмысынан кейін барлық импульстік желілер үрленеді. Ауаның немесе шламның кіріп кетуі мүмкін желілер жергілікті нұсқаулықта белгіленген мерзімділігімен үрленеді.

Іріктелген құрылғыларды пайдалану кезінде бастапқы тиекті органдар жабдықпен жұмыс істеу кезіндегі импульстік желілерді ажырату мүмкіндігін қамтамасыз етеді. Бастапқы тиекті органдардың жөндеу жұмысы мен олардың барлық операцияларын (ашу, жабу) технологиялық жабдық бойынша қызмет көрсететін персонал жүзеге асыруы қажет.

476. Техникалық қызмет көрсету, ағымдағы мен күрделі жөндеу жұмысының құралдарын басқару энергия объектінің техникалық басшысы бекіткен және зауыттық нұсқаулықтар мен техникалық қызмет көрсету мен жөндеу жұмысының мерзімі мен құрамының нормативтерінің негізінде құрастырылған кесте бойынша ұйымдастырылады. Ақпараттық және ЭЕМ кешеніне енетін техникалық құралдарды жөндеу зауыттық технология бойынша мамандандырылған кәсіпорындарда жүзеге асырылады.

477. Монтаждаудан немесе қайта жаңғыртудан кейін технологиялық қорғануды пайдалануға енгізу энергия объектінің техникалық басшысының өкімі бойынша орындалады.

478. Тұрақты пайдалануға енгізілген технологиялық қорғану олар орнатылған жабдықтардың барлық жұмыс уақытында қосылады.

Дұрыс технологиялық қорғаныстар жұмысынан тұжырым жасалмайды.

Мынадай жағдайларда:

1) қорғануды ажырату қажеттілігі, негізгі жабдықты пайдалану жөніндегі нұсқаулықпен анықталғандағы жабдықтың өтпелі режимде жұмыс істеген кезде;

2) қорғанудың анық жарамсыздығы кезінде. Техникалық басшыға хабарлай отырып, электр станциясының ауысым басшысының өкімі бойынша ажыратылады және жедел құжаттамаға жазбамен ресімделеді;

3) энергия объектінің техникалық басшысының бекіткен кестесіне сәйкес мерзімді тексеру үшін қорғану істен шығарылады. Қорғауға қосылған тізбектерде жөндеу және қалпына келтіру жұмыстарын жүргізуге жол берілмейді.

479. Технологиялық жабдықтар резервін қорғау мен автоматты қосу құрылғыларының атқаратын операцияларын тиісті технологиялық цех персоналы мен осы құралдармен қызмет көрсетуші персонал кемінде 3 тәуліктен астам тұрғаннан кейін жабдықтарды іске қосу алдында немесе егер жұмыс тоқтап тұрған кезде 3 тәуліктен кем мерзім ішінде жөндеу жұмыстары жүргізілсе, тексеруі қажет. Атқарылатын операцияларды тексеруге жол берілмеген кезде агрегаттың жылулық жағдайына байланысты атқарушы органдарға әсер етпей қорғануды тексеру жүргізіледі.

Жабдық жұмысына әсер ететін қорғануды сынау қорғанысты байқау жабдықта барлық жұмыстарды аяқтағаннан соң жүргізіледі.

480. Технологиялық қорғану құралдары (бастапқы өлшеу түрлендіргіштері, өлшеу құралдары, қысқыш құрастырмасы, кілттер мен ауыстырып-қосқыштар, импульстік желілердің тиекті арматурасы) сыртқы айырым белгілері болуы тиіс (қызыл түс және тағы басқалары).

Қорғау панельдерінің екі жағында және оларға орнатылған аппаратурада оның белгіленуін көрсететін жазу болуы тиіс. Аспап шкалаларында қорғануды жүзеге асыратын құрылғылардың белгілері болуы тиіс.

481. Жарамсыздану мерзімін тоқтату мәнін қосатын қорғау жұмысының алгоритмдері дайындаушы зауытпен анықталады. Жабдықтарды қайта жаңғырту кезінде немесе дайындаушы зауыттардың мәліметтері жоқ болған кезде уақытты ұстап тұру сынақ нәтижелерінің негізінде белгіленеді.

Орнатқышты өзгертуге арналған (тіркейтін аспаптардан басқа) құрылғылар пломбалану қажет. Пломбаларды алу қорғау құралдарымен қызмет көрсетуші жұмысшылардың ғана оперативтік журналға осы туралы жазбасымен жол беріледі. Қорғану құралдары тек ажыратылған кезде ғана пломбаларды алып тастауға жол беріледі.

482. Жабдықтардың ажыратылуына әкелетін технологиялық қорғану олардың іске қосылуының бірінші себебін анықтайтын құралдармен жабдықталады.

Ең бірінші себептерді тіркеушілерімен қоса, қорғаныстың жарамсыздығын анықтайтын құралдар қорғалатын жабдықтардың жұмыстарының барлық кезеңдерінде пайдалануда болуы тиіс.

Барлық қорғанысты жасау кезінде, сондай-ақ олардың бас тартулары ескерілуі тиіс, ал себептері мен жарамсыздығының түрлері талдануы тиіс.

483. Пайдалануға енгізілген реттеушілер нормативтік-техникалық құжаттарда регламенттелген технологиялық параметрлерді қолдауды қамтамасыз ететін күй болуы тиіс.

Жарамды автоматты реттеуіштерді ажырату пайдалану жөніндегі нұсқаулықта көрсетілген жағдайларда ғана жол беріледі.

484. Технологиялық жабдық осы Қағидалардың талаптары мен автоматтандырылған жабдықты дайындаушы зауыттардың техникалық шарттарына сәйкес болуы тиіс.

485. Пайдалануға берілген реттеуішінің әрбір контуры бойынша электр станцияларында жөндеу жұмысынан кейін оның қалпына келтіру немесе істен шыққан аппаратураны ауыстыру үшін қажетті мәліметтер болуы керек.

486. Басқарудың технологиялық алгоритмдерін жөндеуден немесе түзетуден кейін логикалық басқару құралдарын пайдалануға енгізу энергия объектінің техникалық басшысының өкімімен жүргізіледі.

487. Пайдалануға берілген логикалық басқару құралдары тиісті технологиялық бағдарламалардың (алгоритмдердің) орындалуын қамтамасыз ететін күйде болуы тиіс. Логикалық басқару құралдарының жұмыс қабілеттілігін тексеру сыртқы тізбектердегі де, шкафтардағы да жөндеу жұмыстарының аяқталуынан кейін жүргізіледі. Атқару операцияларын тексеруге жол берілмеген кезде логикалық басқару құралдарының жұмыс қабілеттілігін тексеруді 3 тәуліктен астам уақыт тұрған жабдықтың іске қосылуы алдында басқару құралдарымен қызмет көрсететін персонал жүргізуі қажет.

Егер технологиялық жабдықтардың жұмыстары тоқтап тұрған кезде логикалық басқару құралдарының тізбегінде 3 тәуліктен аз уақытқа жөндеу және ретке келтіру жұмыстары жүргізілсе және егер орталық бөліктерінің шкафтарында бұрын ұқсас жұмыстар жүргізілсе логикалық басқару құралдарының жұмыс қабілеттілігін тексеруді технологиялық цех персоналы мен тоқтатылған жабдықтың атқару органдарының ықпалымен басқару құралдарымен қызмет көрсететін персонал жүргізеді.

Жабдықтың жылулық күйіне байланысты атқару операцияларын тексеруге жол берілмеген кезде логикалық басқару құралдарын тексеру атқарушы органдарға ықпал етпей-ақ жүзеге асырылады.

Жұмыс қабілеттілігін тексеру көлемі мен тәртібі энергия объектінің техникалық басшысы бекіткен нұсқаулықпен регламенттеледі.

488. Логикалық басқару құралдарының атқару (сыртқы) тізбектеріндегі жұмыс істеп тұрған жабдықты жөндеу және ретке келтіру жұмыстарын жүргізуге жол берілмейді.

Логикалық басқару құралдарының шкафтарында ретке келтіру жұмыстары олардан атқару тізбектері ажыратылған жағдайда рұқсат етіледі. Атқару тізбектерін логикалық басқару құралдарына қосу тек қана тоқтатылған жабдыққа ғана жол беріледі.

489. Пайдалануға берілген логикалық басқару құралдарының технологиялық алгоритмдерінің барлық өзгерістерін энергия объектінің техникалық басшысы бекітеді.

490. Егер жоба бойынша қарастырылған реттеушілер, логикалық басқару құралдары, ТҮ БАЖ қызметтері технологиялық жабдықты игеру үшін белгіленген мерзім ішінде пайдаланылуға берілмесе, енгізуден бас тарту себептерінің көрсетуімен негізделген техникалық шешімдер мен жобаны жөндеуде жобалау ұйымдарының тапсырмалары ресімделеді.

Параграф 12. Жылу электр станциялары мен жылу
желілерінің су дайындауы және су-химиялық режимі

491. Су дайындау қондырғыларын пайдалану режимі мен су-химиялық режимі электр станциялары мен жылу желілерінің су дайындау, жылу энергетикалық және желі жабдықтарының ішкі қабаттарының коррозияға, сондай-ақ жылу жеткізу қабаттарында қақ пен шөгінділердің, электр станциялары мен жылу желілерінің құбырларында және жабдықтарында шламның, турбинада шөгінділердің пайда болуын тудырған зақымданулығы мен үнемділігінің төмендеуісіз қамтамасыз етуі тиіс.

492. Электр станциялары мен жылу желілерін пайдаланатын ұйымдардың жабдықтарының су-химиялық режимін ұйымдастыру мен бақылауды химиялық цехтың персоналы (зертханалар мен тиісті бөлімшелер) жүзеге асырады.

Су дайындау қондырғылары мен конденсаттарды тазалау үшін орнатылған қондырғылардың жұмыстарына, сондай-ақ электр станцияларының (жылу желілері) су-химиялық режиміне ықпал етуі мүмкін жабдықтың жобалау схемасы мен құрылымының өзгерісі белгіленген тәртіпте аккредиттеуден өткен жобалау немесе басқа да ұйымдармен негізделеді.

Су мен бу сапасының төмендеуін тудыруы мүмкін кез келген жабдықты жұмысқа қосу және ажырату химиялық цехпен (зертханалармен немесе тиісті бөлімшелерімен) келісіледі.

Жабдықтардың ішкі тексеруі, шөгінді сынамалармен іріктеу, құбырлардың үлгілерін кесу, тексеру актілерін жасау, сондай-ақ су-химиялық режиммен байланысты авариялар мен олқылықтарды тексеру химиялық цех (зертханалар мен сәйкес бөлімшілер) персоналының қатысуымен тиісті технологиялық цех персоналы орындауы қажет.

493. Су дайындау және су-химиялық режимдердің жаңа әдістерін қолдану жоба шешімдерімен негізделеді.

Параграф 13. Суды дайындау және суды тазалап өңдеу

494. Реагенттердің қоймасымен қоса, барлық қосалқы жабдықтары бар су дайындау қондырғылары жөнделеді және жылу энергетикалық жабдықты іске қосу алдында тазалауға дейін 2 ай бұрын іске қосу жұмыстары үшін тапсырылады.

Турбиналардың конденсаттары мен ластанған конденсаттарды тазалау қондырғылары мен суды өңдеу қондырғылары жөнделуі және энергетикалық блокты (қазандықты) іске қосуға дейінгі 2 ай ішінде іске қосуды жөндеуге берілуі және оны іске қосқанда бірге қосылуы қажет.

Тұссыздандырылған су қоры мен конденсаттың жалпы станциялық бактері электр станцияларының бірінші энергетикалық блоктарының (қазандықтың) жабдықтарын іске қосар алдында тазалауға дейін коррозияға қарсы қабатын төсей отырып жөнделеді.

495. Су дайындаудың технологиялық процестерінің механикаландыру мен автоматтандыру, конденсатты тазалау, сондай-ақ тазалау мақсатында суды өңдеу құрылғылары мен автоматты химиялық бақылау құралдары тиісті қондырғылар мен агрегаттарды іске қосқан кезде өз жұмысын бастайды.

496. Жабдықтарды, құбыр жолдары мен су дайындау қондырғыларының арматураларын және конденсатты тазалау қондырғыларын, сондай-ақ беткі қабаттары коррозиялық активті ортамен байланысты құрылыс құрылымдарын пайдалануға коррозияға қарсы қабатының осы бетінде орындалған кезде немесе олардың коррозияға төзімді материалдардан дайындалса ғана жол беріледі.

497. Су дайындау қондырғыларының, конденсаторларды тазалау мен тазалау мақсатындағы суды өңдеу қондырғылары жабдықтарының күрделі жөндеу жұмысы 3 жылда 1 рет, ал ағымдағы жөндеу жұмысы қажеттілігіне қарай, сүзу материалдарының деңгейлерін өлшеу жылына 2 рет жүргізіледі.

498. Дайындаушы-зауыттардың техникалық шарттарының талаптарына сәйкес келмейтін реагенттер мен сүзу материалдарын энергия кәсіпорындарда пайдалануға жол берілмейді.

499. Реагенттерді сақтау, дайындау және дозалау тәртібі, оларды қолдану технологиясы дайындаушы-зауыттардың ұсынысы негізінде энергетикалық кәсіпорындардың әзірлеген арнайы нұсқаулығында беріледі.

500. Өте жоғары сындарлы қысымды энергия блоктарында мынадай су-химиялық режимдерді қолдануға жол беріледі: гидразинді-аммиакты, нейтральді-оттекті, оттекті-аммиакты, гидразинді.

501. Табиғи айналымды қазандықтарда фосфат ерітіндісін қазандықтың барабанына жеткізе отырып, қазандық суын фосфаттау ұйымдастырылады. Қазандық суының рН мәні қышқыл натр ерітіндісімен тазаланады. Қысымы 40-100 кгс/см² (3,9-9,8 МПа) қазандықтарда фосфаттаудың орнына қазандық суын трилонды өңдеуді қолдануға рұқсат беріледі.

502. Қысымы 70 кгс/см² (7 МПа) дейінгі қазандықтарда қоректік судан термиялық деадерацияға қосымша оттегіні тереңірек жою қажет болған кезде қоректік суды натрий сульфитімен немесе гидразинмен өңдеуге болады.

Қысымы 70 кгс/см² (7 МПа) және одан жоғары қазандықтарда конденсатты немесе қоректік суды өңдеу гидразинмен (қышқыл су-химиялық режимді қазандықтардан және буда гидразиннің болуына санитариялық орган тыйым салған жағдайдағы тамақ, микробиологиялық, фармацевтикалық және басқа да өнеркәсіп кәсіпорындарына буды жеткізу қазандықтарынан басқа) немесе пайдалануға рұқсат етілген басқа да реагенттермен жүргізіледі.

Қоректік судың қажетті рН мәнін ұстап тұру аммиакты енгізумен жүзеге асырылады.

Параграф 14. Химиялық бақылау

503. Электр станцияларында химиялық бақылау:

1) коррозияға, қақ және шөгінділердің тұрып қалуына әкелетін су дайындау, жылу-энергетикалық және жылу желілік жабдықтардың жұмыс режимінің бұзушылығын уақтылы айқындауды;

2) судың, будың, конденсаттың, шөгінділердің, консервілеуші және шайғыш ерітінділердің, реагенттердің, отынның, қоқыстың, күлдің, газдың, май мен ағынды судың сапасын немесе құрамын анықтауды;

3) өндірістік үй-жайлардың, бактардың, құдықтардың, каналдар мен басқа да объектілердің газдалуын тексеруді;

4) электр станцияларының атмосфераға шығарылатын зиянды қалдықтарының көлемін анықтауды қамтамасыз етеді.

504. Электр станцияларын пайдалануға жоғарыда көрсетілген химиялық бақылауды толық көлемде жүзеге асыруға арналған қондырғылармен және құралдармен экспресс-зертханаларды және орталық зертханаларды жабдықтағаннан кейін ғана жол берілуі мүмкін.

505. Булы-сулы трактінің барлық бақыланушы учаскелерінде 20-40 ⁰С дейін мұздатуға арналған тоңазытқыштары бар су мен будың сынамаларын алатын құралдар орнатылады.

Тоңазытқыштардың сынама іріктемелерінің желілері мен мұздату беттері тот баспайтын болаттан жасалады.

Қуаты 200 МВт және одан жоғары энергетикалық блоктары бар МАЭС-те және қуаты 50 МВт агрегаттары бар ЖЭО-да экпресс-зертханаға тартылатын желдетуі бар үй-жайлар арнайы шығарылуы тиіс.

506. Жабдықтардың ішкі тексеруіне қосымша құбырлардың кесілуі, сондай-ақ турбинаның ағынды бөліктерінде, жылытқыштарда және басқа да жылу энергетикалық жабдықтарда тұратын шөгінділерді іріктеу ұйымдастырылады.

Құбыр үлгілерінің қиындыларының орындары мен мерзімділігі жылу электр станцияларының негізгі жабдықтарының жай күйін бақылау жөніндегі әдістемеге сәйкес, шөгінділердің көлемі мен химиялық құрамын анықтай отырып анықталады.

Жабдықтардың ішкі тексеруі мен шөгінділердің көлемі мен химиялық құрамын бағалау негізінде жабдықтың ішкі қабаттарының жай-күйі туралы, химиялық тазалауды жүргізу мен коррозия мен шөгінділердің тұрып қалуын алдын алудың басқа да шараларын қолдану қажеттілігі туралы акт жасалады.

Параграф 15. Бу мен су сапасының нормалары

507. Тура ағынды қазандықтардағы бу сапасы осы Қағидаларға 8-қосымшада көрсетілген тура ағынды қазандықтардағы бу және су сапасы нормаларын қанағаттандыруы қамтамасыз етіледі.

508. Тура ағынды қазандықтардағы қоректік судың сапасы осы Қағидалардың 8-қосымшасында көрсетілген тура ағынды қазандықтардағы бу және су сапасы нормаларын қанағаттандыруы қамтамасыз етіледі.

509. Тура ағынды қазандықтары бар электр станцияларында 140 кгс/см² (13,8 МПа) бу қысымына жоба турбинаның конденсат жинақтаушысынан шығатын конденсатты тазалауды қарастырмағанда 10 мкг/дм³ астам өлшемде жұмыс жасайтын қазандықтың суы мен буында натрий қоспасының болуына жол беріледі, қоректік судың жалпы кермектігі 0,5 мкг-экв/дм³ артық болмауы қажет, ал оның темір қоспасының құрамы 20 мкг/дм³ артық болмауы керек.

Қысымы 100 кгс/см² (9,8 МПа) және одан төмен тура ағынды қазандықтар үшін қоректік су, бу және турбина конденсатының сапасының нормасы қазандықтармен жұмыс барысында пайдалану тәжірибесінің негізінде жоғары тұрған ұйыммен келісіледі немесе белгіленген ретте аккредиттеуден өткен жобалау немесе басқа да ұйымдармен негізделеді.

510. Тура ағынды қазандығы бар энергетикалық блокты іске қосу кезінде булы-сулы трактіден лас заттарды шығару технологиясы жай энергиялық блоктың жұмыс істеу ұзақтығына байланысты, сондай-ақ алдыңғы компанияның жұмыс істеген ұзақтығы мен қазандықтың қыздыру бетіне жасаған жөндеу жұмыстарының көлемін ескере отырып жоғары сындарлы қысымды энергетикалық блоктың су-химиялық режимін енгізу жөніндегі нұсқаулыққа сәйкес қабылданады.

Қысымы 100 кгс/см² (9,8 МПа) және одан төмен тура ағынды қазандықтарды іске қосуға булы-сулы трактіден лас заттарды шығару технологиясы пайдалану тәжірибесінің негізінде анықталады.

511. Тапсырылған диспетчерлік кестеге дейінгі жүктемені жеткізуден кейін тура ағынды қазандығы бар энергиялық блокты іске қосуда немесе бірінші 2 тәулік ішінде дубль-блоктың екінші қазандығының қосылуы кезінде будың меншікті электр өткізгіштігінің 50 % астам емес артуына жол беріледі, сондай-ақ оның құрамындағы натрий мен кремний қышқылының қосылуы, ал қоректік суда – меншікті электр өткізгіштігі, жалпы кермектігі, құрамында натрий, кремний қышқылы, темір мен мыс бар қосындының болуына жол беріледі.

Бұл ретте құрамында темір мен кремний қышқылы бар қосындыда алғашқы тәулікте олардың әрқайсысы бойынша 50 мкг/дм² дейін болуға жол беріледі.

Күрделі және орташа жөндеу жұмысынан кейін тура ағынды қазандығы бар энергетикалық блокты іске қосу кезінде 4 тәулік мерзімі ішінде 50 % артық нормадан асуына жол беріледі. Бұл кезде алғашқы тәуліктерде құрамында темір мен кремний қышқылының қосылуына әрқайсысы бойынша 100 мкг/дм³ дейін жол беріледі.

512. Табиғи айналымды қазандықтардың қанық бу сапасын іріктеу нүктелері бойынша, сондай-ақ оның температурасын реттеу үшін барлық құрылғылардың кейін жылытылған бу сапасы осы Қағидаларға 9-қосымшада көрсетілген табиғи айналымды қазандықтардың қанық бу (соның ішінде жылытылған) сапасы нормаларын қанағаттандыруы тиіс.

513. Табиғи айналымды қазандықтардағы қоректік су сапасы осы Қағидаларға 10-қосымшаға сәйкес табиғи айналымды қазандықтардағы қоректік су сапасы нормаларын қанағаттандыруы тиіс.

140 кгс/см² (13,8 МПа) қазандықтар үшін натрий қосылыстары 50 мкг/дм³ астам болмауы тиіс. Буды өндірістік алумен ЖЭО-да қоректік судағы натрий құрамының нормаларын мына жағдайларда түзетуге жол беріледі, егер оған газбен нығыздалған немесе экрандарының жоғарылатылған оқшаулық жылу жүктемесі бар басқа қазандықтар орнатылса және будың аса қызып кетпеуін реттеу өз конденсатының бүркуімен жүзеге асырылады.

Қысымы 140 кгс/см² (13,8 МПа) қазандықтар үшін Н-катионды сынамасының меншікті электр өткізгіштігі 1,5 мкСм/см астам болмауы тиіс. Қоректік су құрамындағы натрий нормасын тазалаған кезде меншікті электр өткізгіштігінің нормасын сәйкесінше тазалауға жол беріледі.

Гидразин мөлшері (суды гидразинмен өңдеу кезінде) 20-дан 60 мкг/дм³ дейін құрауы тиіс; қазандықтың іске қосылуы немесе тоқтатылуы кезінде гидразин мәні 3000 мкг/дм³ дейін жетуіне жол беріледі.

Аммиак құрамы мен оның қосылыстары 1000 мкг/дм³ астам болмауы тиіс. Жекелеген жағдайларда энергетикалық жүйенің жоғары тұрған ұйымдары немесе мамандандырылған техникалық ұйымдардың рұқсатымен (келісімімен) орталық органның анықтауы бойынша будың рН қажетті мәнін ұстап тұруды қамтамасыз етуші мәніне дейін бірақ қоректік судағы мыс қосылыстарының мөлшерін арттыруға әкелмейтіндей аммиак құрамын арттыруға жол беріледі.

Еркін сульфиттің құрамы (сульфиттеу кезінде) 2 мг/дм³ астам болмауы тиіс.

Қысымы 140 кгс/см² (13,8 МПа) қазандықтар үшін нитриттер мен нитраттардың жиынтық құрамы 20 мкг/дм³ астам болмауы тиіс; қысымы 100 кгс/см² (9,8 МПа) қазандықтар үшін нитриттер мен нитраттардың жиынтық құрамы жабдықтардың авариясыз және үнемді пайдаланылуын қамтамасыз ету шартына байланысты пайдалану тәжірибесінің негізінде орнатылуы тиіс, бұл ретте қысымы 70 кгс/см² (7,0 МПа) және одан төмен қазандықтар үшін нитраттар нормаландырмайды.

514. Стандарттаған мәнінен ажыратылушы бу қысымы бар қазандықтар орнатылған электр станциялары үшін бу мен қоректік су сапасының нормасы орталықтандырылған органдармен анықталған жоғары тұрған ұйым немесе мамандандырылған техникалық ұйымдармен түзетіледі.

515. Қазандық су сапасының нормасы, үздіксіз және мерзімді үрлеу режимі қазандықтарды дайындаушы зауыттардың нұсқаулықтары, су-химиялық режимін немесе жылу химиялық сынақ нәтижелерін енгізу жөніндегі типтік нұсқаулық негізінде орнатылады.

516. Қазандықтағы судағы фосфаттың артық мөлшері:

1) қысымы 140 кгс/см² (13,8 МПа) қазандықтар үшін таза бөлік бойынша – 0,5-2 мг/дм³, тұзды бөлік бойынша – 12 мг/дм³ артық емес;

2) қысымы 100 кгс/см² (9,8 МПа) және одан да төмен қазандықтар үшін таза бөлік бойынша – 2-6 мг/дм³, тұзды бөлік бойынша – 30 мг/дм³ артық емес болады.

Сатысыз булану қазандықтар үшін фосфаттың артылуы (басқа да көрсеткіштері сияқты) қазандықтағы қысымына байланысты таза бөлік нормасына сәйкес болуы тиіс.

517. Таза бөліктің қазандық суының рН мәні:

1) қысымы 140 кгс/см² (13,8 МПа) қазандықтар үшін – 9,0-9,5;

2) қысымы 100 кгс/см² (9,8 МПа) және одан төмен қазандықтар үшін – кемінде 9,3 құрайды.

Тұзды бөліктің қазандық суының рН мәні:

3) 1 қысымы 40 кгс/см² (13,8 МПа) қазандықтар үшін – 10,5 артық емес;

4) қысымы 100 кгс/см² (9,8 МПа) қазандықтар үшін – 11,2 артық емес

5) қысымы 40 кгс/см² (3,9 МПа) қазандықтар үшін – 11,8 артық емес құрайды.

Химиялық тазартылған сумен қоректендірілген қысымы 100 кгс/см² (9,8 МПа) және одан да жоғары қазандықтар үшін үрлеу суының рН мәні 11,5 артық болмауына жол берілмейді.

Қысымы 140 кгс/см² (13,8 МПа) қысымды қазандықтар үшін қазандықтағы суда С_фф = (0,2

0,5)С_орт таза бөліктегі және С_фф = (0,5

0,7)С_орт тұзды бөліктегі арақатынасы сақталуы тиіс.

Тұзды және таза бөліктің қазандықтағы суында 100 кгс/см² (9,8 МПа) және одан төмен қысымды қазандықтар үшін С_фф > 0,5 С_орт шарты орындалды.

рН-тің талап етілетін мәні мен қазандық суындағы сілтілік арақатынасын сақтамау кезінде улы натр, оның ішінде іске қосу режимінде енгізілуі тиіс.

518. Тойтарыла байланысқан барабандары бар қазандықтар үшін қазандықтағы судың салыстырмалы сілтілігі 20 %-дан, дәнекерленген барабандарымен жаныштап құбырлары бекітілген немесе тығыздала дәнекерлеп жалғана жанышталған – 50% аспауы тиіс.

Дәнекерленген барабандары мен оларға ерітіп бекітілген құбырлары бар қазандықтар үшін судың салыстырмалы сілтілігі нормаланбайды.

519. Қазандықты үздіксіз үрлеу кезінде су шығыны шығынды өлшеуіштермен өлшенеді және мынадай шекте қолданылады:

1) белгіленген режим үшін тұссыздандырылған су немесе дистиллятпен буландыру арқылы шығынның орнын толтыру кезінде – қазандықтың өнімділігі 1-ден артық емес және кемінде 0,5%, ал химиялық тазартылған су арқылы шығынның орнын толтыру кезінде – 3 артық емес және кемінде 0,5%; монтаждаудан, жөндеу жұмысынан немесе резервтен кейін қазандықты іске қосу кезінде үздіксіз үрлеуді 2-5% дейін арттыруға жол беріледі; ұлғайтыла үрленген қазандық жұмыстарының ұзақтығы химиялық цех (зертханалар немесе тиісті бөлімшелер) арқылы белгіленеді;

2) шығарылатын судың жоғары минералдануы кезінде, тұтынушылардан конденсаттың жоғары қайтпауында және осындай басқа кезеңдерде үрлеу мөлшері 5% дейін артуына жол беріледі.

Қазандықтардың мерзімді үрленуі қазандықтың әрбір іске қосылуы мен тоқтатылуы кезінде, сондай-ақ электр станциясының әзірлеген кестесі бойынша қазандық жұмыстары кезінде жүзеге асырылады.

520. Аса ысытылған будың температурасын реттеу кезінде бүрку үшін қолданылатын судың сапасы, ысытылған будың сапасын нормаға сәйкестендіретіндей болуы тиіс.

521. 255 кгс/см² (25 МПа) қысымды тура ағында қазандықтардың жұмыстарында бу сапасының нашарлауы кезінде:

1) меншікті электр өткізгіштігінің 0,5 мкСм/см дейін, натрий қосындысының 10 мкг/дм³ дейін артуының себебі 72 сағаттан кеш емес мерзімде жойылуы тиіс;

2) меншікті электр өткізгіштігінің 0,5 тен 1,0 мкСм/см дейін, натрийдің қосындысының 10-нан 15 мкг/дм³ дейін артуының себебі 24 сағаттан кеш емес мерзімде жойылуы тиіс;

3) жоғарыдағы көрсетілген бұзушылықтарды 72 және 24 сағат ішінде жоймау себебінен, сондай-ақ меншікті электр өткізгіштігінің 1 мкСм/см арттыру, натрийді қосындысының 15 мкг/дм³ немесе 5,5 төмен рН тің төмендеуінен турбина электр станциясының техникалық басшысының шешімі бойынша 24 сағаттан артық уақыт ішінде тоқтатылуы тиіс.

Табиғи айналмалы қазандықтардағы бу сапасының төмендеуі кезінде:

4) натрий қосындысы, кремний қышқылы, меншікті электр өткізгіштігі нормасының нашарлау салдары 72 сағат ішінде 2 реттен артық емес жойылуы тиіс;

5) натрий қосындысы, кремний қышқылы, меншікті электр өткізгіштігінің нормасынан арту салдарынан 24 сағат ішінде 2-ден 4-ке дейін реттен жойылуы тиіс;

6) жоғарыда көрсетілген бұзушылықтар тиісінше 72 және 24 сағат ішінде жойылмаған, сондай-ақ натрий қосындыларының, кремний қышқылының болуы, меншікті электр өткізгіштік нормадан 4 есе артық немесе рН 5,5 төмендеген кезде блоктық электр станцияларындағы турбина немесе көлденең байланысты электр станцияларындағы қазандық электр станциясының техникалық басшысының шешімі бойынша 24 сағат ішінде тоқтатылуы тиіс.

522. Табиғи айналмалы қазандықтардағы қоректік су сапасының төмендеуі кезінде:

1) натрийдің қосылуы, кремний қышқылы, меншікті электр өткізгіштігінің жалпы кермектік нормасынан арту салдары 72 сағат ішінде 2 реттен астам емес жойылуы тиіс;

2) құрамындағы жалпы кермектіктің нормадан артуы салдарынан 2-ден 5-ке дейін реттен, натрий қосындысы, кремний қышқылы нормасынан арту салдарынан 2 рет 24 сағат ішінде жойылуы тиіс;

3) жоғарыда көрсетілген бұзушылықтар жойылмаған жағдайда сәйкесінше 72 және 24 сағат ішінде немесе 5 есе көбірек жалпы қаттылығының мәнін арттыру кезінде қазандық электр станциясының техникалық басшысының шешімі бойынша 4 сағаттан кейін тоқтатылуы тиіс.

Бұзушылықтардың салдарын жоюға дейін қоректік су сапасы будың сапасын жиі бақылау кезінде үздіксіз және мерзімді үрленеді, ал жалпы кермектігі бойынша нормалардың артуы кезінде қазандық суы еселеп фосфатталады. Бұл ретте 140 кгс/см² (13,8 МПа) қазандықтары үшін 12 мг/дм³ дейін фосфаттың артуына жол беріледі.

Қазандық суының рН мәні 7,5-тен төмендеген кезде және ащы натрийді мөлшерлеу арқылы оны арттыру мүмкін болмаса немесе бұзушылықтың пайда болу себептерін жоя отырып қазандық дереу тоқтатылады.

523. Қысымы 140-255 кгс/см² (13,8-25 МПа) тура ағынды қазандықтары бар электр станцияларының бірінші сатысының конденсаттық сорғыларынан кейін турбина конденсатының сапасы төмендегі нормаларға сәйкес болуы тиіс:

1) жалпы кермектігі 0,5 мкг-экв/дм³, турбиналардың конденсат жинағынан шыққан конденсаттың 100% тазалануы кезінде қоректік су сапасының нормасын сақтаған кезде 4 тәуліктен артық мерзімде көрсетілген нормадан уақытша артуына жол беріледі;

2) меншікті электр өткізгіштігі 0,5 мкСм/см;

3) конденсаттық сорғыдан кейін ерітілген оттегі құрамы 20 мкг/дм³.

524. Табиғи айналымды қазандықтары бар электр станцияларының турбиналары конденсаттарының сапасы осы Қағидалардың 11-қосымшасында көрсетілген турбиналар конденсаттарының сапасы нормаларына сәйкес болуы тиіс.

525. Тура ағынды қазандықтарды қоректендіру үшін тұссыздандырылған судың сапасы осы Қағидалардың 12-қосымшасында көрсетілген қазандықтарды қоректендіру үшін тұссыздандырылған судың сапасы нормаларына сәйкес болуы тиіс.

Қысымы 140 кгс/см² (13,8 МПа) табиғи айналымды қазандықтарды қоректендіру үшін тұзсыздандырылған су сапасы осы Қағидалардың 12-қосымшасының қазандықтарды қоректендіру үшін тұссыздандырылған судың сапасы нормаларына сәйкес болуы тиіс.

Жекелеген жағдайларда тұзсыздандырылған су сапасының нормасын энергетикалық жүйенің жоғары тұрған ұйымы немесе орталықтандырылған орган айқындаған мамандандырылған техникалық ұйым қоректік су сапасының нормасын сақтаған жағдайда (бастапқы су сапасы, су дайындау қондырғыларының схемалары, қолданылатын ионит түрлері, қоректік теңгерімде тұзсыздандырылған су үлесі) жергілікті шарттарға байланысты түзетуі мүмкін.

Қысымы 100 кгс/см² (9,8 МПа) және одан төмен барабанды қазандықтарды қоректендіру үшін қоректік су сапасы, барабанды қазандықтардың (регенеративтік, желілік және басқа да жылытқыштардың конденсаттары, дренаж бактерінің, төменгі нүкте бактерінің, конденсат қорының бактерінің және басқа да ағынды сулары) қоректік ішкі станциялық суының сапасы қоректік су сапасының нормасын сақтауды қамтамасыз ететіндей болуы тиіс. Нормалардың бұзылуына әкелетін қоректік ішкі станциялық суды құрайтын қоректік судың ластануы кезінде циклге қайта келуге дейін тазаланады немесе ағызылады.

526. Н-Nа-катиондаумен немесе қышқылды қосумен негізгі судың сілтілігін төмендету кезінде химиялық тазаланған судың қалған жалпы сілтілігі шамамен 0,2-0,8 мг-экв/дм³ болуы тиіс.

527. Бастапқы суда немесе су дайындайтын қондырғының жолында нитриттердің түзілуін туындататын бактериялар пайда болғанда бастапқы суды және жарықтандырушы сүзгіштің сүзгіш материалдарын хлор әктасының ерітіндісімен жүйелі түрде өңдеу жүргізіледі.

Кезеңдік өңдеу электр станциясының техникалық басшысының рұқсатымен жүзеге асырылады және жедел журналда берілген су мөлшері мен сумен жабдықтау көзін көрсете отырып, жүзеге асырылады.

528. Бу және конденсаттың орнын толтыруға арналған буландырғыш дистиллятының сапасы төмендегі нормалармен қанағаттандырылуы тиіс:

1) натрий қосылысының құрамы – 100 мкг/дм³ артық емес;

2) бос көмір қышқылы – 2 мг/дм³ артық емес.

Тура ағынды қазандықтарды қоректендіру үшін қолданылатын буландырғыш дистилляты қазандарды қоректендіру үшін тұзсыздандырылған судың жоғарыда келтірілген нормаларының сапасына дейін қосымша тазартылады.

529. Бу және конденсаттың орнын толтыруға арналған буландырғыштардың қоректік су сапасы осы Қағидалардың 13-қосымшасына сәйкес қоректік су сапасы нормаларын қанағаттандыруы тиіс.

Жекелеген жағдайларда пайдалану тәжірибесінің негізінде қоректік су сапасының нормасы түзетілуі мүмкін.

2000 г/дм³ артық жалпы құрамында тұзы бар сумен буландырғыштарды қоректендірген кезде фосфаттауға жол беріледі.

Буландырғыш концентратының сапасы мен үрлеу режимінің нормасы дайындаушы зауыттар нұсқаулықтарының, су-химиялық режим немесе электр станцияларында жүргізілетін жылу-химиялық сынақ нәтижелерін енгізу жөніндегі типтік нұсқаулықтардың негізінде мемлекеттік қадағалау мен бақылау жөніндегі уәкілетті орган айқындаған мамандандырылған ұйымдар белгілейді.

530. Өндірістен қайтушы конденсат сапасы осы Қағидалардың 14-қосымшасына сәйкес конденсат сапасы нормаларын қанағаттандыруы тиіс.

Қайтарылатын конденсанттың құрамында қышқыл немесе сілтілі қоспалар болмауы тиіс, себебі олар қазандық суының рН мәнінің белгіленген нормадан фосфаттармен өңдеу немесе күйдіргіш натриймен түзетудің өзгеріссіз режимінде 0,5 бірлікке ауытқуына түрткі болады.

Егер электр станциясына қайтушы конденсат сапасы қоректік су сапасының нормасын қамтамасыз етпесе, оны осы нормаларға қол жеткізілгенге дейін тазалау көзделеді.

531. Жылу желілерін қоректендіру үшін су сапасы осы Қағидалардың 15-қосымшасына сәйкес жылу желілерін қоректендіру үшін су сапасы нормаларына сәйкес келуін қамтамасыз етуі қажет.

Қоректік суды силикатты өңдеу кезінде кальцийдің шекті концентрациясы тек қана сульфаттың емес (СаSO₄) түсуді болдырмау үшін), сондай-ақ қазандық құбырының 40 ⁰С аспауын ескере отырып, желілік судың берілген қыздыру температурасы үшін кремний қышқылының (СаSO₃) түсуді болдырмау үшін) да жалпы концентрациясын есепке ала отырып анықталады.

Суды кешенді (ОЭДФ, мырыш тұзы ОЭДФ, ИОМС) өңдеу барысында қоректік суды өңдеу энергетикалық кәсіпорындардың басшылығы бекіткен нормаларға сәйкес жүргізіледі.

Жылу желілерінің сулары мен желілік суға гидразин мен басқа да улы заттардың шығарылуына жол берілмейді.

532. Желілік су сапасы осы Қағидалардың 16-қосымшасына сәйкес желілік су сапасы нормаларын қанағаттандыруы тиіс.

Жылыту мерзімінің басында және жөндеу жұмысынан кейінгі мерзімде жылумен жабдықтаудың жабық жүйесі үшін 4 апта ішінде және ашық жүйесі үшін 2 апта ішінде темірдің қосылысы бойынша – 1,0 мг/дм³ дейін, ерітілген оттегі бойынша – 30 мкг/дм³ дейін, өлшенген заттар – 15 мг/дм³дейін нормадан артуына жол беріледі.

Карбонат индексі И_к – жылу желілерін қоректендіру нормативтері осы Қағидалардың 17-қосымшасында көрсетілген жылу желілерін қоректендіру И_к нормативтік мәннен артық болмауы тиіс.

Жылыту маусымының аяқталуы немесе тоқталуы кезінде сумен жылыту қазандықтары мен жылу желілері консервіленеді.

533. Органикалық отынмен жұмыс істейтін электр станцияларындағы бу және конденсаттың ішкі станциялық шығындары (ернемектермен жұмыс істеу кезінде қазандықтарды үрлеу, сумен жуу, конденсатты тазалау үшін қондырғылармен қызмет көрсету, жылу желілерінің қосымша суының деаэрациясы, мазутты ағызу кезінде) жұмыс істеп тұрған қазандықтардың номиналды өнімділігі кезінде осы Қағидалардың 18-қосымшасына сәйкес қоректік судың жалпы шығынының % артық болмауы тиіс.

Қоректік судың нақты шығыны номиналдан төмен кезінде тиісінше ішкі станциялық нормалар ұлғайтылады, бірақ 1,5-тен артық емес.

Технологиялық қажеттілікке су мен будың жалпы шығынын есептеу кезінде электр станцияларының циклінде суды қайта пайдалану мүмкіндігін ескере отырып және нормаларға сәйкес қабылданады.

Әрбір электр станциясы үшін бу және конденсат шығынының жалпы нормасы белгіленген тәртіппен аккредиттеуден өткен жобалау немесе мамандандырылған техникалық ұйыммен жыл сайын келісіледі.

Параграф 16. Құбыр жолдар мен арматура

534. Арнайы өкіммен энергия объектінің әкімшілігі инженерлік-техникалық жұмыскерлердің (цехтар мен қызметтердің басшылары) ішінен құбырлардың жарамдылығы мен қауіпсіз пайдаланылуы үшін жауапты адамдарды тағайындайды.

535. Күрделі және орташа жөндеуден кейін, сондай-ақ құбыр жолдарының учаскелерін кесу және дәнекерлеумен байланысты жөндеу жұмысынан кейін, арматураларды ауыстыру, тіреуіштерді ретке келтіру мен жылу оқшаулағышын ауыстырудан кейін, жабдықты іске қосу алдында мыналар анықталады:

1) уақытша монтаждау және жөндеу тартқыштарының, конструкцияларының және құрылғылардың, ағаштардың жоқ болуы;

2) қозғалмайтын және жылжымалы тіреуіштері мен серпінді бекіткіштердің, құбыр жолдарымен және арматуралармен қызмет көрсету баспалдақтары мен алаңдарының жарамдылығы;

3) салқын күйінде ілмек серіппелерінің және тіреуіштерінің тартылу мөлшері;

4) жылу орындарын ауыстыру индикаторларының жарамдылығы;

5) жылыту мен басқа да пайдалану режимдеріндегі құбыр жолдардың еркін орын ауыстыру мүмкіндігі;

6) дренаждар мен ауаның, сақтандыру құрылғыларының жай-күйі;

7) құбыр жолдарының көлденең учаскелеріндегі еңіс өлшемі мен олардың нормативтік-техникалық құжаттама талаптарына сәйкестігі;

8) арматураның қозғалмалы бөліктерінің жеңілдігі;

9) басқару қалқандарындағы тиекті арматураның шеткі жағдайының сигнализациясының нақты жағдайындағы (ашық-жабық) сигнализациясына сәйкестігі;

10) жылу оқшаулағышының жарамдылығы;

11) жөндеу құжаттамасының толық кешенінің болуы (схемалар, формулярлар, дәнекерлеу құжаттамасы, металлографикалық зерттеулердің хаттамалары, жөндеу жұмысынан кейінгі қабылдау актілері).

536. Энергия объектінің әкімшілігі аталмыш энергия объектідегі құбыр жолдарын пайдалану кезінде нақты шарттарын ескеретін жергілікті нұсқаулықты әзірлейді және бекітеді.

Құбыр жолдары мен арматураларды пайдалану кезінде энергия объектінің техникалық жетекшісімен бекітілген нұсқаулыққа сәйкес мыналар бақыланады:

1) құбыр жолдарының жылу ауыспалылығының мөлшері мен олардың индикатор көрсеткіштері бойынша есептік мәніне сәйкестігі;

2) құбыр жолдарының қысылуы мен жоғары дірілінің болмауы;

3) сақтандыру құрылғылары, арматуралар мен ернемектік қосылыстарының тығыздылығы;

4) іске қосу мен тоқтату кезіндегі металл жұмысының температуралық режимі;

5) ілмек пен тіреуіш серпілісінің жұмыс орнында және салқын күйде созылу деңгейі – 2 жылда кемінде 1 рет;

6) арматураның сальниктік тығыздалуының тұмшалануы;

7) нақты орналасуы бойынша басқару қалқанындағы реттеуші арматуралардың жай-күйі көрсеткіштерінің (бұдан әрі – ЖК) сәйкестігі;

8) мойынтіректер майының, жетек механизмдері тораптарының, шпиндель винт буының, арматураның электр жетектерінің редукторларында оймалы төлкенің болуы.

537. Суытылмаған бу құбырларының ортасын толтыру кезінде құбыр жолдары мен жұмыс ортасындағы температураның әртүрлілігін бақылау қамтамасыз етіледі, ол есепті мән шегінде болуы керек.

538. Дренаж жүйесі құбыр жолдарының ысу, суу және босауы кезінде ылғалды толық жоюды қамтамасыз етеді, ол үшін соңғылардың ортаның жұмыс қысымы кезінде тиісті қанықтыруға сәйкес температураға дейін сақталатын, көлденең учаскелердің еңісі 0,004 градустан артық болмау керек. Құбыр жолдарының бөлшектері мен элементтерін ауыстыру кезінде құбыр жолдары білігінің жобалау жағдайын сақтау қажет.

Дренаж желісінің қабатында құбыр жолдарының қысылуынан алшақ болу үшін жылу ауыстырушылығының бағыты ескеріледі.

Бірнеше құбыр жолдарының дренаж желілерін қосу кезінде олардың әрқайсысына бекіту арматурасы орнатылады.

539. Құбыр жолдары мен арматураларды жинақтау кезінде қызмет көрсету мен арматураларды жөндеу мүмкіншіліктері қамтамасыз етіледі. Бу құбырларының жылу орталықтарының индикаторлары мен арматураларын орнату орындарында қызмет көрсету алаңы орнатылуы тиіс.

540. Арматурада құбыр жолдарының технологиялық схемаларына сәйкес атауы мен нөмірі, сондай-ақ штурвалдың айналым бағыттарының көрсеткіштері жазылады.

Реттеуші қақпашалары реттеуші органдардың ашылу деңгейінің көрсеткіштерімен, ал тиекті арматура "Ашық" және "Жабық" деген сөздермен жабдықталады.

541. Құбыр жолдары, арматуралар мен арматураны қашықтықтан басқару элементтерін жөндеу, құбыр жолдарының жөнделетін учаскелерін бөлшектеу бітеуіштерін орнату және алып тастау рұқсат беру наряды бойынша ғана орындалады.

542. Шеберхана жай-күйінде жөнделген арматура қақпақтың бітелгендігі, жұмыс кезінде 1,25 тең, қысымды сальник, сильфон және ернемек тығыздылығы бойынша сыналады.

Құбырлар жолдарынан кесілмей жөнделген арматура жабдықты іске қосу негізінде ортаның жұмыс қысымының тығыздылығы бойынша сыналады.

543. Құбыр жолдары мен арматуралардың жылу оқшаулағышы жұмысқа жарамды болуы тиіс. Оның қоршаған ауа температурасы 25 ⁰С болған кезде оның жоғарғы қабатының температурасы 45 ⁰С жоғары болмауы тиіс. Мерзімді бақылануға тиіс ернемек қосылыстарының, арматура мен құбыр учаскелерінің жылу оқшаулағышы (дәнекерлеу байланыстырушылары, жылжығыштығын өлшеу үшін дөңесше) алмалы-салмалы болуы тиіс.

Ашық ауада және май бактарына, май құбырларына, мазут құбырларына жақын орналасқан құбыр жолдарының жылу оқшаулағышы ылғалдылық немесе жанушы мұнай өнімдерін сіңіруден сақтандыру үшін металл немесе басқа жабыны болуы тиіс. Кабел желілеріне жақын орналасқан құбыр жолдарының да металл жабыны болуы тиіс.

Жұмыс ортасының температурасы қоршаған ауа температурасынан төмен объектілері коррозиядан қорғануы тиіс.

Жылу оқшаулағышы үшін металл құбыр жолдарының коррозиясын тудырмайтын материалдар қолданылады.

544. Қорғау жабыны жоқ құбыр жолдары оқшаулағышы сырлануы тиіс. Қорғану жабыны болған кезде оның беткі қабатына таңбалау дөңгелектері қойылады.

545. Жаңа бу мен аралық қызып кету қоректік құбыр жолдарында, бу құбырларында, сондай-ақ олардың арматураларында құйым, жарық байқалған кезде авариялық учаскесі жедел түрде ажыратылады. Егер ажырату кезінде авариялық учаскені резервілеу мүмкін болмаса, осы учаскемен байланысты жабдық тоқтатылады.

546. Арматура қатаң түрде оның функционалдық белгілеріне сәйкес пайдаланылады. Реттеуші ретінде тиекті арматураны пайдалануға жол берілмейді.

Параграф 17. Күлді ұстау және күлді шығару.Күлді ұстау қондырғылары

547. Қатты отынмен қазандықтың жұмыс істеуі кезінде күлді ұстау қондырғыларының үздіксіз жұмысымен қамтамасыз етіледі.

Жұмыс істемейтін күлді ұстау қондырғылары бар қазандықтарды пайдалануға жол берілмейді. Электр сүзгілерінің әр түрлі өрістеріндегі екі немесе одан да көп бункерлердегі күлдің ең жоғары деңгейіне дейін жеткені туралы дабыл түскен кезде ылғалды күл ұстаушы қондырғылармен тамшы ұстаушыларды суландыруды тоқтату немесе одан пульпаны жоюды тоқтату кезінде олқылықтардың себептерін анықтау мен жою шараларын қолдану қажет.

Ұсталған күлдердің жиналуы үшін күл ұстаушы қондырғыларының бункерлерін пайдалануға жол берілмейді. Ол бункерден үздіксіз жойылуы тиіс.

548. Газ немесе мазутпен қазандықты жағу кезінде электр сүзгілерінің жоғары кернеуі төмендемеуі тиіс, қағу механизмдері жұмысқа кіруі тиіс, бункерлер мен оқшаулағыш қорапшалар жылумен қамтамасыз етіледі. Қатты отынды жағу үшін қазандық ауыстырылғаннан кейін бункерлердің дірілді қопарғыштары немесе аэрациялайтын құрылғылары іске қосылады, электр сүзгілеріне жоғары кернеуді жеткізу уақыты өндірістік нұсқаулықта көрсетіледі.

549. Электр сүзгілерінің бункер астындағы үй-жайларында ауа температурасы 12 ⁰С төмен болмауы тиіс. Бункерлердің қабырғаларының температурасы мен күл ұстағыш қондырғыларының кеміп қалуы түтін газынан тұратын су буының конденсациясының температурасы 15 ⁰С жоғары болған күйінде ұсталады.

15 ⁰С және одан төмен температуралы аймақтарда электр сүзгілерінің ашық тұтастандырылуы бар электр станцияларында электр сүзгілері іске қосылар алдында жағылған отынның түтін газының өсуінен жоғары температураға дейін алдын ала ыстық ауамен жылытылады.

Дымқыл күл ұстағыш қондырғыларын суландыру, сондай-ақ электр сүзгілері мен батареялық циклондардың күлді ағызу аппараттарына суды жеткізу, ауа-күлді шығару жүйесінің аппаратына ауаны жеткізумен электр сүзгі жұмыстарына бақылау жүйесін қосу мен бункерлердегі күлдің болуы қазандық жағылғанға дейін жүзеге асырылады.

550. Электр сүзгілерінің түтін газдарының температурасы көтерілген кезде барлық өрісінен жоғары кернеулікті алып тастау қажет. Электр сүзгіде оттың тұтануы байқалған кезде, қазандықты тоқтатып, апаттық жай-күйін жойылады.

551. Күл ұстаушы қондырғыларды пайдалану режимі төмендегі көрсеткіштермен анықталады:

1) электр сүзгілері үшін – түтін газының белгілі температурада электр қуатымен қоректендірудің оңтайлы параметрлерімен және электродтарды қағудың оңтайлы режимдері;

2) дымқыл күл ұстайтын қондырғылар үшін – кемінде 15⁰С дымқыл газ шығы нүктесінен жоғары (су буы бойынша) аппараттардан кейінгі газ температурасы мен суаратын судың оңтайлы шығыны;

3) батареялық циклондар үшін – аппараттардың оңтайлы аэродинамикалық кедергілері.

552. Ылғалды күл ұстағыш қондырғыларын пайдалану кезінде шашырата алып кетудің алдын алу шаралары қарастырылады. Ылғалды күл ұстаушы қондырғыларға электр сүзгілерді орнату кезінде шашырата алып кетуге жол берілмейді.

553. Күл ұстаушы қондырғылардың жай-күйі оларды пайдалану жөніндегі үлгі нұсқаулыққа сәйкес бақыланады.

554. Қазандықтың 3 тәуліктен артық мерзімге тоқтатылуы кезінде күл ұстаушы қондырғылар тексеріледі және шөгінділерден тазартылады.

555. Күл ұстаушы қондырғыларды сынау олардың монтаждаудан, мамандандырылған аттестациялаудан өткен ұйымдардың күрделі жөндеуі мен қайта жаңғыртуынан кейін пайдалануға енгізуі кезінде орындалады.

Күл ұстаушы қондырғыларды сынау үшін газ өткізгіштерінің өлшеу учаскелері болуы тиіс және штуцерлермен, лючкалармен және басқа да құрылғылармен, сынау кезінде пайдаланылған құралдармен қызмет көрсету үшін жарықтандырылған стационарлық алаңдармен жабдықталуы тиіс.

556. Күл ұстаушы қондырғылар жылына кемінде 1 рет оларды пайдалану тиімділігін тексеру мақсатында және жұмыстарын жақсарту бойынша шараларды әзірлеу қажеттілігі туындаған кезде жедел әдістеме бойынша сыналады.

Параграф 18. Күл-қожды шығару жүйелері мен күл үйінділері

557. Күл-қожды шығару жүйелері мен күл үйінділерін пайдалану кезінде мыналар қамтамасыз етіледі:

1) күл үйінділеріне, құрғақ күл қоймаларына күл және қождарды уақтылы, үздіксіз және үнемді жою мен қаттап тастау, сондай-ақ оларды тұтынушыларға тиеу;

2) ішкі және сыртқы күл-қожды шығару жабдықтарының, қондырғылары мен құрылыстарының сенімділігі;

3) құрғақ күл қоймалары мен күл үйінділерінің жұмыс сыйымдылығын тиімді пайдалану;

4) ауа және су бассейндерінің, сондай-ақ қоршаған аумағының күлмен және ағынды сумен ластануының алдын алу.

558. Гидро және ауа-күлді шығару жүйесін пайдалану мыналарды қамтамасыз ететін режимде ұйымдастырылады:

1) су, ауа және электр энергиясының оңтайлы жұмсалуы;

2) күл-қож құбырларының барынша ескірмеуі;

3) сыртқы қойыртпақ өткізгіштер мен су құбырларын мұздатуды, күлді ағызу аппараттарын, арналар мен қойыртпақ қабылдаушы бункерлерді тұнбаландыруды, бункерлерде, тесіктер мен тұрып қалған күлдерді тазалайтын күл құбырларында күл қалдықтарының жиналуын болдырмау.

Ауыр еритін қосылыстармен судың қанығуын және өлшенген қатты бөліктердің тұнығуын (ағару) жою үшін бассейннің қажетті көлемі мен тұндырма тереңдігі қарастырылады.

559. Гидрокүлді шығару жүйесін пайдалану кезінде трактілер мен жабдықтардың тығыздылығы, арналардың, күл-қож құбырларының, жабдықтарды жедел қайта қосу қондырғыларының қаптау және жабу жарамдылығы қамтамасыз етіледі.

Ауа-күлді шығару жүйелеріндегі май, ылғал және тозаңнан қалған ауаның тазартылуы, сондай-ақ күл құбырларының, аралық бункерлерінің және күл қоймаларының ыдыстарының ылғалды болуының алды алынуы тиіс.

560. Күл-қождың айналымды (жабық) гидравликалық жүйесін пайдалану мыналарды қарастыратын ағынсыз режимде ұйымдастырылады:

1) орташа есеппен жылына су теңгерімін қолдау;

2) техникалық мақсатта тазартылған суды (қазандық жылытқышының, күлді ұстау қондырғыларының бетін жуу, күлді үй-жайларды гидро тазалау, багералық сорғылардың мойын тіректерін тығыздау, күл үйінділерінің құрғақ учаскелерін суландыру, суды бүрку жолымен газды салқындату, бетон ерітінділерін дайындау) және гидрокүлді шығару (бұдан әрі – ГКШ) жүйесіне құятын ағынның бағытын басым пайдалану.

Күл үйінділерінен тазартылған суды өзенге және табиғи су қоймаларына құю Қазақстан Республикасының Су кодексінің 66, 72, 89-баптарына сәйкес жүргізіледі.

561. Қосылған судың жалпы саны күнтізбелік жыл ішіндегі жүйе бойынша оның нақты шығынынан аспаған кезде ГКШ-дың айналым жүйесіне бөгде суларды ағызуға жол беріледі.

Қосылма су ретінде ең ластанған өнеркәсіптік ағынды су пульпаны айдайтын құрылғыға қарай ағызылады.

562. Тазаланған су жетпеген кезде ГКШ айналым жүйесін техникалық сумен толықтыруға сорғылардың оқшауланған тобының техникалық суға ауыстыру арқылы жол беріледі.

Сорғылар мен құбыр жолдарында, таза судың бейтарап немесе қышқыл реакциясының жүйесінен басқа, техникалық және таза суларды араластыруға жол берілмейді.

563. Қож шығарудың механикаландырылған жүйесінің қож ванналарында қождың салқындауын қамтамасыз ететін және оттықтың ауаны соруын болдырмайтындай су деңгейі болуы тиіс.

564. ГКШ-дың шаю және қозғау шүмегінің жүйесінің жай-күйі жүйелі түрде бақыланады және де есептеумен салыстырғанда оның ішкі диаметрі кемінде 10 % ұлғайған кезде шүмек ауыстырылады.

565. Гидро- және ауа-күл шығару жүйесінің бақылау-өлшеу құралдары, технологиялық қорғану құралдарының, блоктауы мен сигнализациясы жарамды болуы тиіс және жүйелі түрде тексеріледі.

566. Резервке немесе жөндеуге шығарылатын гидро- және ауа күл шығару трактының іші тазартылуы және қажет болған кезде сумен шайылуы немесе ауамен үрленуі тиіс.

567. Сыртқы ауаның теріс температурасы кезінде ГКШ жүйесінің істен шығарылатын кезде таза суының пульпа құбырлары мен құбыр жолдары олардың мұздап қалуын болдырмау үшін уақытында дренаждалуы тиіс.

568. Күл-қож құбырларының тозуы мен уақтылы құбырды бұру жүйелі (кесте бойынша) бақылануы тиіс. Минералдық шөгінділерден құбыр жолдарын тазарту құбыр жолдарының гидравликалық кедергісі 20 % (судың, пульпаның өзгеріссіз жұмсалуында) көтерілген кезде ғана жүргізіледі.

569. Күлқождарын (пульпақұбыр, күлқұбыры, шүмек) жинақтау мен шығару жүйесінің элементтерінің жоғары абразивтік тозуы кезінде осы элементтерді тозудан қорғау үшін (тастан құйылған бұйымдарды, абразивтік төзімді металдарды) шаралар қабылдануы тиіс.

570. Қажет болған кезде, пульпа құбырларының және жер үстіндегі құбырлардың еңісі тексеріледі, құбырларды түзету жүргізіледі немесе қосымша дренаждар орнатылуы тиіс.

571. Жабдықтарды жөндеу мен ауыстыру күл және қож шығаруды пайдалану тәжірибесі негізінде құрылған кесте бойынша ұйымдастырылуы тиіс. Аталған кестеге күл-қож шығару жүйесі жұмысының өзгертілуі кезінде (отын түрінің өзгеруі, қосымша қазандықтарды қосу) түзетулер енгізілуі тиіс.

572. Күл үйінділерін сумен және күл-қожбен толтыру, сондай-ақ, күл үйінділерінен күл-қожды шығару жоба құжаттары бойынша жүзеге асырылады.

Күл-үйінділер бөгетін пайдалану және техникалық жай-күйін бақылау осы Қағидалардың 5-тарауының талаптарына сәйкес ұйымдастырылады.

573. Жұмыс істеп тұрған электр станциясының күл үйіндісімен толтырылуы аяқталғанға дейін кемінде 3 жыл ішінде жаңа сыйымдылықты құру жобасының болуы қамтамасыз етіледі.

574. Күл үйінділерінің, бассейндер және таза су арналарының шекарасында, сондай-ақ жолдарда, күл шығарудың сыртқы жүйесінің орналасқан аймағында ескерту және тыйым салу белгілері орнатылады.

575. Күл үйінділерін толтыру деңгейін бақылау үшін жылына 1 рет су деңгейінен жоғары орналасқан бетінің күл-қож шөгуін тегістеу және тіркелген тұстамалар бойынша су тоғанының тереңдігін өлшеу жүргізіледі.

Күл-үйінділерін толтырудың жол берілген деңгейі рейкалармен (реперлермен) белгіленеді.

576. Қоршау бөгеттерін жобасыз көбейтуге жол берілмейді. Күл-қож материалдарынан және жұмсақ топырақтан (саздақ, құмдақ) бөгеттерді көбейту кезінде жұмыс жылдың жылы уақытында орындалады.

577. Құрылыстардың күтімін және персоналдың қауіпсіздігін қамтамасыз ететін құрылғылар (баспалдақтар, көпіршелер, қоршаулар және басқалары) жарамды күйде болуы қажет.

578. Әрбір электр станциясында жыл сайын күл мен қожды шығару мен жинақтау жүйесінің сенімді жұмысын қамтамасыз ету бойынша іс-шаралар жоспары әзірленеді және орындалады.

Жоспарға мыналар енгізілуі тиіс:

1) жабдықты, таза судың пульпа құбырларын қарап тексеру мен жөндеу кестесі;

2) шөгінділерден құбыр жолдарын тазалау, бөгеттерді көбейту кестесі, тозаңданудың алдын алу бойынша іс-шаралар, істен шыққан күл үйінділері жерін қайта қалпына келтіру және басқалары.

Параграф 19. Станциялық жылыту қондырғылары

579. Жылыту қондырғыларының жұмыс режимі (кері және берілу құбырларындағы қысым және берілетін құбыр жолдарындағы температура) жылу жүйесі диспетчерінің тапсырмасына сәйкес ұйымдастырылады.

Су жылу желісінің берілетін желісіндегі су температурасын жылумен жабдықтау жүйесі үшін бекітілген температура кестесіне сәйкес желінің ұзындығына, климаттық жағдайы мен басқа да факторларға байланысты жылу желісінің диспетчері белгілейтін 12-24 сағат уақыт аралығында сыртқы ауаның орташа температурасы бойынша беріледі.

Электр станциясының бас ысырмасының берілген режимінен ауытқуы мынадан аспауы тиіс: жылу желісіне түсетін су температурасы бойынша ±3 %; берілу құбыр жолдарындағы қысым бойынша ±5 %, кері құбыр жолдарындағы қысым бойынша ±0,2 кгс/см² (± 20 кПа). Жылу желісінен берілетін кері судың орташа тәуліктік температурасы берілген кестеден 3 % ғана асуы мүмкін. Кестемен салыстырғанда кері су температурасының төмендеуі шектелмейді.

Желілік судың есептелген шығысының асып кетуі кезінде, жылу желісінің диспетчері есептеу шығыстарын қалпына келтіру шараларын қабылдау қажет.

Электр станцияларының коллекторларында будың қысымы мен температурасын ауытқуы берілген параметрлерден ±5 % артық болмауы тиіс.

580. Әр желілік жылытқыш және жылытқыштар тобы үшін жобалық деректер мен сынақ нәтижелері негізінде:

1) есептелген жылу өнімділігі және оған сәйкес жылытатын бу мен желілік параметрлері;

2) температуралық арын және желілік суды жылытудың ең жоғары температурасы;

3) су және будың шекті жол берілетін қысымы;

4) желілік судың есептелген шығысы және оған сәйкес арынның шығыны орнатылады.

Сонымен қатар, осы сынақтар негізінде желілік судың жұмсалуын есептеу кезінде жылыту қондырғысының су қосымша жабдығында, құбыр жолдарында, жылыту қазандықтарында арынның шығыны анықталады.

Сынақтар қайтадан жөнделген жылыту қондырғыларында және жүйелі түрде пайдалану процесінде (3-4 жылда 1 рет) жүргізіледі.

581. Желілік жылытқыштардан шығатын, жылу желілерінің істен шығарылуы кезіндегі, сондай-ақ, жылу желісінде орналасқан араластыру станцияларындағы су температурасын реттеу сағатына 30 ⁰С аспайтын жылдамдықпен бір қалыпты болуы тиіс.

582. Желілік жылытқыштар жұмысы кезінде мыналар:

1) конденсат деңгейін және деңгейді автоматты ұстап тұратын құрылғысының жұмысын бақылау;

2) бу кеңістігінен конденсатталмайтын газдарды бұрып әкету;

3) температуралық арынды бақылау;

4) тораптық судың жылытылуын бақылау;

5) жылытылатын бу конденсатының сапасы бойынша гидравликалық тығыздықты бақылау қамтамасыз етіледі.

Жылу алмасу аппараттарының ластанған құбыр жүйесі жүйелі түрде, бірақ кемінде жылына 1 рет (жылу беру маусымының алдында) тазартылып отырады.

583. Резервті автоматты қосу үшін арналған құрылғылар іске кірісуге әрдайым дайын болуы тиіс және энергия объектінің техникалық басшысы бекіткен кесте бойынша жүйелі түрде тексерілуі тиіс.

584. Жылу желілерін толықтыруға арналған қондырғы жұмыс режимінде химиялық тазартылған деаэрацияланған сумен және шаруашылық - ауыз су жүйесінің немесе өндірістік су құбырларының сумен авариялық қоректендірілуін қамтамасыз етеді.

585. Осы Қағидалардың 527, 532-тармақтарының талаптарына сәйкес келмейтін толықтыру үшін суды ағызып жеткізудің әр жағдайы электр станциясының техникалық басшысының рұқсатымен жүргізіледі және ағызылып жеткізілген судың мөлшері және сумен жабдықтау көзін көрсете отырып, жедел журналға белгіленеді.

Толықтыру құрылғысының техникалық, айналымды немесе су құбырының суымен құбыр жолдарының жалғану кезінде екі жабық және пломбалаған ысырма арасында бақылау мақсатындағы қақпақшалар көзделеді. Жылыту желілерінің қалыпты жұмысы кезінде бақылау қақпақшалары ашық болуы тиіс.

586. Толықтыру-ағызу құрылғылары тораптық сорғылардың сору жағынан берілген қысымды ұстап тұруы тиіс.

Қысымның кенеттен көтерілуінен кері құбырларды қорғау қарастырылуы керек.

587. Бак-аккумуляторлар мен қор ыдысы температурасы 95 ⁰С жоғары емес химиялық тазартылған деаэриацияланған сумен ғана толтырылады. Жеткізуші құбырдың өткізу қабілеттілігі бактың толтырылу мен тазартылуының ең жоғары жылдамдығына сәйкес келуі тиіс.

Жылу оқшаулағышсыз жобаланған бак-аккумуляторлары мен қор ыдыстарын толтырудың шекті деңгейі оқшаулауды орындау кезінде жылу оқшауламасының массасы бойынша эквивалентті биіктігіне дейін төмендеуі тиіс.

Егер бак-аккумуляторлары мен қор ыдыстары ретінде өнімнің 0,9 т/м³ тығыздығына есептелген мұнай өнімдері үшін бак қолданылса, бактың толтырылу деңгейі 10 % азайтылуы тиіс.

588. Бактың көшкін тәрізді қирауының алдын алатын сыртқы конструкциясын күшейтпей және ішкі бетінің коррозияға қарсы қорғаныссыз бак-аккумуляторларды пайдалануға жол берілмейді.

Бак-аккумуляторлары мен қор ыдыстарының жай-күйін бағалау, олардың бұдан әрі пайдалану жарамдылығын анықтау ыстық сумен жабдықтау қондырғыларын ажырату кезінде құрылым мен бак негіздерін, құбырлардың қондырғыларын, сондай-ақ, энергия объектінің техникалық басшысы бекіткен актіні құрастырумен жеткізуші құбырларды көзбе-көз қарау арқылы жыл сайын жүргізіледі.

Құбырлары мен түбінің қалыңдығын анықтай отырып, бак-аккумуляторының конструкциясын құрал-саймандық тексеру нормативтік-техникалық құжаттардың талаптарына сәйкес 3 жылда кемінде 1 рет орындалады.

Бактың қабырғалары мен түбінің жобалық қалыңдықтан 20 % және одан да астам пайыз коррозиялық тозуы кезінде коррозияға ұшырайтын алаңның көлемі мен тозу сипатына қарамастан бакты әрі қарай пайдалануға жол берілмейді.

589. Монтаждау мен жөндеу жұмысы аяқталғаннан кейін бак–аккумуляторлары мен қор ыдыстарының сынағы жүргізіледі.

Пайдалануға қабылданған әрбір бак-аккумуляторы мен қор ыдысының паспорты әзірленеді.

590. Бак-аккумуляторы мен қор ыдысын мынадай жағдайларда:

1) жоғары шекті деңгейіне жеткен кезде бакқа суды жеткізуді толығымен тоқтатуды қамтамасыз ететін блоктау болмаған кезде, сондай-ақ оның төменгі шекті деңгейіне жеткенде, бәсеңдету сорғыларын ажырату кезінде;

2) егер бактар су деңгейін бақылау үшін аппаратурамен және шекті деңгейінің сигнализациясымен, толтырудың шекті жол берілген деңгейінің белгісінде орнатылған ағызу құбырымен және жеткізуші құбырмен жабдықталмаса пайдаланылмайды.

Сигналнализацияның электр сызбасы жедел журналға жазылып, ауысымда 1 рет сыналуы тиіс.

Станциялық жылу тарату құбыр жолдарын пайдалану осы параграфтың талаптарына сәйкес ұйымдастырылады.

Жылу тарату құбыр жолдарының қауіпсіз пайдаланылуы үшін жауапты электр станциясының жұмыскерлері айына кемінде 1 рет қарайды және жыл сайын гидравликалық тығыздығын тексереді.

591. Егер жылу желілерін пайдаланылатын ұйымдардың құжатпен ресімделген басқа келісімдері болмаса, электр станцияларының жылу тарату жабдығының шекарасы оның аумағынан қоршалуы тиіс.

Станциялық бақылау-өлшеу аспаптары - шығын өлшеуіштің өлшеу құрылғылары (өлшеу диафрагмалары), осы аспаптардың датчиктері, бірінші тиектік қақпақшалар, импульстік желілер және аспаптардың өзін – оларды орнату орнына қарамастан, электр станцияның қарамағында болады және олардың персоналы қызмет көрсетеді.

592. Жылу тарату жабдықтары жылу желілерін пайдаланатын ұйымдармен келісілген, кестеге сәйкес жөнделеді.

Параграф 20. Жылу желілері

593. Жылу желілерін пайдалану кезінде жылу тасымалдағыштың кеміп қалуы мен нормативтен аспайтын жылу шығыны кезіндегі берілген кестеге сәйкес белгіленген параметрлердің жылу тасымалдағышты (су мен буды) тұтынушыларға беруі қамтамасыз етіледі. Жылу көзінің нақты қуаты мен жылу желісі магистралінің өткізу қабілеті таусылған кезде жаңа тұтынушылардың қосылуына жол берілмейді.

594. Егер мүдделі ұйымдардың басқа құжаттамалық рәсімделген келісімдері болмаса, жылу желілеріне қызмет көрсететін шекаралар мынадай болуы керек:

1) жылу көзі тарапынан – осы Қағидалардың 591-тармағында көрсетілгендерге сәйкес белгіленген шекара;

2) жылу тұтынушылары тарапынан – жылу тұтынушыларын жарықтандыруға арналған, энергия объектілерне жататын ысырмалар бекітілген, камера қабырғасы.

Жылу желілерінің қызмет көрсету шекарасы екіжақты актімен ресімделеді.

595. Жылу желілерін пайдаланатын ұйымға құбыр жолдарының, жылу орындарының және тұтынушының теңгеріміндегі басқа да жабдықтардың техникалық жай-күйі мен жарамдылығына, сондай-ақ тұтынушының шаруашылық қызметіне араласу құқығынсыз, жылу орындары жұмысының пайдалану режимдеріне бақылау жүргізу қажет.

596. Жылу желілерін пайдаланатын ұйым желі объектілеріне әкелетін жолдарды тиісінше жай-күйде ұстауға, сондай-ақ жол қабаттары мен жерасты құрылыстарының бетін жобалауға бақылау ұйымдастыру қажет.

Жылу желілерінің трассасында жердің бетін жобалау жылу құбырларына құрылысының үстіңгі қабаттағы судың өтуін болдырмауы тиіс.

Әрбір секцияға бөлінетін учаскелерден суды ағызу мен бұруға арналған құрылғысыз жылу желілерінің өткізгіш құбырын пайдалануға енгізуге жол берілмейді.

597. Жылу желілерін пайдаланатын ұйымдар жабдыққа және тиекті реттеуші арматураға бөгде адамдардың қол жеткізуіне кедергі болатын қоршау конструкцияларының жарамдылығын қамтамасыз етуі қажет.

598. Жылу желілерінің құбыр жолдарының трассаларын қазуына немесе бөгде ұйымдардың олардың жанында жұмысты жүргізуіне жылу желісін пайдаланатын ұйымның рұқсатымен, арнайы тағайындалған адамның бақылауымен ғана жол беріледі.

599. Жылу желілерін пайдаланатын ұйымдар, құрайды:

1) жылу желілерінің жоспарын (ауқымды);

2) жедел және пайдалану (есептеу) схемасын;

3) әрбір магистраль бойынша жылу трассасының кескінін әзірлеу қажет.

Жыл сайын осы Қағидалардың 57-тармағының талаптарына сәйкес жылу желілерінің нақты жағдайына сәйкес жоспар, схема және кескін түзетіледі.

600. Жылу желілерінің жедел схемасы, сондай-ақ автоматика мен технологиялық қорғау құрылғысын ретке келтіру мыналарды:

1) жылу энергиясын пайдалану жөніндегі шарттарға сәйкес берілген параметрлерді жылу тасымалдағышын тұтынушыларға жеткізуді;

2) жылу желілерінде жылу тасымалдағыштың оңтайлы ағынының таралуыды;

3) біріккен жылу желісіне бірнеше жылу көздерінің бірлескен жұмысын жүргізу және қажет болған кезде, жылу көздерінің бөлек жұмысына ауысу мүмкіндігін;

4) ең үнемді көздерді артықшылықпен пайдалануды қамтамасыз етеді.

601. Жылу желілерінің барлық жылу магистралдарына, камераларына (тарамдану тораптарына), толықтыру мен дренаждау сорғыларына, автоматты реттеу тораптарына, қозғалыссыз тіректерге, компенсаторларға және жылу желісінің басқа да құрылыстарына жоспарларда, схемаларында және пьезометрикалық кестелерде белгіленетін пайдалану нөмірлері беріледі:

Пайдалану (есептеу) схемаларында желіге қосылған барлық абоненттік жүйелер, ал жедел схемаларда, сондай-ақ секцияларға бөлетін және тиекті арматура нөмірлеу тиіс.

Таратушы құбыр жолдарына орнатылған арматура (бу құбырында) тақ нөмірмен белгіленеді, ал оған сәйкес келетін арматура қайтару құбыр жолдарында (конденсат жолында) жұп нөмірмен белгіленеді.

602. Жылу желілерінің әрбір ауданының газ қауіптілігі бар камераларының және өту каналдарының тізбесі болуы тиіс. Жұмысты бастаудың алдында осындай камералар газды табу үшін тексеріледі. Газ қауіптілігі бар камералардың арнайы белгілері, люктері боялған болуы тиіс және сенімді бекітілуі тиіс.

Барлық газ қауіптілігі бар камералар және трассалардың учаскелері жылу желісінің жедел схемасында белгіленеді.

603. Жылу желілерін пайдаланатын ұйымдарға жылу жүйелерінің, жылу пункттерінің және тұтынушыларға тиесілі жылу тұтыну жүйелерінің техникалық қабылдауын олардың монтаждалуы немесе жөнделуінен кейін жүзеге асырыларды, онымен қоса тұтынушы арматура және жылыту аспаптарының осы желілер үшін максималдық жол берілген байқау қысымынан аспайтын, қысыммен жеке жабдығының мықтылығы мен тығыздығын анықтау мақсатында гидравликалық сынақ өткізуі керек.

604. Жылу желілерін пайдаланушы ұйымдар осы Қағидалардың 532-тармақтарына сәйкес кері желілік су сапасына тұрақты бақылауды ұйымдастыруы және желілік судың сапасын нашарлататын абоненттерді анықтауы қажет.

605. Жылу желілерінің құбыр жолдары оларды пайдалануға енгізгенге дейін монтаждаудан және күрделі жөндеу жұмыстарынан кейін:

1) бу құбырлары – буды атмосфераға шығару арқылы үрлеумен;

2) жылумен жабдықтаудың жабық жүйелеріндегі су желілері мен конденсат құбырлары – гидро пневматикалық үрлеумен;

3) жылумен жабдықтаудың ашық жүйелеріндегі су желілері – гидро пневматикалық шаюға және қоректік сумен кейіннен қайтадан шаю арқылы зарарсыздандыра отырып, тазалануы керек.

Зарарсыздандырғаннан кейін қайтадан шаю ағызылған судың көрсеткішіне дейін жүргізіледі.

606. Тұтынушылардың жылу желілерін және гидро пневматикалық шайылмаған жылуды тұтыну жүйесін іске қосуға, ал жылумен жабдықтаудың ашық жүйелерін зарарсыздандыруға жол берілмейді.

607. Барлық қайтадан жөнделген жылу желілерінің құбыр жолдары тығыздығы бойынша белгіленген тәртіппен гидравликалық сынақтан өтуі тиіс.

608. Желілік құбыр жолдарды толтыру, оларды шаю мен қайта шаю, зарарсыздандыру (жылумен жабдықтаудың ашық жүйелері үшін), айналым жүйесін қосу, бу құбырларын үрлеу мен жылыту және су немесе бумен жылыту желілерін іске қосу бойынша операциялар, сондай-ақ желінің немесе оның жекеленген элементтері мен конструкцияларының кез келген сынақтары жылу желілерін пайдаланушы ұйымның басшысы бекіткен және жылу көзі – энергия объектінің басшылығымен келісілген арнайы әзірленген техникалық бағдарлама бойынша жауапты адамның жетекшілігімен орындалады.

609. Жылу желілерінің құбыр жолдары жылу тұтынудың жүйелері ажыратылған кезде температурасы 70 ⁰С жоғары емес сумен толтырылады.

610. Құбыр жолдарының және жылу желілерінің (арқалықтар, тіректер, мачталар, эстакадалар) металл конструкцияларының сыртқы беті төзімді коррозияға қарсы жабынмен жабылады.

Құрылыстан және күрделі жөндеуден кейін құбырлар мен металл конструкциялардың коррозияға қарсы сыртқы жабынсыз жылу желілерін іске қосуға жол берілмейді.

611. Жылу желілерінің құбыр жолдары, арматуралар, компенсаторлар мен ернемек қосылыстары жоба құжаттарына сәйкес жылу оқшауламасымен жабылуы тиіс.

Жылу желілерінде гидрофильдік көму оқшауламасын, сондай-ақ гильзаларда (қаптарда) құбыр жолдарын төсеген кезде тығыздау оқшауламасын қолдануға жол берілмейді.

612. Төмендететін дренаж жұмыс істемеген кезде жылу желілерін пайдалануға енгізуге жол берілмейді.

613. Өту арналары, сондай-ақ электр жабдықтары орнатылған ірі тораптық камералар электрлі жарықтандырылуы керек. Өту арналарының құйылу - сору желдеткіші жарамды күйде болуы қажет.

614. Ернемек арматураларын қолдану орындарынан басқа, жылу желілерінің құбырларының барлық қосылыстары дәнекерленуі тиіс.

Компенсаторлар мен арматуралар үшін мақта - қағаз және көбікпен тығыздап толтыруға жол берілмейді.

615. Жылу желілерін жер үстіне төсеген кезде электр жетектері бар ысырмалар үй-жайларға орналастырылуы тиіс немесе атмосфералық ылғалдан және бөгде адамдардың қол тигізуіне жол бермейтін арматуралар мен электр жетектерін қорғайтын қаптамалармен оралуы тиіс.

616. Су температурасының жарамсыз реттегіші бар ыстық сумен жабдықтау қондырғылары, сондай-ақ жарамсыз есептеу құрамдары бар жылуды тұтынатын жүйелерді жылу жүйелеріне жалғауға жол берілмейді.

617. Жылу желілері жабдықтарының техникалық жай-күйін және олардың жұмыс тәртібін бақылау үшін жүйелі түрде кесте бойынша жылу құбырлары мен бекеттері тексеріледі.

618. Жылу желілерін пайдаланушы ұйымдар құрылыс құрылғыларының, жылу желілерінің құбыр жолдары мен жабдықтарының ақауларын анықтауы, заманауи құралдар мен диагностикалау әдістерін қолдана отырып, сондай-ақ қарау, сығымдау, жылу тасымалдағыштың ең жоғары температурасы кезінде сынау мен басқа да әдістерді қолдана отырып, олардың техникалық жай-күйіне, жылу оқшауламасы мен коррозияға қарсы жабынға бақылау жүргізуі қажет. Жылу желілерін пайдаланушы ұйымдар барлық жабдықтардың түрі бойынша барлық бұзылған және анықталған ақаулардың есебін жүргізуі және олардың туындау себептерін талдауы қажет.

Жылу желілерінің құбыр жолдары мен жабдықтарының техникалық жай-күйін бақылау бу мен ыстық су құбыр жолдарының қауіпсіз пайдалану мен құрылғы талаптарын ескере отырып жүзеге асырылады.

Жылу желілерінің жабдықтары техникалық жай-күйін бақылау жұмысын жүргізу мерзімділігін жылу желісін пайдаланушы ұйымның техникалық басшысы белгілейді.

619. Су жылу желілерінде және конденсат құбырларында желілік су мен конденсатты талдай отырып, сондай-ақ осы тектес орындарда (ЖЭО-мен шықпада, аяқталу учаскелерінде, магистральдың екі-үш аралық тораптарында) орнатылатын ішкі коррозия индикаторлары бойынша құбыр жолдарының ішкі коррозия жай-күйін жүйелі бақылауы ұйымдастыру қажет. Істен шыққан жылу желісі химиялық тазартылған деаэраторланған сумен ғана толтырылады.

620. Қаныққан будың бу құбырларынан конденсат конденсатты бұрғыштар арқылы үздіксіз бұрып әкетіледі.

Жалпы конденсат құбырына конденсат бұрушылардың жұмысына кері қақпақшалар орнатылмай жол берілмейді.

621. Секциялау ысырмалары мен қалыпты режимдегі тиекті арматура толығымен ашық немесе толығымен жабық күйде болуы тиіс, онымен жылу тасығыштың шығынын реттеуге жол берілмейді.

622. Су жылу тораптарынан жылу тасымалдағыштың орташа жылдық кемуі жылу желілеріндегі және оған қосылған жылуды тұтыну жүйелерінде сағатына, олардың қосылу (су жылытқыштары арқылы қосылған ыстық сумен жабдықтау жүйелерінен басқа) схемаларына қарамастан, судың орташа жылдық мөлшері 0,25 % аспауы қажет. Жылу тасымалдағышының маусымдық кему нормасы орташа жылдық мәні шегінде белгіленеді.

Жылу тасымалдағыштағы кемуді анықтау кезінде жылу құбырларын толтырудағы судың шығысы мен жоспарлық жөндеу, жаңа желі учаскелері мен тұтынушыларды қосу кезінде жылу тұтыну жүйелері ескерілмейді.

623. Жөндеу жұмысынан кейін жылу беру маусымы басталғанға дейін құбыр жолдарының тығыздығы мен беріктігін және орнатылған тиекті және реттеуші арматураны тексеру мақсатында желілердің гидравликалық сынағы өткізіледі.

Сынамалық қысымның ең аз мәні 1,25 жұмыс қысымын құрайды. Бұл ретте, жұмыс қысымының мәнін бу мен ыстық су құбырларының құрылғылары мен қауіпсіз пайдаланудың техникалық талаптарына сәйкес жылу желілерін пайдаланушы ұйымның техникалық басшысы анықтайды.

Әрбір нақты жағдайларда сынама қысымының мәнін осы тармақта көрсетілген жол берілетін шекте жылу желісін пайдаланушы ұйымның техникалық басшысы анықтайды.

Жылу тасымалдағыштың ең жоғары температурада жұмыс істеуін сынау және беріктігі мен тығыздығы бойынша жылу желілерінің гидравликалық сынағын бір уақытта өткізуге жол берілмейді.

624. Беріктігі мен тығыздығы бойынша гидравликалық сынақ жүргізу үшін жылу желілерінің құбыр жолдары 45 ⁰С жоғары емес сумен толтырылады.

Жылу желілерін сынама қысыммен сынағын өткізу кезінде жылу пунктері мен жыл тұтыну жүйелері сенімді түрде ажыратылуы тиіс.

625. Жылу желілерінде нақты жылу және гидравликалық шығындарды анықтау 5 жылда кемінде 1 рет жүзеге асырылады.

626. Кезбе тоқтардың әлеуетіне жылу желілерін сынаудың көлемі мен мерзімділігі электр-химиялық коррозиядан жылу желілерін қорғау бойынша шарттарға сәйкес болуы тиіс.

627. Технологиялық қорғау пайдалануға үнемі енгізіледі. Жылу желілерінің жұмысы кезінде технологиялық қорғану құрылғыларын ажырату жылу желілерін пайдаланушы ұйымның техникалық басшысының рұқсатымен, жедел құжатты ресімдей отырып жүргізіледі.

Технологиялық қорғану құрылғылары мынадай жағдайларда жұмыстан шығарылуы мүмкін:

1) желілер ауыспалы режимде жұмыс істеген кезде;

2) қорғанудың анық жарамсыздығы кезінде;

3) аварияны жою кезінде;

4) жабдықты жөндеу кезінде.

Технологиялық қорғану құрылғыларының жұмыс қабілеттілігі ұйымның өндірістік нұсқаулығында көрсетілген мерзімде және көлемде мерзімді түрде тексеріледі.

628. Екі құбырлы су-жылу желілері үшін жылу беру режимінің негізіне орталық сапалы реттеу кестесі жатқызылуы тиіс.

Ыстық сумен жабдықтау жүктемесі болған кезде берілетін құбыр жолдарындағы судың ең төмен температурасы мынадай:

1) жабық схемалар үшін 70⁰С төмен емес;

2) ыстық сумен жабдықтаудың ашық схемалары үшін 60 ⁰С төмен емес болуы тиіс.

629. Су-жылу желілерінің гидравликалық режимдері жыл сайын жылыту мен жаз мезгілдері үшін әзірленеді.

Жылыту кезеңінде сумен жабдықтаудың ашық жүйелері үшін режимдер беруші және кері ағынды құбыр жолдарынан ең жоғарғы суалғы болған және суалғы болмаған кезде әзірленеді.

Тұтынушылардан судың жұмсалуын реттеу жөніндегі іс-шаралар әр жылыту маусымы үшін әзірленеді.

Жылумен жабдықтау схемасында қарастырылған сорғы станциялары мен жаңа магистральдар құрылыстарының кезектілігі қосылған жылу жүктемесінің нақты өсуінің есебімен анықталады, сол үшін жылу желісін пайдаланушы ұйымда таяудағы 3-5 жылға арналған жылумен жабдықтау жүйелерінің гидравликалық режимдері әзірленеді.

Жылу желілерінде сорғы станцияларының және негізгі магистральдардың жеке учаскелері істен шыққан кезде тұтынушылардың жылумен жабдықтауын қамтамасыз ету үшін іс-шаралар қарастырылған.

630. Су-жылу желілерінің беруші желісінің кез келген жеріндегі, құбыр жолдарындағы және жылу көзінің жабдықтарындағы, жылу желілері мен жылу пункттеріндегі және жылуды тұтыну жүйелеріне тікелей қосылған жоғарғы нүктелердегі су қысымы желілік сорғылардың жұмыс істеу кезінде оның ең жоғары температурада судың қайнамауы кемінде 0,5 кгс/см² (50кПа) қормен қамтамасыз етіледі.

Су-жылу желілерінің кері желідегі су қысымы желілік сорғылардың жұмыс істеу кезінде кез келген нүктеде 0,5 кгс/см² (50к Па) төмен болмауы тиіс. Кері желідегі су қысымы құбыр жолдар мен жылу көзінің жабдықтары, жылу желілері мен жылу пункттері және тікелей қосылған жылу тұтыну жүйелері үшін жол берілетін қысымынан жоғары болмауы тиіс.

631. Жылумен жабдықтау жүйелерінде статикалық қысым жылу желілерінің құбыр жолдарын, сондай-ақ барлық тікелей қосылған жылуды тұтыну жүйелері сумен толтыруын қамтамасыз ететіндей болуы тиіс. Статикалық қысым жылу көздерінің, жылу желілері мен жылу пункттерінің және тікелей қосылған жылу тұтыну жүйелерінің құбыр жолдарымен жабдықтары үшін рұқсат шектен тыс жоғары болмауы тиіс. Статикалық қысым су температурасы 1-ден 100 ⁰С-қа дейін болған кезде шартты түрде анықталады.

632. Жылу желілерін пайдаланушы ұйымның тораптық және айдаушы сорғыларын электрмен жабдықтауды авариялық тоқтату кезінде рұқсат берілген деңгей шегінде жылу желілерінде және жылуды тұтыну жүйелерінде қысымды қамтамасыз ету қажет. Осы деңгейен асып кету мүмкіндігі болған кезде жылумен жабдықтау жүйелерін гидро соққыдан сақтайтын арнайы құрылғыларды орнату қарастырылады.

633. Жылу желілерінің жөндеу жұмысы анықталған ақауларды, бұзылуларды талдаудың, мерзімді қарап тексерудің, сынаудың, диагностика мен жыл сайынғы нығыздау нәтижелерінің негізінде бекітілген кестеге (жоспарға) сәйкес жүргізіледі.

Жөндеу жұмыстарының кестесі жылу желілері мен жылу орындарының құбыржолдарының бір уақытта жөндеу шарты ескеріліп, жасалады.

Жылу желілерін пайдаланушы ұйымдар авариялық құбыржолдарын жүйелі түрде ауыстыруды, сондай-ақ жабдықтар мен желілерді пайдаланудың сенімділігімен жіберілген жылудың пайдалану тиімділігін арттыруға, жылу мен желілік судың шығындарын азайтуға бағытталған жұмыстарды орындауы қажет.

Параграф 21. Металдың жай-күйін бақылау

634. Жылу-энергетикалық жабдықтың қауіпсіз жұмысын қамтамасыз ету мен бөлшектерді дайындауда ақаулардың туындауы мүмкін, сондай-ақ жайылу, тот басу, коррозия процестерінің дамуына, пайдалану кезінде беріктігі мен иілгіштігінің төмендеуіне байланысты негізгі және балқытылған металдың (бұдан әрі – металды бақылау) құрылымдық жай-күйіне бақылау ұйымдастырылуы тиіс.

635. Металды бақылау электр станциясының техникалық басшысының бекіткен жоспарлары бойынша қарастырылған мерзімде және көлемде жүргізіледі.

636. Металды бақылау тиісті жабдығы бар цех персоналымен бірлесіп, зертханаларда немесе металл қызметінде жүргізіледі. Бақылауға дайындау мен оны өткізу бойынша міндеттерді бөлуді электр станциясының техникалық басшысы бекітеді. Жұмысты орындау үшін арнайы ұйымдар тартылуы мүмкін.

637. Жабдықтардың сенімділігін арттыру бойынша іс-шараларды әзірлеу электр станцияларында бақылау мен металдардың бұзылу нәтижелері туралы ақпараттарды жинау мен талдауды ұйымдастыру қажет. Қажет болған кезде металдың жай-күйі қосымша бақыланады.

638. Бақылаудың нәтижелері тіркелетін техникалық құжаттар жабдықты есептен шығарғанға дейін сақталады

639. Кіріс бақылауы қойылатын тораптар мен бөлшектердің техникалық деңгейін анықтау, сондай-ақ жабдық жұмысын бастағанға дейін және кейінгі пайдалану бақылау кезінде негізгі және балқытылған металдың жай-күйін салыстырмалы бағалау үшін мәліметтерді алу, техникалық шарттардың, қағидалар мен қолданыстағы нормалар талаптарына сәйкестігін бағалау үшін олардың қасиеттерінің деңгейін анықтау мақсатында жүргізіледі.

640. Кіріс бақылауына жаңадан енгізілетін жылу энергетикалық қондырғылар металдары, сондай-ақ пайдаланатын жабдықты жөндеу кезінде орнатылатын желілер мен бөлшектер жатады.

641. Пайдаланушы бақылау жабдық элементтері металдарының құрылымдық жай-күйінің өзгерісін бағалау және парктік қызмет мерзімі шегінде одан әрі пайдалануға оның жарамдылығын анықтау үшін ұйымдастырылады.

642. Энергетикалық жабдықтардың негізгі элементтерін (құбыр жолдарының, барабандардың, қазандықтардың коллекторларының, бу құбырларының, ыдыстарының, цилиндрлердің корпустарының, бөгеу қақпақшаларының, турбиналардың роторларының майысуы) техникалық диагностикадан шамамен 10 жылға дейінгі қызметінің қосымша мерзімін (парктік ресурстан кейін) анықтау мен көрсетілген мерзім ішінде сенімді жұмысты қамтамасыз ететін іс-шараларды әзірлеу мақсатында мамандандырылған ұйымдар өткізеді.

Ыдыстарды техникалық диагностикадан өткізу ыдыстың паспортында көрсетілген қызмет мерзімі өткеннен кейін жүргізіледі.

643. Негізгі және балқытылмаған металдың жай-күйін бағалау үшін бақылаудың бұзбайтын әдістері қолданылады.

644. Техникалық диагностикадан өткізу кезінде металдың нақты жай-күйін бағалау қиындылар бойынша жүргізіледі.

645. Негізгі бөлшектері мен тораптарының металын бақылаудың нәтижелері қанағаттанарлықсыз болған кезде немесе олардың парктік ресурстарын әзірлеу кезіндегі пайдалану барысында металды бақылау нәтижелерін, басқа да қажетті құжаттарды қарастыратын және осы тараптар мен бөлшектерді жөндеу мен олардың жұмыс істеуін жалғастыру туралы шешім қабылдайтын немесе оларды бұзудың немесе қайта қалпына келтіретін термиялық өңдеу жүргізу қажеттілігін негіздейтін сараптамалық-техникалық комиссия (бұдан әрі – СТК) құрылады.

646. Нақты электр станциялары үшін осы электр станцияны пайдаланудың ерекшеліктерін ескеретін металды бақылау бойынша өндірістік нұсқаулықты әзірлеуге жол беріледі.

Тиісті техникалық негіздеу кезінде өндірістік нұсқаулық бақылау жүргізу мерзімдері мен көлемдері бойынша жалпы қабылданған нұсқаулықтан ерекшеленуі мүмкін.

7-тарау. Электр станциялары мен желілерінің электр жабдығы

Ескерту. 7-тараудың тақырыбы жаңа редакцияда – ҚР Энергетика министрінің 28.09.2020 № 335 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

Параграф 1. Генераторлар мен синхронды компенсаторлар

647. Генераторлар мен синхронды компенсаторларды пайдалану кезінде жол берілген режимдерде олардың үздіксіз жұмысы, қоздыру, суыту, маймен жабдықтау жүйелерінің, бақылау, қорғау, автоматика мен диагностика құрылғыларының сенімді жұмыс істеуі қамтамасыз етіледі.

648. Қоздырудың автоматтық реттеуіштері (бұдан әрі – ҚАР) әрдайым іске қосылып тұруы тиіс. ҚАР-ды немесе олардың жеке элементтерін (ең аз қозуын шектеу) ажырату, жөндеу немесе тексеру үшін ғана жол беріледі.

ҚАР-ды баптау мен іске қосу генераторлардың (синхронды компенсаторлардың), автоматиканың жалпы станциялық және жүйелі құрылғыларының рұқсат етілген жұмыс режимдерімен байланысты болуы қажет.

Электр станцияларында ҚАР-ды баптаудың негізгі параметрлері туралы мәліметтер болуы тиіс.

Резервтік қоздырғыштарда ротордың номиналды кернеуінен 1,3 төмен емес еселігімен қоздыру үдемелігі қамтамасыз етіледі.

649. ҚАР және жұмыс қоздыруын үдетудің құрылғылары желідегі кернеудің төмендеуі кезінде мыналарды:

1) қозудың шекті бекітілген кернеуі егер осы кернеу машиналардың жеке ескі типтері үшін шектеулі болса, жұмыс тәртібінде еселенгеннен төмен болмайды;

2) қоздыру кернеуінің номиналды көтерілуінің жылдамдығы;

3) үдетудің берілген ұзақтығын автоматты шектеу қамтамасыз ететіндей ретке келтірілуі тиіс.

650. Генераторлар негізгі қоздыру кезінде пайдаланылуға енгізіледі. Пайдаланылған кезде негізгі қоздырудан резервтік қоздыруға ауыстырылады және ол қайтадан генераторды желіден ажыратпастан орындалады, немесе қоздыру желілерін жасау зауыты талаптарының болуында желіден сөндірумен жасалады.

651. Теріс қоздыру орамалары жоқ барлық генераторлар мен синхрондық компенсаторларда асқын кернеуден (разрядтағыштар бар, өшіру кедергісі) ротордың орамалары орнатылуы және әрдайым қорғалуы тиіс.

652. Сутегімен салқындайтын генераторлардың тығыздағыштарын маймен жабдықтаудың резервтік көздері май қысымын белгіленген деңгейінен төмендетуден жұмыс көзінің ажыратылуы және әрдайым қорғалуы тиіс.

Қуаты 60 МВт және одан жоғары генераторлардың тығыздағыштарын маймен жабдықтаудың негізгі көздерін резервтеу үшін үнемі демпферлік (буферлік) бактар іске қосылуы тиіс. Демпферлік бактардағы майдың қоры майдың берілуін және маймен жабдықтаудың барлық көздері істен шыққан жағдайда, вакуумды үзе отырып, турбо агрегаттың айналасының барлық уақыты ішінде білік тығыздағыштарында май-сутегі қысымының оң айырымын ұстап тұруын қамтамасыз етеді.

653. Тікелей сутегімен салқындайтын турбо генераторлар мен синхрондық компенсаторлар монтаждау және күрделі жөндеу жұмысынан кейін сутегінің номиналды қысымы кезінде пайдалануға беріледі.

Тікелей сутегімен немесе белсенді бөліктері сутегімен-сумен салқындайтын турбо генераторлар үшін ауамен салқындайтын жүктемемен жұмыс істеуге жол берілмейді.

Ауамен салқындату кезінде мұндай машиналардың қысқа уақыт жұмыс істеуі қоздырусыз бос жүріс режимінде ауа температурасының дайындаушы зауыт нұсқаулығында көрсетілген температурасынан жоғары емес болуына ғана жол беріледі. ТВФ сериялы турбо генераторлар үшін желіден ажыратылған машинаның қысқа мерзімді қоздырылуына жол беріледі.

654. Генераторлар мен синхронды компенсаторлардың өрт сөндіруге арналған құрылғылары үнемі дайын болуы және олардың тез іске қосылу мүмкіндігі қамтамасыз етілуі тиіс.

655. Генераторлар мен синхронды компенсаторларды іске қосу мен пайдалану кезінде:

1) статорлардың, ротора және желі қоздыру электр параметрлеріне;

2) ротор және статор орамасы мен болаттың температурасын қоздыру жүйесіне, салқындату үшін арналған құралдарға (оның ішінде қоздыру жүйесінің жабдықтары), білік тығыздағышына, мойын тіректер мен өкшеліктерге;

3) қысымды, оның ішінде сүзгілеріндегі қысымның өзгеруіне, меншікті кедергіні және орама мен басқа да белсенді және конструктивтік бөлшектер арқылы дистияляттың шығынына;

4) сутегінің қысымы мен тазалығына;

5) қысым мен май температурасына, сондай-ақ біліктің тығыздағыштарында май-сутегі қысымының өзгеруіне;

6) сұйықтықты салқындату жүйесінің тұмшалануына;

7) сутегімен және толығымен сумен салқындайтын турбогенераторлар корпусындағы газдың ылғалдылығын;

8) демпфер бактарындағы және турбогенераторлардың қалқитын гидро бекітпелеріндегі гидро генераторлардың мойын тіректері мен өкшеліктерінің май ванналарындағы май деңгейіне;

9) мойын тіректермен турбо генераторлардың қосылған сақиналарының, айқаспалар мен гидро генераторлар мойын тіректерінің діріліне бақылау жүргізілуі тиіс.

656. Жұмыс істеп тұрған және резервтегі генераторлар мен синхрондық компенсаторлардың газ-май және су жүйесінің жұмыс көрсеткішін анықтау мерзімділігі мынадай:

1) генератор корпусындағы сутегінің шық (ылғалдығы) нүктесінің температурасы – аптасына кемінде 1 рет, ал газды немесе ылғалдықтың, рұқсат берілгеннен жоғары болып, жеке кептіруінің жарамсыздық жағдайында – тәулігіне 1 реттен жиі емес. Турбогенератор корпусының ішіндегі газдың ылғалдығы толығымен судың салқындауымен үздіксіз автоматты түрде бақыланады;

2) машина корпусының газ тығыздығы (сутегінің тәуліктік кемуі) – айына кемінде 1 рет, машина корпусындағы сутегінің тазалығы – бақылау мақсатындағы химиялық талдау бойынша және үздіксіз автоматты газанализатор бойынша аптасына кемінде 1 рет, ал автоматты газ анализатор жарамсыз болған кезде – ауысымда кемінде 1 рет;

3) газ торында, мойын тіректердің картерлерінде, экранды ток өткізгіштерінде, желілік және нөлдік шықпалар қаптамаларында сутегінің болуы – сигналға әсер ететін үздіксіз автоматтық газ анализатормен, ал осындай газ анализатор жарамсыз болған кезде немесе мүлде жоқ болған кезде – жылжымалы газ анализатормен немесе индикатормен тәулігіне кемінде 1 рет;

4) машина корпусының ішіндегі сутегіде, қалқымалы гидро бекітпеде, үрлеу багінде және генератордың май тазалаушы қондырғысының су бөлу багінде оттегінің болуы – осы химиялық бақылау бойынша бекітілген кестелерге сәйкес;

5) орама мен генератордың басқа да бөлшектерінің сумен салқындату жүйесінде дистиллят сапасының көрсеткіштері – генераторларды пайдалану бойынша типтік нұсқаулыққа сәйкес болуы тиіс.

657. Сутегінің тазалығы мынадан төмен болмауы тиіс:

1) тікелей сутегімен салқындайтын генераторлардың корпустары мен синхрондық компенсаторлардың барлық түрлерінде – 98 %,

2) қосалқы сутегімен салқындайтын генераторлардың корпустарында сутегінің қысымы 0,5 кгс/см² (50 кПа) және жоғары болған кезде – 98 %,

3) сутегінің қысымы 0,5 кгс/см² (50 кПа) дейін көтерілген кезде – 95 %.

Генератор корпусындағы сутегі шығы нүктесінің температурасы жұмыс қысымы 15 ⁰С жоғары болмаған кезде және газ суытуға кірерде әрдайым су температурасынан төмен болуы тиіс.

Толығымен сумен салқындату генераторының корпусындағы газ шығы нүктесінің температурасы пайдалану жөніндегі зауыт нұсқаулығымен белгіленген мәнінен жоғары болмауы тиіс.

658. Сутегідегі, генератор корпусындағы (синхрондық компенсатордағы) оттегі 1,2 % аспауы тиіс, ал қалқымалы гидро бекітпеде, үрлеу шағын багінде және генератордың майды тазалау қондырғысының суды бөлу багінде – 2 % астам болуы тиіс.

659. Мойын тіректер картерлеріндегі, экранды ток өткізгіштеріндегі, желілік сызықтық және нөлдік шықпа қаптамаларындағы сутегі– 1 % болуы тиіс. Ток өткізгіштеріндегі, желілік және нөлдік шықпа қаптамаларындағы сутегі 1% және одан астам мойын тіректер картерлерінде 2 % астам болған кезде турбо генератордың жұмыс істеуіне жол берілмейді.

660. Генератор корпусындағы (синхрондық компенсатордағы) сутегі қысымының тербелісі сутегінің номиналды қысымы 1 кгс/см² (100 кПа) дейін көтерілген кезде 20 % аспауы тиіс, ал қысымы ± өте жоғары болған кезде 0,2 кгс/см² (± 20 кПа) аспауы тиіс.

661. Синхрондық компенсатор май сорғыларының сору магистральдарда сутегімен салқындатуы жұмысы кезінде майдың артық қысымы кемінде 0,2 кгс/см² (20 кПа) астам қамтамасыз етіледі.

662. Генератордың роторы қозғалмай және айналып тұрған кезінде роторының тығыздағыштардағы май қысымы машина корпусындағы сутегі қысымынан артық болуы тиіс. Қысымның төмен және жоғары өзгеруінің шегі дайындаушы зауыт нұсқаулығында көрсетіледі.

663. Турбогенераторлар білігінің маймен жабдықтау тығыздағышының жүйесінде әрдайым май қысымын реттеуші (тығыздайтын, қысушы, қалпына келтіруші) іске қосылады.

Білік тығыздағышын маймен жабдықтау жүйесінің тиекті арматурасын пломбылау осы Қағидалардың 366-тармағының талаптарына сәйкес қамтамасыз етіледі.

664. Генератордағы сутегінің тәулік бойы ағуы 5 % аспауы тиіс, ал үрлеуді есепке ала отырып тәуліктік шығысы – жұмыс қысымы кезінде газдың жалпы санынан 10 % астам болмауы тиіс.

Синхронды компенсатордағы сутегінің тәуліктік шығысы ондағы газдың 5 %-нан астам болмауы тиіс.

665. Генераторлар дәл синхрондау тәсілімен желіге қосылады.

Дәл синхрондауды пайдалану кезінде синхрондық емес қосуды блоктау енгізіледі.

Егер бұл жеткізудің техникалық шарттарымен қарастырылған немесе дайындаушы зауытпен арнайы келісілген болса, желіге қосу кезінде синхрондау тәсілін пайдалануға жол беріледі.

Энергетикалық жүйедегі аварияны жою кезінде қуаттылығы 220 МВт дейін болатын турбогенераторлармен қоса және барлық гидрогенераторларды өзіндік синхрондық тәсілмен қатарлас жұмысқа қосуға жол беріледі. Осы тәсілмен жоғары қуатты турбогенераторларды, егер блокты трансформаторлар мен желілердің индуктивтік кедергілері ескеріліп белгіленген аса өтпелі тоғының номиналдыға дейінгі еселігі 3,0 аспайтын болса жол беріледі.

666. Агрегаттың бұзылуы немесе турбинаның реттегіш жүйесінің жарамсыздығымен байланысты емес жүктемені тастау және ажырату кезінде генераторларды қарамай және тексермей желіге қосуға жол беріледі.

667. Генераторлар мен синхронды компенсаторларда кернеудің арту жылдамдығы шектелмейді.

Барлық генераторлар үшін белсенді жүктемені жинау және өзгерту жылдамдығы турбина немесе қазандық жұмысының шарттарымен белгіленеді.

Генераторлар мен жанама салқындайтын орамасы бар синхрондық компенсаторлардың, турбогенераторлардың, газ турбинасы қондырғыларының, сондай-ақ тікелей салқындайтын орамасы бар гидрогенераторлардың реактивтік жүктемесінің өзгеру жылдамдығы шектелмейді. Тікелей салқындайтын орамасы бар турбогенераторларында бұл жылдамдық қалыпты режимдерде белсенді жүктеме жиынтығының жылдамдығынан аспауы тиіс, ал авариялық жағдайларда – шектелмейді.

668. Қуаттың номиналды коэффициентінде (қуаттылығы 30 МВт барлық турбина генераторлары және барлық газтурбиналы және бу газды қондырғылардың турбина генераторлары үшін де қуат коэффиценттерінің және салқындату параметрлерінің белгіленген мәндерінде ұзақ ең жоғарғы қуат) генераторлардың номиналды қуаты және синхрондық компенсаторлардың номиналды қуаты кернеудің ± 5 % дейін және номиналды мәнінде жиіліктің ± 2,5 % бір мезгілде ауытқуы кезінде сақталуы тиіс, егер машиналардың жеке түрлерінің стандарттарында кернеу мен жиіліктің ауытқуы бойынша өзге шарттар қойылмаса, жоғары кернеумен және төменгі жиілікпен жұмыс кезінде кернеу мен жиіліктің абсолюттік мәні 6 % аспауы тиіс.

Номиналды қуатпен жұмыс істеу кезінде және ± 5 % шегінде кернеудің ауытқуы кезінде алынған ротор тоғы салқындату құрылғыларының номиналды параметрлерімен жұмыс істеу кезінде ұзақ уақытқа жол беріледі.

Ұзақ ең үлкен қуаттылықпен жұмыс кезінде ротордың әлдеқайда көп тоғы ± 5 % дейінгі кернеудің ауытқуы барысында ортаны суытатын номиналды параметрлермен жұмыс кезінде ғана ұзақ уақытқа жол беріледі

Барлық генераторлар мен синхронды компенсаторлар үшін жұмыс

кернеуі номиналды кернеуінен 110 % жоғары болмауы тиіс. Кернеуі номиналдыдан 105 % жоғары болған кезде генераторлар мен синхронды компенсаторлардың жол берілетін қуаты дайындаушы зауыт нұсқаулығының нұсқауына сәйкес немесе сынақ нәтижелері бойынша белгіленеді.

Генератор немесе синхронды компенсатор кернеуінің номиналдыдан 95 % төмен болған кезде жол берілетін мәнінен статор тоғы 105 % жоғары болмауы тиіс.

669. Ортаны салқындататын, температура мен қысым кезінде жол берілетін, жоғары мәндегі ток бойынша генераторлар мен синхрондық компенсаторларды ұзақ уақыт шамадан тыс жүктеуге жол берілмейді.

Апаттық жағдайларда генераторлар мен синхронды компенсаторларды дайындаушы зауыттың нұсқаулықтары, техникалық шарттар мен мемлекеттік стандарттарға сәйкес статор мен ротор тоғы бойынша қысқа уақыт қайта жүктеуге жол беріледі.

Осы Қағидалардың 19-қосымшасына сәйкес статор тоғы бойынша генераторлар мен синхронды компенсаторларды аз уақыт қайта жүктеуге жол беріледі.

Генераторлар мен ораманы жанама салқындататын синхрондық компенсаторлардың қоздыру тоғы бойынша жол берілетін жүктеу статордың жол берілетін қайта жүктеуімен анықталады. Ротордың орамасын тікелей сутегімен немесе сумен салқындататын турбогенераторлар үшін ротор тоғы бойынша турбогенераторды қайта жүктеу мүмкін еселігін осы Қағидалардың 20-қосымшасына сәйкес анықталады.

670. Сатор орамасында жерге бір фазалы тұйықталу пайда болған кезде, немесе генератор кернеуінің тізбегінде блок генераторы (синхрондық компенсатор) немесе блок генераторлық ажыратқыш болмаған кезде, автоматты түрде ажыратылады, ал қорғалуы істен шыққан кезде – дереу желіден ажыратылады:

1) блоктарда генератор-трансформатор (компенсатор-трансформатор) генератор кернеуіндегі тармақтарсыз және өзіндік қажеттіліктер трансформаторларының тармақтарымен – тұйықталудың сыйымды тоғы мәніне қарамастан;

2) тұйықталу тағы 5А және одан жоғары болған кезде жеке қажеттіліктер немесе тұтынушылар желісімен генераторлық кернеуде электр байланысы бар блокты генераторлар мен синхронды компенсаторлар статорының орамасында жерге тұйықталу кезінде.

Мұндай шаралар генератор статорының орамасында және жиынтық шиналар мен жұмыс істейтін: компенсаторларда жерге 5А және одан аса тоқтың табиғи тұйықталуы кезінде жерге тұйықталуы қарастырылады.

Жеке қажеттіліктерінің немесе тұтынушылардың желісімен электр байланысы бар және генераторлардың (компенсаторлардың) шиналарына қосылған блоктың генераторларының генераторлық кернеуінің тізбегінде тұйықталудың сыйымдылық тоғы 5А-дан аспаған кезде және қорғау тек дабылға әсер ететін болса немесе мүлде сезбеген жағдайда генераторлардың (компенсаторлардың) жұмысы 2 сағаттан артық емес уақыт ішінде (тұйықталу орнын іздеу үшін, жүктемесінің ауыстырылуы) жол беріледі. Статордың орамасында тұйықталу анықталған кезде генератор (компенсатор) ажыратылуы тиіс. Егер жерге тұйықталу орны статордың орамасында емес екені анықталса, электр станциясының техникалық басшысының немесе электр желісін пайдаланылатын ұйымның қарауы бойынша желіде ұзақтығы 6 сағатқа дейін тұйықталумен генератордың немесе синхрондық компенсатордың жұмысына жол беріледі.

671. Сигнал пайда болған кезде немесе ротордың орамасын тікелей салқындататын турбогенератордың қоздыру тізбегінде оқшауландырудың кедергісін терең төмендету өлшемімен анықтаған кезде, ол 1 сағат бұрын болуы тиіс, ал жерге тұйықталу кезінде – дереу резервтік қоздыруға ауыстырылуы тиіс. Егер бұл ретте, оқшаулама кедергісі қалпына келтірілсе, генератор жұмысы тоқтатылуы мүмкін, егер ол төмен болса, бірақ дайындаушы - зауыттың нұсқаулығымен белгіленген ең аз шекті мәнінен жоғары болса, турбогенератор бірінші мүмкіндік болған кезде, бірақ 7 тәуліктен кешіктірілмей, жөндеуге шығарылады.

Резервтік қоздыру жүйесі болмаған кезде немесе оны пайдалану мүмкін болмаған кезде, сондай-ақ оқшауламаның кедергісі бұдан әрі төмендеген кезінде (шекті ең аз мәннен төмен), резервтік қоздыруы жұмыс істеу кезінде турбогенератор 1 сағат ішінде жүктемеден алынып, желіден ажыратылып, жөндеуге шығарылады.

Жерге тұйықталу пайда болған кезде (2 кОм дейін және одан да төмен оқшауламаның кедергісі төмендеген кезде) ротордың орамасын жанама салқындататын турбогенератордың қоздыру тізбегі резервті қоздыруға көшіріледі. Егер бұл ретте жерге тұйықталу жоғалып кетсе, генераторды жұмыс үстінде қалдыруға жол беріледі. Ротор орамасында жерге тұйықталуы табылған кезде, турбогенератор бірінші мүмкіндік туындағанда жөндеуге шығарылады. Жөндеуге шығарғанға дейін ротор орамасының тұрақты тұйықталуы кезінде корпусқа, сигналға немесе ажыратуға әрекет ететін ротор орамасында жерге екі мәрте тұйықталудан қорғалуы тиіс.

Сигнал пайда болған кезде, турбогенератор дереу жүктемеден алынады және желіден ажыратылады. Егер екі рет тұйықталудан қорғалуы қарастырылмаған болса немесе істен шығарылуы мүмкін болмаса, турбогенератор 1 сағат ішінде жүктемеден алынады, желіден ажыратылып, жөндеуге шығарылады.

Жерге тұйықталатын гидрогенераторлар мен синхронды компенсаторлардың жұмысы қоздыру тізбегінде жол берілмейді.

672. Турбогенераторлар үшін номиналды тоқтан 12 % аспайтын және синхронды компенсаторлар мен дизель-генераторлар үшін 20 % аспайтын фазалардағы тоқтың әртүрлі ұзақ жұмыс істеуіне жол беріледі.

Гидрогенераторлық жанама жүйесімен ауа салқындатқыш оталдырғыш орамалары фазалы ток айырымда 20 %- қуаттылық кезінде 125 МВ-А және төмен 15% қуаттылығы астам кезінде 125 МВ-А рұқсат етіледі.

Статордың орамасының негізгі сумен салқындатылған гидрогенераторлар үшін фазалардағы тоқтың әртүрлілігі 10% пайыз болған кезде жол беріледі. Барлық жағдайларда токтың ешбір фазасында номиналдыдан жоғары болмауы тиіс.

673. Төмен жүктеме кезінде қоздырусыз асинхродық режимде турбогенераторлардың қысқа уақыттық жұмысына жол беріледі. Ораманың жанама салқындауымен турбогенераторлар үшін аталған режимде 60 % номиналдыға дейін жүктеуге жол беріледі, ал бұл ретте жұмыс ұзақтығы 30 минуттан аспайды.

Асинхрондық режимдегі асинхрондық турбогенераторлардың және орамаларды тікелей салқындататын турбогенераторлардың қоздыруысыз жол берілетін жүктеме мен жұмыс ұзақтығы дайындаушы - зауыт нұсқаулығының негізінде, ал ол болмаған кезде – арнайы сынақ нәтижелерінің негізінде белгіленеді.

Турбогенераторлардың асинхрондық режимінің желіге әсері бойынша берілуі есептеулермен немесе сынаулармен анықталады.

Асинхрондық режимде гидрогенераторлар мен ротордың тістер жинағы бар турбогенераторлар жұмысына қоздырусыз жол берілмейді. Кез келген үлгідегі жеке қоздырылған генератордың синхрондық емес жұмысы электр станцияның басқа генераторларына қатысты жол берілмейді.

674. Электр қозғалтқышы режиміндегі генератордың жұмыс істеуге жол берілуі мен ұзақтығы турбинаның жұмыс шарттарымен шектеледі және оны турбинаны дайындаушы-зауыт анықтайды.

675. Генератордың номиналдыдан төмен қуаттылығының коэффициентімен ұзақ жұмысы және синхрондық компенсаторлар режимінде қайта қоздырылуымен (индуктивтік квадрантта) салқындатылатын орталардың осы параметрлері болған кезде ұзақ уақыт жол берілген жоғары емес қоздыру тогында жол беріледі.

Синхрондық компенсатор режимінде генераторлардың жол берілетін реактивтік жүктемесі және синхрондық компенсаторларда (сыйымдылық квадрантында) дайындаушы-зауыт нұсқаулығының, ал ол жоқ болған кезде арнайы жылу сынақтарының нәтижесінің негізінде белгіленеді.

676. Ораманы жанама салқындататын генераторлардың ұзақ жұмысы қуат коэффициентінің, толық қуаттың номиналды мәнін сақтай отырып, номиналдыдан бірге дейін көтерілген кезде жол беріледі.

Толымсыз қоздыруылған жұмыс режиміндегі генераторлардың жол берілетін ұзақ жүктемесі, сондай-ақ тікелей салқындатылатын генераторлар үшін қуаттылық коэффициентінің номиналдан бірге дейін көтерілуі кезінде, дайындаушы-зауыт нұсқаулығының нұсқауы негізінде белгіленеді.

Толымсыз қоздыру режимінде генератордың мерзімді жұмыс істеу кезіндегі қоздырудың ең аз тоғын автоматтық шектеу қамтамасыз етіледі.

677. Дистилляттың айналымы немесе барлық режимдерде, қоздырусыз, бос жүріс режимінен басқа, орамаларда май болмаған кезде, орамалардың тікелей сұйықтықпен салқындайтын генераторларының жұмыс істеуіне жол берілмейді.

Тікелей сұйықтықпен салқындайтын орамаларда салқындайтын сұйықтықтың айналымы тоқтаған кезде жүктеме автоматты түрде 2 минут ішінде (егер нұсқаулықта генераторлардың жекелеген түрлеріне өзге талаптар қойылмаған болса) алып тасталады, генератор желіден ажыратылады және қоздыруы алынады.

678. Генераторлардың және ротор орамасының газбен салқындатылған және 500-1000 В кернеуге мегаомметрмен өлшенген қоздыру жүйесінің элементтерінің ауамен салқындатылатын синхрондық компенсаторларының барлық қоздыру тізбегінің оқшаулама кедергісі кемінде 0,5 МОм болмауы тиіс.

Ротор орамасының немесе қоздыру жүйесі элементтерінің сумен салқындатуы кезінде қоздыру тізбегінің оқшаулама кедергісінің жол берілетін мәндері генераторлар мен қоздыру жүйесін пайдалану жөніндегі зауыт нұсқаулығымен және электр жабдықтарын сынаудың көлемімен және нормаларымен анықталады.

Қоздыру тізбектерінің оқшаулама кедергісі нормаланған мәнінен төмен генераторлардың және синхронды компенсаторлардың жұмыс істеуіне электр станциясының немесе электр желісін пайдаланушы ұйымның техникалық басшысының рұқсатымен осы тармақтың талаптары ескеріле отырылып жол беріледі.

679. Орамалардың сұйықтықпен салқындатылатын жүйесіндегі және генераторлардың түзеткіш қондырғыларындағы айналыс жасайтын дистиллят сапасы (оқшаулағыш майы) генераторлар мен қоздыру жүйелерін пайдалану жөніндегі типтік және зауыт нұсқаулығының талаптарына сәйкес болуы тиіс.

Сұйықтықпен салқындату жүйесінде орнатылған сүзгілер үнемі жұмыс істеп тұрады.

100 кОм-см дейін генератордың орамаларындағы дистилляттың меншікті кедергісі төмендеген кезде ескерту белгісі әрекет етуі тиіс, ал ол 50 кОм-см төмендеген кезде генератор жүктемеден алынады, желіден ажыратылады және қоздыру алынып тасталады.

680. Монтаждау немесе жөндеу кезінде 1000 В кернеуге мегаомметрмен өлшенген, толығымен жиналған май өткізгіштеріндегі мойын тіректер оқшауламасының және генераторлар білігі тығыздағыштарының корпусының, синхрондық компенсаторлар мен қоздырғыштардың кедергісі 1 Ом кем болмауы тиіс, ал гидрогенераторлардың өкшеліктері мен мойын тіректері үшін, егер нұсқаулықтарда өзге талаптар қойылмаса 0,3 Ом кем болмауы тиіс.

Мойын тіректер оқшауламасының және турбогенераторлар білігінің тығыздағыштары корпустарының, ауамен салқындататын синхрондық компенсаторларының мойын тіректері мен қоздырғыштарының, сондай-ақ гидрогенераторлардың өкшеліктері мен мойын тіректерінің жарамдылығы (егер соңғысының конструкциясы мүмкіндік берсе) айына кемінде 1 рет тексеріледі.

Сутегімен салқындататын синхрондық компенсаторларының мойын тіректер оқшауламасының жарамдылығы күрделі жөндеу жұмысы кезінде тексеріледі.

681. Трансформатормен блокта жұмыс істейтін генератордың ақауларының алдын алу үшін толық емес фаза ажыратылған немесе ажыратқыш қосылған кезде генератор секция немесе шиналар жүйесінің, соңғысына блок арқылы қосылған, аралас ажыратқыштарымен ажыратылады.

682. Турбогенераторлар мойын тіректерінің дірілі осы Қағидалардың 227 тармақтарының талаптарына, ал гидрогенератордың крестовиналары мен мойын тіректері осы Қағидалардың 407-тармақтарының талаптарына сәйкес болуы тиіс.

Номиналды айналу жиілігі 750 және 1000 айн/мин синхронды компенсаторларда дірілдің қосарлы амплитудасы 80 мкм жоғары болмауы тиіс. Дірілді қашықтықтан өлшеу құрылғысы болмаған кезде, бақылаудың мерзімділігі компенсатордың діріліне байланысты, бірақ жылына кемінде 1 рет белгіленеді.

Турбогенераторларды байланыстыратын дөңгелектердің дірілі 3 айда кемінде 1 рет өлшенеді және 300 мкм жоғары болмайды.

683. Монтаждаудан және күрделі жөндеу жұмысынан кейін генераторлар мен синхронды компенсаторлар жұмысқа кептірусіз енгізілуі мүмкін. Кептіру қажеттілігі электр жабдығын сынау көлемімен және нормаларымен белгіленеді.

684. Орамаларды сутегімен тікелей салқындатылатын генераторларды толтыру және оны қалыпты жағдайда босату қозғалыссыз роторда немесе оның білікті бұру құрылғысын айналдыру кезінде жүргізіледі.

Апаттық жағдайларда сутегінің ағызылып жіберуі машинаның жүре бастаған кезде басталуы мүмкін. Сутегі немесе ауа генераторлардың сутегімен салқындататын газ жүйесін пайдалану жөніндегі нормативтік-техникалық құжаттардың талаптарына сәйкес генератордан (синхронды компенсатордан) инертті газбен (көмірқышқыл газымен немесе азотпен) шығарылады.

685. Сутегімен салқындатылатын генераторлар орнатылған электр станцияларындағы сутегі қоры оның 10 күндік пайдалану шығынын және газдың көп мөлшерімен бір генератордың бір рет толтырылуын, ал көмірқышқыл газы немесе азоттың қоры газдың өте көп мөлшерімен генератордың 6 рет толтырылуын қамтамасыз етеді.

Электр станциясында резервтік электролиз болған кезде ресиверлердегі сутегі қорының 50 % азаюына жол беріледі.

686. Сутегімен салқындатылатын синхрондық компенсаторлар орнатылған қосалқы станциялардағы сутегі қоры сутегінің 20 күндік пайдалану шығынын және газдың өте көп мөлшерінен бір компенсатордың бір рет толтырылуын, ал электролиздік қондырғы болған кезде 10 күндік шығынын және аталған компенсаторлардың бір рет толтырылуын қамтамасыз етеді. Осындай қосалқы станциялардағы көмірқышқыл газының немесе азоттың қоры осы компенсаторлардың үш рет толтырылуын қамтамасыз етеді.

687. Газбен салқындату жүйесі (газ құбырлары, арматуралар, газ салқындатқыштары) орамаларды сұйықтықпен тікелей салқындату жүйесінің элементтері және генератор корпусының ішіндегі басқа да белсенді және құрылымдау бөлшектерінің, сондай-ақ барлық су және газ-май жүйесінің электр жабдықтарын жөндеу мен қызмет көрсетуді, турбогенераторды ауамен салқындатудан сутегімен салқындатуға ауыстыруды және керісінше, май тығыздағыштарын жөндеуден кейінгі қабылдауға қатысуды, генератордағы берілген жиілікті, ылғалдықты және сутегі қысымын ұстап тұруды электр станциясының электр цехы жүргізуі керек.

Білік тығыздағыштарын маймен жабдықтау жүйесінің жұмыс істеуін және жөндеуді қадағалау (май қысымын реттеуіштері мен лабиринттік май қабылдағыштарды қоса), барлық білік түрлерінің май тығыздағыштарын, газбен салқындатылғанға дейінгі салқындататын судың тарату желісін, сондай-ақ генератордан тыс салқындатылатын дистилляттың беру және төгу жүйесінің жабдықтарын турбиналық және қазандық-турбиналық цехтың іске асыруы қажет.

Арнайы жөндеу цехы бар электр станцияларында аталған жабдықтың жөндеу жұмыстарын осы цех орындауы қажет.

688. Генератордың күрделі және ағымдағы жөндеу жұмыстары турбиналардың күрделі және ағымдағы жөндеу жұмыстарымен қатар жүргізіледі.

Синхрондық компенсаторларды күрделі жөндеу жұмысы 4-5 жылда 1 рет жүргізіледі. Турбогенераторлар мен синхрондық компенсаторлардағы роторды алып шығатын бірінші жөндеу жұмыстары, маңдайша бөлшектерінің бекітілуін күшейтумен, статор ойықтарының қайта сыналауымен, шиналар мен кронштейн бекітпелерін тексерумен, бекітуді және статор жүрекшесінің пресс тығыздығын тексерумен қоса, пайдалану үшін іске қосылғаннан кейін кемінде 8000 жұмыс сағатынан кешіктірілмей жүргізілуі тиіс. Гидрогенераторлардағы бірінші жөндеу жұмыстары кемінде 6000 сағаттан кешіктірілмей жүргізіледі.

Кейінгі жөндеулер кезінде генераторлар мен синхрондық компенсаторлардың роторларын шығарып алу қажеттілігі бойынша немесе осы Қағидалардың, Заңның 5-бабы 19) тармақшасына сәйкес бекітілетін Электр қондырғыларын орнату қағидаларының талаптарына сәйкес жүзеге асырылады.

689. Генераторлар мен синхронды компенсаторларда профилактикалық сынақтар мен өлшеулер электр жабдығын сынау көлемі мен нормалары бойынша "Энергия жабдықтарды сынау көлемі және нормалары" 34.45-51.300-97 ЖҚ 1-қосымшасына сәйкес жүргізіледі.

690. Генераторларды желіден жоспарлы ажырату машиналарды шығарарда оң қуат болғанда жол берілмейді.

691. Генераторлардың жоспарлы және авариялық ажыратулары кезінде (генератор-трансформаторларының блоктарын) тоқтатылатын генераторға кернеуді қате немесе өздігінен жеткізудің алдын алу үшін электр сымдарының бас схемасын кідіртпей бөлшектеуді қамтамасыз ету қажет.

692. Жаңартылған энергия көздері генерациялық қондырғыларында желідегі жиілік номиналды шамадан ауытқыған жағдайда осы Қағидалардың 21-қосымшасы таблицасында келтірілген генерациялық модуль желіден ажырамай жұмыс істеу алу керек минималды мезгіл уақытта тұрақты жұмыс істеуін (желіден автоматты өшірілмей) қамтамасыз етіледі.

Жиілік номиналды шамадан ауытқыған жағдайда ЖЭКГҚ-ні желіден қандай да бір автоматты түрде өшірілуіне осы Қағидалардың 21-қосымшасы таблицасында келтірілген генерациялық модуль желіден ажырамай жұмыс істеу алу керек минималды мезгіл уақытта тыйым салынады.

Аса кең жиілік диапазондары немесе ең кіші жұмыс уақыты желінің сенімділігін сақтау немесе қалпына келтіру қажеттілігі болғанда ЖЭКГҚ-нің техникалық мүмкіншіліктерін тиімді пайдалану үшін желіге қосуға арналған техникалық талаптарға, ПТҚ, ЭШК-де белгіленген жағдайларда Желілік оператормен келісілуі мүмкін.

Бірінші абзацтың негізгі пунктінде белгіленген ережелерінен байланыссыз, ЖЭКГҚ Желілік оператордың талаптары бойынша белгілі бір жиілікте автоматты түрде өшірілуге дайын болуы керек. Автоматты сөндірудің жағдайлары мен қондырғылары Желілік оператормен желіге қосылуға арналған техникалық талаптарда белгіленген жағдайларда келісілуі керек.

ЖЭКГҚ ЧДА әрекетімен жылу электр станцияларының жиілікті төмендетіп өшіруге дейінгі сәтіне дейін қуатты тұрақты беруді қамтамасыз етуі керек.

ЖЭКГҚ жиілік диапазоны ЖАТ жұмысы тиімділігін сақтау мақсатында жобалау сатысында нақтыланады.

693. ЖЭКГҚ жиілікті бірінші реттеудегі ЖЭК-тің қатысуын қамтамасыз ететін белсенді қуатты генерацияның автоматты реттеуімен жабдықталуы (желіде жиілік атаулы шамаға қатысты төменге қарай, сондай-ақ көбеюге қарай ауытқығанда) керек. Белсенді қуаттың генерациясын автоматты реттеуді күйге келтіру Желілік оператормен келісіледі, автоматика Желілік оператордың пәрмені бойынша жұмысқа енгізіледі.

694. ЖЭКГҚ іргелес желідегі асинхронды режим немесе жақын қысқа тұйықтаулар (симметриялық немесе ассиметриялық) тудырған желіге қосу нүктесінде желілік (фаза арасындағы) кернеудің құлауы кезінде желіге қосылған күйінде қалуы керек. Мұнда тиісті ЖЭК тұрақты жұмысының қажет етілетін талаптары 1-суретте көрсетілген "кернеу-уақыт" сипаттамасында анықталған.

695. ЖЭКГҚ автономдық іске қосу мүмкіншілігін қамтамасыз етуі керек. Мұнда ЖЭКГҚ-ні осы Қағидалардың 21-қосымшасы таблицасында келтірілген генерациялық модуль желіден ажырамай жұмыс істеу алу керек минималды мезгіл уақытта анықталған жиіліктер шектерінде желімен үйлестіру мүмкіншілігімен қамтамасыз ету керек.

696. ЖЭКГҚ жұмыс мүмкіншілігін оқшауланған режимде бөлінген жүктемемен бірге қамтамасыз етуі керек. Мұнда оқшауланған жұмыс жоғарыда көрсетілген уақыт аралығы мен жиіліктер шектерінде мүмкін болуы мүмкін.

697. ЖЭКГҚ реактивті қуат генерациясымен реттелуді қамтамасыз ететін, автоматпен жарықтанады:

а) кернеуді реттеу режимінде;

б) реактивті қуатты реттеу режимінде;

в) қуат коэффициентін реттеу режимінде.

Реттеудің көрсетілген режимдерінен қандай да біреуін орнатудың орындылығын Желілік оператор анықтайды.

698. ЖЭКГҚ осы Қағидалардың 21-қосымшасы 2-суретте көрсетілген шектерде реактивті қуатты реттеудің диапазондарын қамтамасыз етуі керек.

699. Осы Қағидалардың 21-қосымшасы 3-суретте көрсетілген шектерден тыс нүктеде қосылған кернеу төмендеген (немесе артқан) кезде реактивті қуаттың ең жоғарғы генерациясы (немесе ең жоғарғы тұтыну) режимінде ЖЭКГҚ жұмысы қамтамасыз етілуі керек.

700. ЖЭКГҚ бақылау-өлшеу жабдығына қойылатын талаптар:

1) ЖЭКГҚ станцияның автоматика жұмысын белгілейтін тиісті аппаратурамен, бұзушылықты тіркеуді қамтамасыз ететін және ауыспалы үдерістер мониторингін, қарқынды жүйенің және (өлшем) жай-күйін, сондай-ақ мына параметрлермен кернеу, белсенді қуат, реактивті қуат, жиілік, жел жылдамдығы, қоршаған орта температурасы, электр энергиясының сапасын, бақылайтын аппаратурамен жабдықталуы керек;

2) авариялық тіркеу жабдықтарын (параметрлерін) орнату, оның ішінде өлшеуді белсендендіру мен жиілігі межесін Желілік оператор қосуға арналған техникалық жағдайларда белгілейді;

3) динамикалық жүйені бақылау аппаратурасы және электрмен жабдықтау сапасын бақылау аппаратурасы Желілік операторды ақпаратқа қол жеткізуді қамтамасыз етуді қарастыруы керек. Деректерді беру хаттамасы қосуға арналған ТҚ-де, ЭШК немесе қандай да бір екі тарапты шарттардағы талаптар бойынша Желілік оператормен келісілуі керек.

701. ЖЭКГҚ құрылысы бойынша құрылыстың жобасын келісу сатысында Желілік операторға ЖЭКГҚ имитациялық модель, сондай-ақ имитациялық (есептік) модельде орындалған есептесулер, ЖЭКГҚ-нің Қазақстан Республикасының электр энергетикасы саласындағы заңнама талаптарына сәйкестігі ұсынылуы керек.

Имитациялық модель Желілік оператор анықтаған пішімде ұсынылуы мүмкін.

Параграф 2. Электр қозғалтқыштары

702. Электр қозғалтқыштарын, олардың іске қосылуын реттеуші және қорғану құрылғыларын пайдалану кезінде іске қосу мен жұмыс режимдерінде сенімді жұмысы қамтамасыз етіледі.

703. Электр станцияларының жеке қажеттіліктерінің шиналарында кернеу номиналды шамамен 100-105 % ұсталады. Қажет болған кезде олардың номиналды қуатын сақтау арқылы номиналды 90-110 % кернеуімен электр қозғалтқыштарының жұмысына жол беріледі.

Қоректендіру желісінің жиілігі өзгерген кезде номиналды мәнінің ± 2,5 % шегінде номиналды қуатпен электр қозғалтқыштарының жұмысына жол беріледі.

Электр қозғалтқыштарының номиналды қуаты, кернеудің бір мезгілде ± 10 % дейін ауытқуы және номиналды мәннің ± 2,5 % жиілігі кезінде, жоғары кернеумен және төменгі жиілікпен немесе төмендетілген кернеумен және жоғары жиілікпен жұмыс жағдайында, кернеу мен жиіліктің ауытқуының абсолюттік мәнінің сомасы 10 % аспағанда, сақталуы тиіс.

704. Электр қозғалтқыштары мен олардың жұмыс істеуіне әкелетін тетіктерге айналудың бағытын көрсететін меңзер қойылуы керек. Электр қозғалтқыштары мен оларды іске қосу құрылғыларында оған жататын агрегаттың атауы бар жазулар болуы тиіс.

705. Тозаңды үй-жайлар мен ылғалдығы жоғары үй-жайларда үрленетін электр қозғалтқыштары таза салқындатылған ауаны жеткізетін қондырғылармен жабдықталады. Электр қозғалтқыштары арқылы үрленетін ауа, сондай-ақ оның параметрлері (температура, қоспалардың болуы) зауыт нұсқаулықтарының талаптарына сәйкес келуі тиіс.

Салқындату трактісінің тығыздығы (ауа өткізгіштері электр қозғалтқыштарының корпусына ауа өткізгіштерінің қаптамаларын жалғау тораптары) жылына кемінде 1 рет тексеріледі.

Салқындатудың сыртқы желдеткіштерінің дара электр қозғалтқыштары негізгі электр қозғалтқыштарын қосу және ажырату кезінде автоматты түрде қосылады және ажыратылады.

706. Ротордың сумен салқындатылатын орамасы мен статордың белсенді болаты, сондай-ақ кіріктірілген сумен ауаны салқындататын электр қозғалтқыштары корпуста судың пайда болғаны туралы сигнализация беретін құрылғылармен жабдықталады. Жабдықтарды пайдалану және сумен салқындатылатын жүйенің аппаратурасы, конденсат пен су сапасын дайындаушы зауыт нұсқаулығының талаптарына сәйкес қамтамасыз етіледі.

707. Мойын тіректерді мәжбүрлеп майлайтын электр қозғалтқыштарындағы мойын тіректер ішпектерінің температурасы көтерілген кезде немесе майлаудың тоқтатылған кезінде, сигналға және электр қозғалтқышының ажыратылуына әсер ететін қорғаныш орнатылады.

708. Жылу механикалық жабдық үшін жауапты электр қозғалтқыштарының электр қорегінде үзіліс болған кезде (реттелетін айналу жиілігі бар электр қозғалтқыштарымен қоса), негізгі жабдықтың технологиялық режимінің тұрақтылығын сақтай отырып, жұмыс немесе қоректендірудің резервтік көзінен кернеуді қайта беру кезінде олардың топтық өздігінен іске қосылуы қамтамасыз етіледі.

Технологиялық және резервтік электр қозғау уақытын ұстай отырып белгіленетін қоректендірудің үзіліс уақыты 2,5 секундтан астам болмауы тиіс.

Жауапты тетіктердің тізбесін электр станциясының техникалық басшысы бекітеді.

709. Егер зауыт нұсқаулығында көп рет іске қосуға жол берілмесе, қысқа тұйықталған роторлары бар электр қозғалтқыштарды суық күйінде қатарынан 2 рет, ал ыстық күйінде – 1 рет қосуға рұқсат етіледі. Кейінгі іске қосуларға электр қозғалтқышының осы түрі үшін зауыт нұсқаулығында белгіленген уақыт ішінде электр қозғалтқыштарын салқындатудан кейін жол беріледі.

Электр қозғалтқыштарын негізгі қорғанулардан ажырату кезінде электр қозғалтқыштарын қайта қосу оқшаулама кедергісінің бақылау мақсатымен өлшеу жүргізу мен тексеруден кейін жол беріледі.

Резерві жоқ жауапты тетіктер үшін қозғалтқыштың сыртқы қарауынан кейін жол беріледі.

Ажырату себептерін анықтағанға дейін резервтік қорғалған жағдайда қозғалтқыштарды қайта қосуға жол берілмейді.

710. Ұзақ уақыт бойы резервтегі электр қозғалтқыштарын және резервті қосудың автоматты құрылғыларын техникалық басшы бекіткен кесте бойынша механизмдермен бірге қаралады және сыналады. Бұл ретте жылытылмайтын, сыртта орнатылатын электр қозғалтқыштарының статор орамасының оқшаулама кедергісі мен абсорбция коэффициенті тексеріледі.

711. Электр қозғалтқыштарының мойын тіректерінде өлшенген, механизмдермен буындасқан тік және көлденең дірілді (діріл жылдамдықтың орташа квадраттық мәні немесе тербелістің екі еселі амплитудасы) дайындаушы зауыт нұсқаулықтарында көрсетілген мәннен аспауы тиіс.

Технологиялық құжаттамада мұндай нұсқаулар болмаған кезде, механизмдермен буындасқан электр қозғалтқыштарының мойынтіректеріндегі дірілдің өлшенген көлденең және тік құрауыштары осы Қағидалардың 22-қосымшасына сәйкес мәнінен жоғары болмауы тиіс.

Көмірді үгетін механизмдермен, түтін сорғыштармен және айналатын бөлшектері тез тозуға бейім басқа да механизмдермен буындасқан электр қозғалтқыштары үшін, сондай-ақ пайдалану мерзімі 15 жылдан асқан электр қозғалтқыштары үшін діріл көтерілу себептерін жоюға қажетті уақыт ішінде электр қозғалтқыштары мойын тіректерінің жоғары дірілімен агрегаттардың жұмыс істеуіне жол беріледі. Осы шарттар үшін діріл нормалары осы Қағидалардың 692-тармағында келтірілген мәнінен жоғары болмауы тиіс.

Негізгі механизмдердің дірілін өлшеу мерзімділігі электр станциясының техникалық басшысы бекіткен кестеге сәйкес белгіленеді.

712. Электр қозғалтқыштарының жүктемесін, қыл аппаратын, дірілін, электр қозғалтқышы элементтерінің және салқындатылатын орталарының (статордың орамасы мен өзекшесін, ауаны, мойын тіректі) температурасын қадағалауды, мойын тіректерді (майды талап ететін деңгейде ұстау) және салқындатылатын ауаны, суды ауа салқындатқышына және орамаларға жеткізу құрылғыларын күтіп ұстауды, сондай-ақ электр қозғалтқыштарын іске қосу мен тоқтату операцияларын механизмге қызмет көрсететін цехтың кезекші персоналы жүргізуі қажет.

Салқындатылатын камералар арқылы жетекші ток сымдары жүргізілген кезде осы камералар шегінде салқындату схемаларын қадағалау мен қызмет көрсетуді электр цехының персоналы жүргізуі қажет.

713. Адамдар жазатайым жағдайға ұшыраған кезде, электр қозғалтқышының корпусынан, оның іске қосу және қоздыру қондырғыларынан түтін немесе от шыққан кезде, іске қосылған механизм бұзылған кезде электр қозғалтқыштары дереу желіден ажыратылады.

Электр қозғалтқыштар резервті қозғалтқыш іске қосылғаннан кейін (егерде ол болса) тоқтатылады:

1) жанған оқшауламаның иісі пайда болғанда;

2) электр қозғалтқышының немесе механизмінің дірілі күрт өскенде;

3) мойын тірек температурасының шектен тыс жоғарылауы;

4) жол берілетін мәнінен жоғары қайта жүктеу;

5) электр қозғалтқышының бұзылу қаупі (су құйылу, булану, қалыпсыз емес шу).

714. Қуаты 100 Вт жоғары айнымалы тогы бар электр қозғалтқыштары үшін, сондай-ақ технологиялық қайта жүктеуге бейім электр қозғалтқыштарының механизмдері үшін статор тогын бақылау қамтамасыз етіледі.

Тұрақты ток электр қозғалтқыштарындағы отынды қоректендіру жетегі, турбиналардың авариялық май сорғылары мен білік тығыздағыштары үшін олардың қуаттылығына қарамастан, якор тогы бақыланады.

715. Электр қозғалтқыштарының профилактикалық сынақтарын өткізу мен жөндеуді, жөндеу кезінде оларды алып тастау мен орнатуды, жылу автоматикасы мен өлшеу цехы (бұдан әрі - ЖӘӨ) қызмет көрсететін электр қозғалтқыштардың ысырмасынан басқа, электр цехының персоналы жүргізуі қажет.

716. Агрегатты орталықтандыру мен теңгерімдеуді, байланыстырушы муфталарды, шығарылатын мойын тіректерді жөндеу мен орнату; май жүйесінің, іргетастары мен жақтауларының, электр қозғалтқыштарының сырғу мойын тіректерінің ішпектерін жөндеу (мойын тіректерді мәжбүрлеп майлау кезінде); ауаны, сондай-ақ суды ауа салқындатқыштарға, орамаларға және электр қозғалтқышының басқа да элементтеріне жеткізу құрылғыларының; электр қозғалтқышының статорына кіріктірілмеген салқындатқыштарды жөндеумен орнатуды іске қосылатын механизмге қызмет көрсететін цех персоналы немесе осы электр станциясында жабдықты жөндеуші мердігерлік ұйымның персоналы жүргізеді.

Электр қозғалтқыштарын профилактикалық сынақтан өткізу мен өлшеу электр жабдықтарын сынаудың көлемі мен нормаларына сәйкес ұйымдастырылады.

Параграф 3. Күш трансформаторлары мен майлы шунттау реакторлары

717. Трансформаторларды (автотрансформаторларды) пайдалану кезінде және майлы реакторларды шунттайтын олардың сенімді жұмысы шарттарын орындайды. Жүктеме, кернеу деңгейі, бөлек трансформатор (реакторлар) элементтерінің температурасы, сай мен изоляция параметрлер сипаттамасының мағынасы белгіленген норма шегінде қамтамасыз етіледі, салқындату құрылғылары, кернеуді реттеу, басқа элементтер дұрыс жайында болады.

Газбен қорғану құрылғыларымен жабдықталған трансформаторлар (реакторлар) қақпағы газ реле бағытында кемінде 1 %, ал май өткізгіш кеңейткіш бағытында – кемінде 2 % көтерілетіндей орнатылуы тиіс

718. Өрт сөндірудің стационарлық жүйелері, май қабылдағыштар, май бөлгіштер және май жинағыштар жарамды күйде болуы тиіс.

719. Сыртқа орнатылатын трансформаторлар мен реакторлардың бактарында станциялық (қосалқы станциялардың) нөмірлері көрсетіледі. Мұндай нөмірлер есіктерде және трансформаторлық пункттер мен камералардың ішінде болуы тиіс.

Бір фазалы трансформаторлар мен реакторлар бактарында фазаның түсі жағылады. Сыртқа орнатылатын трансформаторлар мен реакторлар атмосфераға және майға төзімді бояудың ашық түсімен боялуы тиіс.

720. Трансформаторлардың (реакторлардың) салқындату құрылғыларының электр қозғалтқышын қоректендіру екі энергия көзінен алынады, ал майдың мәжбүрлі айналымы бар трансформаторлар (реакторлар) үшін – АВР қолдана отырып жүзеге асырылады.

721. Трансформаторлардың жүктемесімен кернеуді реттеу (бұдан әрі – ТКР) құрылғылары автоматты режимде жұмыс істеуі тиіс. Энергия объектінің техникалық басшысының шешімімен, егер желідегі тербелістер электр энергиясын тұтынушылардың талаптарына сай болса, ТКР-ді басқару пультінен қашықтықтан қайта қосу арқылы кернеуді реттеудің автоматты емес режимін орнатуға болады.

Кернеудегі трансформатордың ТКР құрылғысын қолмен (тұтқышпен) ауыстырып қосуға болмайды.

722. Трансформаторлық қосалқы станциялардың желдеткіштері мен камералары трансформаторлардың жұмысын барлық нормаланған режимдерде қамтамасыз етеді.

723. Ауа мен майдың мәжбүрлі айналымы бар трансформаторлар мен реакторларда (ДЦ түрінің салқындатуы) және су мен майдың мәжбүрлі айналымы бар (Ц түрінің салқындатуы) трансформаторларда салқындату құрылғылары трансформатор мен реактордың қосылуымен (ажыратылуымен) бір уақытта автоматты түрде қосылуы (ажыратылуы) тиіс. Майдың мәжбүрлі айналымы жүктемеге қарамастан үздіксіз болуы тиіс. Салқындату жүйесін қосу (ажырату) тәртібі дайындаушы зауыт нұсқаулығында белгіленеді.

Майдың айналымын, салқындатылатын суды тоқтату туралы немесе желдеткішті тоқтату туралы сигнализация құрылғыларын жұмысқа қоспай, жасанды салқындату арқылы трансформаторлар мен реакторларды пайдаланылуға жол берілмейді.

724. Ауаның мәжбүрлі айналымы мен майдың табиғи айналымы (Д салқындату жүйесі) бар трансформаторларда желдеткіштердің электр қозғалтқыштары май температурасы 55 ⁰С жеткен кезде, номиналды жүктемеде май температурасына қарамастан, автоматты түрде қосылуы қажет және егер ток жүктемесі номиналдыдан аз болса, май температурасы 50 ⁰С дейін төмендеген кезде ажыратылады.

Үрлемелі ажыратылған трансформаторлардың жұмыс шарттары жағдайы дайындаушы зауыт нұсқаулығымен белгіленеді.

725. Трансформаторлардың май-су мен салқындату кезінде май салқындатқышындағы май қысымы ондағы су айналымының қысымынан трансформатор кеңейткішіндегі майдың деңгейі өте төмен болған кезде 0,1 кгс/см² (10 кПа) аспауы тиіс.

Су айналымының жүйесі жұмыс май сорғылары қосылғаннан кейін жоғары май қабаттарының температурасы 15 ⁰С төмен болмаған кезде қосылуы және май температурасы, егер дайындаушы зауыттың техникалық құжаттамасында өзгеше жазылмаған болса, 10 ⁰С дейін төмендегенде ажыратылуы тиіс.

Май салқындатқыштарының, сорғылар мен су магистральдарының мұз болып қатып қалуының алдын алу үшін шаралар көзделеді.

726. Жұмыс істемейтін трансформатордың (реактордың) кеңейткішіндегі май трансформатордағы (реактордағы) май температурасына сәйкес белгілі деңгейінде болуы тиіс.

727. Номиналды жүктемеде майдың жоғарғы қабатының температурасы трансформатор мен реакторда ДЦ салқындатумен – 75 ⁰С жоғары емес, М табиғи маймен салқындатылған және Д салқындатуымен – 95 ⁰С жоғары емес; ал Ц салқындатылған трансформаторлардағы май салқындатқышқа ағызар алдында майдың температурасы 70 ⁰С жоғары болмауы тиіс.

728. Трансформаторлардың жұмысы ораманың номиналдыдан 10 % жоғарғы кез келген тарамдануындағы кернеуде жалғаса береді. Бұл ретте кез келген орамадағы кернеу жұмыс кернеуінен жоғары болмауы тиіс.

Тарамдалған автотрансформаторларға қысымды реттеу және реттеуіш трансформаторлармен жұмыс жасау үшін мүмкін болатын шама дайындаушы - зауыт тарапынан анықталады.

729. Май трансформаторлары үшін, егер жарықтандыруға арналған кернеу номиналдыдан аспайтын болса, жарықтандыру номиналды тогының 5 % әрбір орама тогы бойынша ұзақ жүктеуге жол беріледі.

Сонымен қатар, жұмыс режиміне байланысты трансформаторларға шамадан тыс жүйелік жүктеулерге жол беріледі, олардың мәндері мен ұзақтығы трансформаторларды қолданудың типтік нұсқаулығы және дайындаушы зауыттардың нұсқаулықтарында реттеледі.

Автотрансформаторларда, генератор, синхронды компенсатор немесе жүктеме жалғанған, төмен кернеу орамасына жоғары кернеу орамасының жалпы бөлігінің тогын бақылауды ұйымдастыру керек.

730. Апаттық жағдайларда трансформаторларды номиналды токтан жоғары қысқа мерзімде қайта жүктеудің нормалары осы Қағидалардың 22-қосымшасына сәйкес трансформаторларды барлық салқындату жүйелерінде алдыңғы жүктеудің ұзақтығы мен мәніне қарамастан барлық салқындату жүйелері кезінде жоғары номиналды ток трансформаторларын қысқа мерзімге жүктеуге жол беріледі.

731. Салқындату құрылғыларын авариялық ажырату кезінде трансформатор жұмыстарының шарттары зауыт құжаттамалардың талаптарымен анықталады.

732. Мынадай салқындату жүйелері арқылы трансформаторларды номиналды жүктемеге қосуға болады:

1) ауаның кез келген төмен температуралары кезіндегі М және Д;

2) қоршаған ортаның температурасы 25 ⁰С төмен болмаған кезде ДЦ және Ц.

Температурасы шамадан тыс төмен болған кезде трансформатор қуатқа шамамен 0,5 шамасында номиналды қосу арқылы алдын ала майдың жоғарғы қабатының 25 ⁰С дейін жылытылуы қажет, осыдан соң майды циркуляциялау жүйесі іске қосылады. Авариялық жағдайларда трансформаторды қоршаған ортаның температурасына қарамай; зауыттың нұсқаулығына сәйкес трансформаторларының орамаларында бағытталған май ағымы бар салқындату жүйесінде толықтай қуатпен іске қосуға болады.

733. ТКР трансформаторлардың ажыратып-қосу құрылғысын майдың жоғарғы қабаттарының температурасы минус 20 ⁰С және одан жоғары (ТКР қондырғыларының жүктелген резисторлары үшін) және минус 45 ⁰С және одан жоғары (ток шектеуші бар ТКР қондырғылары үшін, сондай-ақ трансформатор бағының сыртындағы тіректік оқшаулатқыш жылу құрылғылары үшін) болғанда жұмысқа қосуға болады.

ТКР қондырғыларын пайдалану дайындаушы зауыттардың нұсқаулықтарындағы талаптарға сәйкес ұйымдастырылуы қажет.

734. Ток көздерінің сенімділігі мен энергия шығынының минимумы ескерілген жүктеме кестесіне байланысты әрбір электр қондырғылары үшін бір уақытта жұмыс істеп тұрған трансформаторлардың саны анықталуы тиіс.

Кернеуі 15 кВ дейін электр қуатын тарату желілерінде жоғары және төмен жүктеме кезіндегі трансформаторлардың кернеулері мен жүктемелерін өлшеу ұйымдастырылады. Өлшеу мерзімі мен мерзімділігін энергия объектінің техникалық басшысы белгілейді.

735. Бөлінген төмен кернеулі орамасы бар, ораманың осы бөліктері мен осы бөліктердің параллель қосылыстарының кернеуі бірдей болған кезде, екі орамды трансформаторлардың жұмысына рұқсат етіледі.

736. Автотрансформаторлар мен реакторлардың қуаты 110 кВ және одан жоғары, сондай-ақ трансформаторлардың қуаты 330 кВ және одан жоғары орамаларының бейтараптағыштары жерге тұйықталған режимде жұмыс істеуі қажет.

Трансформаторлар мен автотрансформаторлардың бейтараптағышын арнайы реакторлар арқылы жерге тұйықтауға жол беріледі.

Сынақ кернеуі 110 және 220 кВ трансформаторлар тиісінше жерге тұйықталған бейтараптағышы мен қуаты 100 және 200 кВ оны тоқтан ажырату арқылы қорғау кезінде істей алады.

Негіздеме кезінде есеп разрядтағышпен қорғалған, 85 кВ бейтараптағышының сынау кернеуімен 110 кВ трансформаторларының жерге қосылмаған бейтараптағышымен жұмысқа жол беріледі.

737. Газ релесінің сигналы істеген кезде трансформатордың (реактордың) сырты қаралады, жануын талдау және тексеру үшін реледен газ алынады. Персоналдың қауіпсіздігін қамтамасыз ету үшін реледен газ алу кезінде және оның іске қосылу себебін анықтау кезінде трансформатор (реактор) қуатсыздандырылады және ажыратылады. Трансформаторды қуатсыздандыру және ажырату бойынша іс-шаралардың орындалу уақыты барынша қысқа болуы тиіс.

Егер реледегі газ жанбайтын болса, трансформатордың (реактордың) зақымдалу белгілері жоқ болса, ал оның ажыратылуы электр энергиясының толықтай өтуін тоқтатса, трансформатор газ релесінің іске қосылу себебін анықтағанға дейін дереу қосылуы мүмкін. Трансформатордың (реактордың) жұмыс істеу ұзақтығын энергия объектінің техникалық басшысы белгілейді.

Газ релесінен шыққан газ талдамасының, майдың хроматографиялық талдамасының нәтижелерімен, басқа да өлшемдердің (сынақтардың) нәтижелері бойынша газ релесінің іске қосылу себебін анықтау, трансформатордың (реактордың) техникалық жай-күйі мен оның қалыпты қолданылу мүмкіндігін анықтау қажет.

738. Трансформатор (реактор) автоматты түрде ажыратылған кезде ішкізақымданудан қорғай отырып, әсерінен трансформаторды (реакторды) қарау, сынау, газ, май талдамасын жасау, анықталған бұзушылықтар жойылған соң ғана іске қосуға болады.

Трансформаторды (реакторды) қорғау арқылы ажыратқан кезде, оның зақымдалуына байланысты емес әрекеттер жасалмаса, ол тексерусіз қайтадан іске қосылуы мүмкін.

739. Қуаттылығы 1 МВА және одан жоғары трансформаторлар мен реакторлар термосифондық немесе адсорбциондық сүзгілерде майды үздіксіз регенерациялау жүйесімен пайдаланылады.

Трансформаторлардың (реакторлардың) кеңейткіштеріндегі, сондай-ақ ТКР құрылғысының багындағы немесе кеңейткішіндегі май айналадағы ауамен тікелей жанасудан қорғалады.

Майдың ылғалдануының алдын алатын арнайы құрылғылармен жабдықталған трансформаторлар мен реакторлардағы мұндай құрылғылар трансформатордың жұмыс істеу режиміне қарамастан, үнемі қосылып тұруы тиіс. Көрсетілген құрылғыларды пайдалану дайындаушы зауыттың нұсқаулықтарына сәйкес ұйымдастырылады. Маймен толтырылған ыдыстардағы май қышқылдану мен ылғалданудан қорғалады.

740. Трансформаторды (реакторды) желіге қосу толық кернеуді қосу арқылы жүзеге асырылады.

Генератормен блокта жұмыс істейтін трансформаторлар қуаты нөлден бастап көтерілетін генератормен бірге іске қосылуы мүмкін.

741. Трансформаторларды (реакторларды) ажыратусыз тексеру энергия объектінің техникалық басшысы олардың аталуы, орнату орны мен теникалық жай-күйіне байланысты белгіленген мерзім арасында жүргізеді.

742. Трансформаторлар мен реакторларды және олардың құрамдас бөліктерін (ТКР, салқындату жүйесі) жөндеу (күрделі, ағымдағы) жұмыстары олардың сынау және сыртқы тексеру барысында анықталатын техникалық жай-күйіне байланысты қажеттілігі бойынша жүргізіледі. Жөндеу жұмысын жүргізу мерзімін энергия объектінің техникалық басшысы белгілейді.

743. Трансформаторлардың (реакторлардың) профилактикалық сынақтары электр жабдықтарын сынау нормалары мен өлшемдері және зауыт нұсқаулықтары бойынша ұйымдастырылады.

Параграф 4. Тарату құрылғылары

744. Тарату құрылғыларының (бұдан әрі – ТҚ) барлық түрлері мен кернеулерінің электр жабдықтары номиналды деректер бойынша номиналды режимде де және қысқа тұйықталу, аса артық кернеу мен нормаланған қайта жүктеу кезінде де жұмыс шарттарына сәйкес болуы тиіс.

ТҚ-ға қызмет көрсетуші персоналда әдеттегі және апаттық жағдайлардағы электр жабдықтарының жұмыс режимі бойынша схемалар мен нұсқаулықтар болуы тиіс.

Кернеуі 330 кВ және одан жоғары ТҚ стационарлық, жылжымалы немесе инвентарлы экрандар ретінде биологиялық қорғану құралдарымен, сондай-ақ жекелеген қорғану құралдарымен жабдықталады. Кернеуі 330 кВ және одан жоғары ТҚ мен қызмет көрсетуші персоналда 1,8 м деңгейлі жер үстіндегі ашық тарату қондырғыларының (бұдан әрі – АТҚ) алаңында электр өрісінің кернеуін тарату картасы болуы тиіс.

745. Электр жабдығын оқшаулау класы желінің номиналды кернеуіне сәйкес болуы тиіс, ал ток кернеуінің күші артуынан қорғау қондырғылары электр жабдықтарын оқшаулау деңгейіне сәйкес болуы тиіс.

Жобалау сатысында ластанған атмосферасы бар жерлердегі электр жабдықтарын орнатуда қорғаудың қосымша шараларынсыз сенімді жұмысты қамтамасыз ететін оқшаулауға болатын жабдық таңдап алынады.

Лас атмосфералы жерлердегі ластануға қарсы тұра алмайтын оқшаулағышы бар жабдықтарды пайдалану кезінде оқшаулаудың сенімді жұмысын қамтамасыз ететін шаралар жүзеге асырылады: ашық тарату құрылғыларында (бқдан әрі – АТҚ) – гидрофоб пасталарымен жабылған, тазартылған, жуылған; жабық тарату құрылғыларынында (бұдан әрі – ЖТҚ) – тозаң мен зиянды газдың кіріп кетуінен қорғау; сыртта орнатылған жинақтаушы тарату құрылғыларында (бұдан әрі – ЖТҚ) – шкафтарды тығыздау, гидрофоб пасталарымен оқшаулағышын өңдеу мен қолмен немесе автоматты басқаруға болатын электр жылыту құрылғыларын орнату.

746. Жаз мезгілінде ЖТҚ үй-жайының ішіндегі ауа температурасы 40 ⁰С жоғары болмауы тиіс. Ол температурадан асып кеткен жағдайда жабдық температурасын төмендету немесе ауаны салқындату шаралары қолданылады. Элегаз оқшаулағышы бар жинақтаушы тарату құрылғыларының (бұдан әрі – ЭЖТҚ) үй-жайларындағы температура дайындаушының пайдалану техникалық құжаттамасының талаптарына сәйкес болуы тиіс.

747. ЖТҚ үй-жайына, ЖТҚ камераларына жануарлар мен құстардың кіріп кетпеу шаралары қолданылады.

Едендерінің беткі қабаты цемент тозаңы пайда болмайтындай болуы тиіс. ЭЖТҚ ұяшықтары орнатылған ТҚ үй-жайлары, сондай-ақ олардың жөндеу жұмысы мен техникалық қызмет көрсетуге арналған үй-жайлары басқа үй-жайлардан және көшелерден оқшауланады. Қабырғалар, еден мен төбелері тозаң өткізбейтін сырмен сырлануы тиіс. ЭЖТҚ үй-жайларын жинастыру ылғалды немесе вакуум жолымен жүргізіледі. Үй-жайлар ауаны ағынды соратын желдеткішпен жабдықталады.

748. Ағаштар мен ТҚ-ның ток жүргізілген бөліктері арасындағы жабылу қаупі болмау үшін арақашықтығы сақталуы тиіс.

749. Кабельдік арналар мен АТҚ мен ЖТҚ жер лоткалары жанбайтын плиталармен жабылуы тиіс, ал кабелдік арналар, туннельдерден, қабаттар мен кабел бөліктері арасындағы өткізгіштерден кабелдері шығатын орындар жанбайтын материалмен тығыздалуы тиіс.

Туннельдер, жертөлелер, арналар таза күйде күтіп-ұсталуы тиіс, ал дренаждық құрылғылар судың кедергісіз ағуын қамтамасыз етеді.

750. Май қабылдағыштар, май жинағыштар, гравий сепкіштер, дренаждар мен май ағызғыштар жарамды күйде сақталады.

751. Май ажыратқыштардағы, өлшеу трансформаторлары мен кіреберістегі май деңгейі қоршаған ортаның температурасы өте жоғары және өте төмен болған кезде май көрсеткіштерінің межелік шеңберінде сақталады. Герметикалық емес кіреберістегі майы ылғалдану мен қышқылданудан қорғалуы тиіс.

752. Ұйымның техникалық басшысымен бекітілген кесте бойынша ТҚ-дағы шиналардың ажырамайтын қосылуларының температурасы бойынша бақылау ұйымдастырылуы қажет.

753. Кернеуі 3 кВ және одан да жоғары ТҚ ажыратқыштардың қате операцияларының мүмкіншіліктерінің алдын алушы блокпен, бөлшектеушілермен, жинақтаушы ТҚ-ның (ЖиТҚ) тегістеу арбаларымен және жерге тұйықтау пышақтарымен жабдықталады. Пломбалау құрылғылары бар блок кілттері әрдайым пломбаланады.

754. Қоршалмайтын бағаналы трансформаторлы қосалқы станцияларда, ауыстыратын-қосқыш пункттер мен басқа да құрылғыларда ажыратқыш сымдар мен төмен кернеулі қалқан шкафтары кілтпен құлыпталуы тиіс.

Қызмет көрсету алаңдарының стационарлық баспалдақтары ажыратқыштармен блокталады және кілтпен құлыпталады.

755. Кернеулі 3 кВ және одан жоғары ТҚ-ны жерге тұйықтау үшін стационарлық жерге тұйықтау пышақтары қолданылады. Жинақтау немесе конструкциялау шарттары бойынша орнатылуы мүмкін емес жерге тұйықтау пышақтары бар жұмыс істеп тұрған электр қондырғыларында жерге тұйықтау жылжымалы жерге тұйықтаулар арқылы жүзеге асырылады.

Жерге тұйықталушы жетек тұтқыштары қызыл түспен, ал жерге тұйықтау пышақтары ақ және қызыл түспен боялуы тиіс.

756. ЖТҚ камераларының есіктері мен ішкі қабырғаларында, АТҚ жабдықтарында, ЖиТҚ-ның сыртқы және ішкі бөліктерінде, сондай-ақ қалқан панельдерінің беткі және келесі беттерінде қосылулар мен олардың диспетчерлік атаулары көрсетілген жазбалар болуы тиіс.

ТҚ есіктерінде электр қондырғыларында пайдаланылатын қорғаныс құралдарын пайдалану мен сынау бойынша сақтандыру белгілері орнатылады.

Сақтандыру қалқандары мен (немесе) қосылу сақтандырғыштарында орнатудың номиналды тогы көрсетілген жазба болады. Жабдық корпусының металл бөліктеріндегі фазалар әр түрлі түспен белгіленеді.

757. ТҚ-да жылжымалы жерге тұйықтау, жазатайым оқиғалардан зардап шеккендерге алғашқы көмек көрсету құралдары, қорғану және өртке қарсы құралдары болуы тиіс.

Жедел-көшпелі бригадаларға (бұдан әрі – ЖК) қызмет көрсетуші ТҚ үшін жылжымалы жерге тұйықтау, алғашқы көмек көрсету құралдары, қорғану және өртпен қорғау және өртті сөндірудің алғашқы көмек құралдары ЖК-да болуы мүмкін.

758. Желіден ажыратылмай ТҚ жабдықтарын тексеру ұйымдастырылады:

1) үнемі кезекші персонал болатын объектілерде: 1 тәулікте кемінде 1 рет, разрядтарды анықтау, қаптау үшін тәуліктің қараңғы мерзімінде – айына кемінде 1 рет;

2) персоналдың тұрақты кезекшілігісіз объектілерде – айына кемінде 1 рет, трансформаторлық және тарату пункттерінде – 6 айда кемінде 1 рет.

Қолайсыз ауарайы кезінде (қою тұман, дымқыл қар, көктайғақ) немесе АТҚ-да қатты ластануында, сондай-ақ қысқа тұйықталу кезінде жабдық ажыратылғаннан кейін қосымша тексеру ұйымдастырылады.

Барлық байқалған олқылықтар туралы жазба жүргізіледі және жоғары тұрған оралымды-диспетчерлік және инженерлік-техникалық персоналға хабарланады. Олқылықтар қысқа уақыт ішінде жойылады. Ток сымдарының сыртқы тексеруі электр станцияларында күн сайын жүргізіледі. Сыртқы түсін өзгерту кезінде ток сымы ажыратылуы тиіс.

Ажыратқыштар мен бөлгіштерді басқару шкафтарының, 2 м және одан жоғары биіктікте орналасқан жоғарғы бөлігінің стационарлық қызмет көрсету алаңдары болуы тиіс.

759. Ажыратылған ауа ажыратқыштардағы сығылған ауаның шығып кетуі байқалған кезде оларға сығылған ауаны берудің тоқтатылуы схемасын бұзатын ажыратқыштардан кернеуді алғаннан кейін ғана жүзеге асырылады.

760. Релелік қорғанышпен, автоматика, байланыс және телемеханика құрылғыларының аппаратуралары бар шкафтарында, басқару шкафтары мен ауа ажыратқыштарының тарату шкафтарында, сондай-ақ май ажыратқыштарының жетектерінде, бөлгіштерінде, қысқа тұйықтағыштар мен ТҚ-да орнатылған бөліктерінің қозғалтқыш жетектерінің шкафтарында электр жылыту құрылғылары болуы тиіс.

Май ажыратқыштар бактердің түбі мен қоршаған ауа температурасының төмендеуі кезінде қосылатын корпустарын электр жылыту құрылғысымен жабдықталады.

761. Қоршаған ауаның қысқы температурасы төмен (минус 25-30 ⁰С төмен) өңірлерде орнатылған май-бак ажыратқыштарында арктикалық май қолданылады немесе ажыратқыштар ауа температурасының төмендеуі кезінде қосылатын майды электр жылыту құрылғыларымен жабдықталады.

Ажыратқыштардың жетектерін басқару электр магниттерді қоректендіру схемаларында ұзақ ток тұйықталуынан қорғалуы қарастырылады.

762. Кернеуі 6-10 кВ ЖиТҚ ЖиТҚ шкафтарының ішіндегі доға тәрізді қысқа тұйықталудан тез қорғалады.

763. Автоматтық басқару, қорғаныс және ауа дайындайтын қондырғының сигнал жабдығы, сондай-ақ сақтандырғыш клапандары жүйелі түрде тексеріледі және реттеледі.

764. Коммутациялық аппараттар үшін сығылған ауаны кептіру термодинамикалық жолмен жүзеге асырылады.

Сығылған ауаны кептіру коммутациялық аппаратардың номиналды компрессорлық және номиналды жұмыс қысымы арасындағы еселіктің өзгеруі кезінде номиналды жұмыс қысымы 20 кгс/см² (2 МПа) аппараттары үшін кемінде екі және номиналды жұмыс қысымы 26-40 кгс/см² (2,6-4 МПа) аппараттары үшін кемінде төрт сияқты талап етілетін деңгеймен қамтамасыз етіледі.

Ылғал құрамын азайту мақсатында сығылған ауаны сорып құрғату әдістерін қосымша қолдану ұсынылады.

Компрессорлы қысымы 40-45 кгс/см² (4-4,5 МПа) барлық ауа жинақтаушысынан ылғал 3 тәулікте кемінде 1 рет, ал әдеттегі кезекші персонал болатын объектілерде – ұйымның техникалық басшысымен бекітілген кесте бойынша шығарылады.

Ауа жинақтағыштардың түбі және шығару тиегі жылытылады және сырттағы ауаның температурасы төмендеген кезде мұздың еруі үшін қажетті уақытта қосылатын электр жылыту құрылғысымен жабдықталады.

Қысымы 230 кгс/см² (23 МПа) баллон топтарының конденсат жинағынан ылғалды кептіру компрессорлардың әрбір шығаруы кезінде автоматты түрде жүзеге асырылады. Ылғалдың қатуынан сақтану үшін баллондардың төменгі бөліктері мен конденсат жинақтары электр жылытылатын жылу оқшаулағыш камерасына орнатылуы тиіс.

Сығылған ауаны тазалау блогінің ылғал бөлушісі (бұдан әрі – АТБ) тәулігіне кемінде 3 рет үрленеді. Құрғату дәрежесін – АТБ-дан шығатын жердегі ауаның шық нүктесін тексеру тәулігіне 1 рет жүргізіледі. Шық нүктесі қоршаған орта ауасының температурасы қалыпты болған кезде минус 50 ⁰С жоғары болмауы және температурасы төмен болған кезде 40 ⁰С жоғары болмауы тиіс.

765. Ауа ажыратқыштар мен басқа да аппараттардың резервуарларын, сондай-ақ ауа жинақтағыштар мен баллондарды Қазақстан Республикасының өндірістік қауіпсіздік саласынлағы заңнама талаптарына сәйкес пайдалану ұсынылады.

Ауа ажыратқыштар мен жоғары кернеулі басқа да аппараттардың резервуарлары уәкілетті органдарда тіркелмейді.

Ауа жинақтағыштар мен компрессорлық қысым баллондарының ішкі тексеруі мен гидравликалық сынағы нормативтік актілерге сәйкес жүргізіледі. Ауа ажыратқыштар мен басқа да аппараттардың резервуарларының ішкі тексеруі орташа жөндеу жұмысы кезінде жүргізіледі.

Ауа ажыратқыштарының гидравликалық сынақ резервуарлары тексеру кезінде резервуарлардың тұрақтылығына күмән келтіретін ақаулар байқалған ауа жинақтағыштары мен компрессорлық қысым баллондарының ішкі тексеруі мен гидравликалық сынағы нормативтік актілерге сәйкес жүргізіледі. Ауа ажыратқыштары мен басқа да аппараттардың резервуарларының ішкі тексеруі орташа жөндеу жұмысы кезінде жүргізіледі.

Ауа ажыратқыштарының гидравликалық сынақ резервуарлары тексеру кезінде резервуарлардың тұрақтылығына күмән келтіретін ақаулар байқалған жағдайда жүргізіледі. Резервуарлардың ішкі қабаттарының коррозияға қарсы қабаты болуы тиіс.

766. Ауа ажыратқыштар мен басқа да коммутациялық аппараттардың жетектерінде қолданылатын сығылған ауа әрбір ауа ажыратқышының тарату шкафтарында орнатылған сүзгілердің көмегімен механикалық қоспадан тазартылады. Ауаны дайындау желісін монтаждау аяқталғаннан кейін ауа ажыратқыштардың және басқа да аппараттардың жетектерінің резервуарларын алғаш рет толтыру алдында барлық ауа өткізгіш үрленуі тиіс.

Пайдалану процесінде сығылған ауаның ластануынан сақтандыру үшін:

1) қоршаған ортаның температурасы жоғары болған кезде магистралды ауа құбырлары – 2 айда кемінде 1 рет;

2) желіден тарату шкафтарына дейін және шкафтардан ажыратқыштардың әрбір полюсінің резервуарларына және аппараттан ажыратылған басқа да аппараттардың жетектеріне дейін ауа құбырларын дәнекерлеу - аппараттың әрбір орташа жөндеу жұмысынан кейін;

3) ауа ажыратқыштарының резервуарлары – ағымды және орташа жөндеу жұмысынан кейін үрленеді.

767. Ауа ажыратқыштарында оқшаулағыштардың ішкі қабатының (нұсқаулықтары бар ажыратқыштар үшін) желдеткішінің бар екендігі мерзімді тексеріледі.

Тексеру мерзімділігі дайындаушы зауыттардың ұсыныстарының негізінде белгіленеді.

Резервуарлардан сығылған ауаны шығарғаннан кейін және ажыратқыш оқшаулағышын желдету аяқталғаннан кейін оны желіге қосар алдында желдету жүйесі арқылы ауаны үрлей отырып кептіріледі.

768. ЖиТҚ мен ЖТҚ үй-жайларында элегаз концентрациясын бақылау еден деңгейінен 10-15 см биіктікте арнайы құралдардың көмегімен жүргізіледі.

Үй-жайлардағы элегаз концентрациясы дайындаушы-зауыт аппараттарының нұсқаулығында көрсетілген нормадан аспауы тиіс.

769. Ажыратқыштар мен олардың жетектері қосу және ажырату сілтемелерімен жабдықталады.

Кіріктірілген жетекпен немесе ажыратқыштан шылқыған (қабырғамен) мөлдiр емес қоршаумен ол бөлмеген тiкелей жақындық орналасқан жетекпен ажыратқыштарда бiр көрсеткiштi қоюға жол беріледі - ажыратқыш немесе жетекте. Сыртқы түйiспелер қабырға iшiне салған немесе қоршалмаған жетек ажыратқыштағы көрсеткiштiң қосқан жағдай, бар болуы мiндеттi емес ашық көрсететiн ажыратқыштарда.

Ажыратқыштардың, жерге тұйықтау пышақтарының, бөлгiштердің, қысқа тұйықтағыштар мен қабырға арқылы аппараттардан бөлінген басқа да аппараттардың жетектерiнің қосу және ажырату сілтемелері болуы тиіс.

770. Вакуумды доға әрекетін тоқтататын камералар (ВДК) дайындаушы зауыттардың нұсқаулықтарымен белгіленген көлемде және мерзімде сыналады. Кернеуі 20 кВ жоғары амплитудалы мәнді ВДК-ны сынау кезінде рентгендік сәулеленуден персоналды қорғау үшін экран пайдаланылуы қажет.

771. ТҚ жабдықтарының бірінші ағымды және орташа деңгейдегі жөндеу жұмыстары дайындаушы-зауыттардың техникалық құжаттарында көрсетілген мерзімде жүргізіледі. Кезекті орташа деңгейден жөндеу жұмыстарының мерзімділігі пайдалану тәжірибесіне байланысты өзгертілуі мүмкін.

ТҚ жабдықтарының ағымды жөндеу жұмыстары, сондай-ақ оның әрекеттерін (сынап көру) тексеру энергия объектінің техникалық басшысының белгілеген мерзімінде қажеттілігі туындағанда жүргізіледі.

Ресурстардың таусылуынан кейін оның пайдалану ұзақтылығына қарамастан ТҚ жабдықтарын орташа деңгейдегі жөндеу жұмыстары жүргізіледі.

772. ТҚ электр жабдықтарын сынау электр жабдықтарын сынаудың нормалары мен көлеміне сәйкес ұйымдастырылады.

Параграф 5. Аккумуляторлық қондырғылар

773. Аккумуляторлық қондырғыларды пайдалану кезінде олардың ұзақ мерзімді сенімді жұмысы мен қалыпты және авариялық режимдердегі әдеттегі тогының шиналардағы кернеуінің қажетті деңгейі қамтамасыз етіледі.

774. Қайта жөнделген немесе күрделі жөндеу жұмысынан шыққан аккумуляторлық батареяны қабылдау кезінде мыналар тексеріледі: 10-сағаттық разрядты ток батареясының сыйымдылығы, құйылатын электролит сапасы, заряд соңында және жерге қатысты батареялардың разряды мен оқшаулау кедергісі. Батареялар номиналды сыйымдылығының 100%-ына қол жеткізгеннен кейін пайдалануға беріледі.

775. Аккумуляторлық батареялар қалыпты зарядталу режимінде пайдаланылады. СК типіндегі батареялар үшін заряд алды кернеуі 2,2±0,05 В құрайды, СН-2,18±0,04 В батарея типі үшін.

Зарядтау қондырғылары номиналды кернеуінен 2 % аспайтын батарея шиналарындағы кернеуді тұрақтандыруды қамтамасыз етеді.

Жиі пайдаланылмайтын батареяның қосымша элементтері әрдайым зарядтау режимінде пайдаланылады.

776. Қышқылды батареялар жаттығу разрядтарысыз және мерзімді тегіс қайта зарядтауға пайдаланылады. Жылына бір рет кернеуі 2,3-2,35 В СК типті батареялардың теңгермелі зарядты элементіне температурасы 20 ⁰С болған кезде барлық элементтерде 1,2 – 1,21 г/см³ электролит тығыздығының мәніне жеткізгенге дейін жүргізіледі.

Теңгермелі заряд ұзақтығы батареяның жай-күйіне байланысты және кемінде 6 сағатқа төзімді болуы тиіс.

СН типті батареяның теңгермелі зарядтары кернеуі 2,25-2,4 В сақтандыру қалқанынан 35-40 мм деңгейіне дейін суды құйғаннан кейін 1,235-1,245 г/см³ (сақтандыру қалқанынан 20 мм дейін электролит деңгейінің төмендеуі кезінде) электролит тығыздылығына қол жеткізгенге дейін жүргізілуі тиіс.

Теңгермелі заряд ұзақтығы шамамен мыналарды құрайды: 30 тәулікте – кернеуі 2,25 В болған кезде, 5 тәулікте – кернеуі 2,4 В болған кезде.

777. Жылу-электр станцияларында 1-2 жылда 1 рет оның нақты (сыйымдылығын анықтау үшін батареяны бақылау мақсатында разрядталады (номиналды сыйымдылық шамасында).

Қосалқы станциялар мен гидроэлектр станцияларында жылына кемінде 1 рет итеру тогы кезінде кернеудің төмендеуі бойынша батареяның жұмыс қабілеттілігі тексеріледі, ал бақылау мақсатындағы разряд қажеттілігінде жүргізіледі. Элементтер жеткіліксіз болған кезде шиналардағы кернеуді қамтамасыз ету үшін номиналды сыйымдылығының 50-70%-ға төмендеуіне немесе негізгі элементтері бөліктерінің разрядын жүзеге асыруға жол беріледі.

Ток разрядының мәні әрдайым бірдей болуы қажет. Бақылау мақсатындағы разрядтау кезінде өлшеулер нәтижелері алдыңғы разрядтардың өлшеу нәтижелерімен салыстырылады. Аталған батарея үшін максималдық мәннен жоғары емес токпен батареяны зарядтау мен разрядтауға жол беріледі. Зарядтаудың соңындағы электролиттің температурасы СК типіндегі батареялар үшін 40 ⁰С жоғары болмауы тиіс. СН типіндегі батареялар үшін зарядтық тогы максималды болған кезде 35 ⁰С-дан жоғары болмауы тиіс.

778. Электр станцияларындағы аккумуляторлық батареялардың үй-жайларындағы ағынды-сору желдеткіштері батареяларды зарядтау алдында қысымды және газ толығымен тазартылғаннан кейін, бірақ зарядтау аяқталғаннан кейін кем дегенде 1,5 сағаттан кейін, бірақ одан бұрын емес ажыратылады.

Қосалқы станциялардағы аккумуляторлық батареялардың үй-жайларындағы желдету жүйесін пайдалану тәртібі нақты шарттарды ескере отырып өндірістік нұсқаулықпен анықталады.

Әрдайым зарядтау мен кернеуі 2,3 В дейін теңгерімді зарядтау режимінде өндірістік нұсқаулыққа сәйкес аккумуляторлық батареялардың үй-жайы желдетіледі.

779. Электр станцияларындағы батареялардың авариялық разрядталуынан кейін 90 %-ға тең сыйымдылыққа дейін оның заряды 8 сағаттан артық уақыт ішінде жүзеге асырылады. Бұл ретте аккумуляторлардағы кернеу 2,5-2,7 В-ге жетуі мүмкін.

780. Аккумуляторлық батареяларды аздап зарядтау және зарядтау үшін түзету құрылғыларын пайдалану кезінде ауыспалы және тұрақты ток тізбегі ажырату трансформаторы арқылы байланысуы тиіс. Түзету құрылғылар ажырату туралы сигнализация құрылғыларымен жабдықталады.

Тұрақты ток шиналарындағы пульстеу коэффициенті релелік қорғаныс және электр автоматика құрылғыларын қоректендіру бойынша жол берілетін шектен асып кетпеуі тиіс.

781. Басқару тізбегін қоректендіретін тұрақты ток шиналарындағы релелік қорғау, сигнализация, автоматика мен телемеханика құрылғыларындағы кернеу қалыпты пайдалану шарттарында электр қабылдағыштардың номиналды кернеуінен 5 %-дан жоғары ұстауға жол беріледі.

Тұрақты токтың барлық жиынтықтары мен айналма магистральдары резервтік қоректендірумен қамтамасыз етіледі.

Номиналды кернеуіне байланысты аккумуляторлық батареяны оқшаулау кедергісі келесіге сәйкес болуы тиіс:

аккумуляторля батареяның кернеуі, В	220	110	60	48	24
оқшаулау қарсыласуы, кОм, не менее	100	50	30	25	15

Тұрақты жедел ток шиналарының оқшаулағыш бақылауға арналған құрылғы қондырғысы 220 В желідегі 20 кОм дейін полюстерінің бірін оқшаулау кедергісін төмендету кезіндегі дабылға әсер етуі тиіс, 110 В желі 10 кОм, 60 В желіде – 6 кОм, 48 В желіде – 5 кОм, 24 В желіде – 3 кОм.

Тұрақты ток желісін оқшаулау кедергісін пайдалану мақсатында оқшаулауды бақылау үшін құрылғыларды орнату екі реттен төмен болмауы тиіс.

Сигнализация құрылғысын іске қосу кезінде жерге қатысты оқшаулау деңгейін төмендете отырып, жедел ток тізбегіндегі ақауларды жедел түрде жою шаралары қолданылады. Бұл ретте осы желідегі кернеуді төмендетпей, оқшаулауды зақымдау орындарын іздеуден басқа жұмыстарды атқаруға жол берілмейді.

782. Қышқыл аккумуляторлық батарея электролитiнiң талдауы бақылау элементтерінен алынған сынамалар бойынша жыл сайын жүргізіледі. Бақылау элементтерінің көлемі батареяның жай-күйiне байланысты энергия объектінің техникалық жетекшісі белгіленеді, бiрақ кемінде 10%. Бақылау элементтері жыл сайын өзгертіліп отырады. Бақылау мақсатындағы разрядтау кезінде электролит сынамасы разряд соңында таңдап алынады.

Үстемелеп құю үшін құрамында хлор мен темірдің жоқ болуына тексерілген дистиллирленген су пайдаланылады.

С және СК типтеріндегі аккумуляторлық батериялардың бактеріндегі булануды азайту үшін шынымен немесе электролитпен реакцияға түспейтін басқа оқшаулау материалымен жабылуы тиіс. Осы мақсатта майды пайдалануға жол берілмейді.

783. Аккумуляторлық батареялар үй-жайларындағы температура 10 ⁰С-дан төмен болмауы тиіс, әдеттегі кезекшілігісіз қосалқы станцияларда және егер батарея сыйымдылығы таңдап алынса, температураның төмендеуін ескере отырып, температурасының 5 ⁰С-қа дейін төмендеуіне жол беріледі.

784. Аккумуляторлық батареялар үй-жайларындағы есіктерге "Аккумулятор бөлмесі", "Өртке қауіпті", "Темекі шегуге тыйым салынады" деген жазбалар болуы тиіс және ашық отты қолдану мен темекі шегуге жол бермеу туралы қауіпсіздік белгілері ілінеді.

785. Аккумуляторлық батареяларды тексеру энергия объектінің техникалық басшысы бекіткен кесте бойынша жүргізіледі.

Электролит кернеуі, тығыздығы және температурасы айына кемінде 1 рет өлшенеді.

786. Электр станциялары мен қосалқы станцияларда аккумуляторлық қондырғылармен қызмет көрсету аккумуляторшыға немесе арнайы дайындалған электр монтеріне (мамандықты қоса атқарумен) жүктелуі тиіс. Әрбір аккумуляторлық қондырғыларда осы тексерулер мен жүргізілген жұмыстардың көлемі туралы жазуға арналған журнал болуы тиіс.

787. Аккумуляторлық қондырғылармен қызмет көрсетуші персонал:

1) батареяның жекелеген элементтерінің кернеуін, тығыздылығы мен электролит температурасын бақылау құралдарымен;

2) типтік нұсқаулыққа сәйкес арнайы киімдер мен арнайы мүкәммалмен қамтамасыз етілуі қажет.

788. Аккумуляторлық қондырғылар мен батареялардың жөндеу жұмыстары өз қажеттілігінде жүргізілуі тиіс.

789. Басқа типтердің жабық түрде орындалған қышқыл аккумуляторлы, сондай-ақ сілтілі аккумуляторлы батареялар дайындаушы-зауыт нұсқаулығының талаптарына сәйкес пайдаланылады.

Параграф 6. Конденсаторлық қондырғылар

790. Конденсаторлық қондырғылардың жұмыс режимдерін басқару автоматты болуы тиіс, қолмен басқарылатын кезде электр энергиясының талап етілетін сапасын қамтамасыз ету мүмкін емес.

Конденсаторлық қондырғы (конденсаторлық батарея немесе оның секциясы) номиналды кернеуінен төмен төмендеген кезде қосылады және номиналды кернеудің 105-110%-ға дейін артуы кезінде ажыратылады.

791. Номиналды кернеуі 110 % болған кезде және кернеуді арттыру мен жоғары гармониялық құрамына байланысты 130 %-ға дейін қайта жүктеумен конденсаторлық қондырғының жұмыс істеуіне жол беріледі.

792. Егер жеке конденсатордан шығарылатын кернеу 110 %-дан асып кетсе, конденсаторлық қондырғыларды пайдалануға жол берілмейді.

793. Конденсаторлар орнатылған жердегі қоршаған орта ауасының температурасы конденсаторларды пайдалану жөніндегі нұсқаулықта көрсетілген мәннен асып кетпеуі тиіс. Осы температурадан асып кеткен жағдайда желдету тиімділігін арттыру шаралары қолданылады. Егер 1 сағат ішінде температура төмендемесе, конденсаторлық қондырғы ажыратылуы тиіс.

794. Төменде берілген конденсатор температурасынан төмен болған кезде конденсаторлық қондырғыны қосуға жол берілмейді:

1) минус 40 ⁰С - У және Т климаттық орындалу конденсаторлары үшін;

2) минус 60 ⁰С - ХЛ климаттық орындау конденсаторлары үшін.

Конденсаторлық қондырғыны қосуға тек конденсаторлар (қоршаған ауа) температурасының көрсетілген мәндерге дейін жоғарылауынан кейін және осы температура кезінде оларды пайдалану жөніндегі нұсқаулықта көрсетілген уақыт ішіндегі шыдамдылығы кезінде жол беріледі.

795. Егер фазалардағы ток 10 %-дан артық ажыратылатын болса, конденсаторлық қондырғы жұмысына жол берілмейді.

796. Конденсаторлық қондырғылар ажыратылған кезде оның қайта қосылуы ажыратылудан кейінгі 1 минуттан кешіктірілмей жүргізіледі.

797. Қорғау әрекеттерімен ажыратылатын конденсаторлық қондырғыларды қосуға оның өшіп қалуының себебін анықтағаннан және жойғаннан кейін рұқсат беріледі.

798. Трихлордифенил сіңірілген конденсаторлар тұрқынында техникалық деректері бар тақтайшаның жанында жақтары 40 м сары түсті тең қабырғалы үшбұрыш түріндегі айырым белгілері болуы тиіс.

Осы конденсаторлармен қызмет көрсету кезінде қоршаған ортаға трихлордифенил түсуінің алдын алу шаралары қолданылады.

Трихлордифенил сіңірілген, істен шыққан, тұмшаланған контейнерлерде сақталады, контейнер конструкциясы қоршаған ортаға трихлордифенилдің түсуіне жол бермейді.

Трихлордифенил сіңірілген, зақымданған конденсаторларды жою арнайы жабдықталған полигонда орталықтандырыла жүргізіледі.

799. Конденсаторлық қондырғыларды ажыратпай тексеру айына кемінде 1 рет жүргізіледі.

800. Конденсаторлық қондырғылардың орташа деңгейдегі жөндеу жұмысы олардың техникалық жай-күйіне байланысты жүргізіледі. Конденсаторлық қондырғылардың ағымды жөндеу жұмысы жыл сайын жүргізіледі.

801. Конденсаторлық қондырғыларды сынау электр жабдықтарын сынау көлемі мен нормаларына және дайындаушы зауыт нұсқаулығына сәйкес ұйымдастырылады.

Параграф 7. Электр жеткізудің әуе желілері

802. Электр жеткізудің әуе желілерін (бұдан әрі – ӘЖ) пайдалану кезінде техникалық қызмет көрсету мен олардың сенімді жұмысын қамтамасыз етуге бағытталған жөндеу жұмыстары жүргізіледі.

803. Құрылыс жүргізу мен техникалық қайта жабдықтауға, құрылымдауға, қайта жаңартуға жататын ӘЖ-ні жобалау бойынша тапсырмалар беру кезінде электр жүйелерін пайдаланатын ұйымдар ӘЖ жобаланатын аймақтағы нақты жағдайлар туралы деректер (көктайғақ және жел жөнінде, ӘЖ сара жолындағы атмосфераның ластануы жөнінде, ӘЖ және олардың элементтерінің істен шығып қалуы және басқа да жергілікті жағдайларды сипаттайтын деректер) бар жобалау ұйымдарына беруі және оның жобалық құжаттамаларда есепке алынуын талап етуі тиіс.

804. Мердігер ұйым арқылы орындалатын және электр желісін пайдаланатын ұйымдардың пайдалануға беруге жататын ӘЖ құрылысын жүргізу, техникалық қайта жабдықтау, қайта жаңғырту және жетілдіру кезінде соңында жұмыс өндірісі бойынша техникалық қадағалау, атқарылған жұмыстардың бекітілген техникалық құжаттамаға сәйкестігін тексеру ұйымдастырылуы қажет.

805. Электр желiсiн пайдаланылатын ұйымдардың ӘЖ-ні пайдалану үшін Қазақстан Республикасындағы сәулет және қала құрылысы қызметі саласындағы заңнамаға сәйкес жүргізіледі.

806. Қарау, тексеру және өлшеу кезінде анықталған зақымданушылықтар мен ақауларды жою арқылы алдын ала тозудан ӘЖ элементтерін сақтау бойынша жұмыстар техникалық қызмет көрсету кезінде атқарылады.

ӘЖ-нің күрделі жөндеу жұмысы кезінде ӘЖ-нің жалпы немесе жекелеген элементтерін бастапқы пайдалану сипаттамасын беру немесе қайта қалпына келтіруге бағытталған іс-шаралар кешені толық немесе бөлек оның элементтерін желі сипаттамасын пайдалануға жақсартатын және олардың сенімділігін жоғарылататын, оларды жаңаға ауыстыру немесе элементтерді және бөлшектерді жөндеу жолымен оның элементтерімен орындалады.

Техникалық қызмет көрсету жөндеу және техникалық қайта жабдықтау барысында ӘЖ орындалуы тиіс жұмыс тізбесі ӘЖ-ні пайдалану жөніндегі үлгілік нұсқаулықта берілген.

807. Техникалық қызмет көрсету мен жөндеу жұмыстары ӘЖ-нің ажырату мерзімінің ұзақтығын максималдық қысқаруына мүмкіндік беретін қажетті жұмыстарды жүргізу арқылы кешенді түрде ұйымдастырылады. Олар желілердің ажыратылуымен, бір фазаның (фазалық жөндеу) ажыратылуымен және кернеуді алусыз жүргізілуі мүмкін.

808. Техникалық қызмет көрсету мен ӘЖ жөндеу жұмыстары арнайы машиналарды, тетіктерді, көлік құралдарын, такелаждарды, жабдықтарды, аспаптар мен құрылғыларды пайдалана отырып орындалады.

Механикаландыру құралдары нормаларға сәйкес жинақтастырылады және кәсіпорындар мен оның бөлімшелерінің жөндеу-өндірістік базаларына (бұдан әрі – ЖӨБ) жеткізіледі.

ӘЖ жұмыстарын орындаушы бригадалар ЖӨБ және диспетчерлік пункттерге қажетті құралдармен жабдықталуы қажет.

809. Неоцинктелген металл тіреуіштерінің коррозияға қарсы жабыны мен темір бетон және ағаш тіреуіштерінің, сондай-ақ болат тростар мен тіреуіш тартқыштарының металл тетіктері энергия объектінің техникалық басшысының өкімімен қайта қалпына келтіріледі.

810. ӘЖ-нің трассасы бұталардан және ағаштардан мерзімді түрде тазаланады және өрт қауіпсіздігі сақталады, енді сүйеулердің белгіленген ені және ағаштардың кесіліп алынуы жүргізілуі тиіс.

Орман соқпақтарында өскен және ӘЖ сымдары мен тіректеріне құлау қаупі бар жекелеген ағаштар иелігінде екпелері бар ұйымды бұл туралы хабарландыра және ағаш кесу билеттерін (ордерлерді) ресімдей отырып кесілуі тиіс.

811. Қарқынды ластануға ұшыраған ӘЖ-нің учаскелерінде арнайы немесе күшейтілген оқшаулама қолданылады және қажет болған жағдайда оқшаулағышты тазалау (жуу), ластанған оқшаулағыштарды алмастыру орындалады.

Қарқынды ластану аймақтарында құстардан және жаппай ұя салу орындарынан оқшаулау жабындыларының болуына мүмкіндік бермейтін, сондай-ақ қауіп төндірмейтін жеке олардың өміріне арнайы құрылғылар орнатылады.

812. Арқандар өткізгіштерін қосу саны арқаны ӘЖ-ге екi қосқыштан аспайтын рұқсат етiлуге кесiп өтетiн әрбiр өткiзгiштегі басқа ӘЖ-дері бар жұмыс iстейтiн сызықтың қиылысу аралықтары және байланыс тораптарына ӘЖ пайдаланулардың жанында кесіп өтiлетiн ӘЖ регламенттелмейді.

813. Электр желісін пайдаланатын ұйымдар ӘЖ жобасына сәйкес тіреуіштерде орнатылған тұрақты белгілерді жарамды күйде ұстауы қажет.

814. Электр желісін пайдаланатын ұйымдар автокөлік жолдарымен ӘЖ қиылысында орнатылған габариттерді шектейтін жол белгілерінің автокөлік жолдары бар кернеуі 330 кВ және одан жоғары ӘЖ қиылысында орнатылған және осы ӘЖ-нің қорғауға алынған аймақтарында көліктің тоқтап тұруына жол бермейтін жол белгілерінің жарамдылығына назар аударуы тиіс.

815. ӘЖ пайдалануда олардың мерзімді және кезектен тыс тексерулері ұйымдастырылуы тиіс. Мерзімді тексеру кестесін электр желілерін пайдаланушы ұйымның техникалық басшысы бекітуі тиіс.

Барлық ұзындық бойынша әрбір ӘЖ-ні тексеру мерзімділігі жылына 1 реттен кем емес болмауы тиіс. Сондай-ақ жылына 1 реттен кем емес инженерлік техникалық персонал күрделі жөндеу жұмысына жататын барлық ӘЖ-бен жекелеген ӘЖ тексеру жүргізілуі қажет және толығымен тексерілуі тиіс.

35 кВ және одан жоғары ӘЖ-дегі немесе 20 және одан да көп қызмет ететін учаскелердегі қарқынды ластанатын аймақтардағы сондай-ақ ашық желілердегі қысқыштардың және қашықтықтағы кернеулердің сымдары мен тростарын таңдап тексеретін жоғары тексерулер 6 жылда кемінде 1 рет кернеуі 35 кВ және одан жоғары қалған ӘЖ-де (учаскелерде) 12 жылда кемінде 1 рет жүргізіледі. 0,38-20 кВ ӘЖ-дегі жоғарғы тексерулер қажет болған кезде ғана жүргізіледі.

816. ӘЖ немесе олардың учаскелеріндегі кезектен тыс тексерулер жүргізіледі:

1) сымдар мен тростарда мұзданудың пайда болуы кезінде, сымдар селкілдеп тұрған кезде және өзендердің жайылуы кезінде, орман және даланы өрт алған кезде, сондай-ақ дүлей апаттардан кейiн;

2) релелік қорғаудан ӘЖ-нің автоматты түрде ажыратылуынан кейін.

817. ӘЖ бойынша мынадай тексерулер мен өлшеулер жүргізіледі:

1) ӘЖ трассаларының жай-күйін тексеру – сымдардан бұтақтарға дейін габариттерді тексеру мен өлшеу кезінде – қажет болған кезде;

2) ағаш тiректерi бөлшектерiнің шiруiн тексеру ӘЖ-ні пайдалануға енгiзгеннен кейiн 3-6 жылдан кейiн, бұдан әрi – 3 жылда кемінде 1 рет, сондай-ақ тiрекке көтеру немесе бөлшектердi ауыстыру алдында;

3) оқшаулағыш пен желілік арматураның сыртқы жай-күйін тексеру алғашқыда аспалы тарелкалы фарфор оқшаулағышының электр берiктiгiнiң тексеруi 1-2-жылдарда, бұдан әрi ақауын iрiктеудi деңгей және ӘЖ-ге оқшаулағышының жұмыс жағдайларына байланысты мерзiмдiлiкпен пайдалануға 6-10-жылдарда қайыра ӘЖ-дің енгiзілуiнен кейiн;

4) тексеру жүргізу кезінде тіреуіштер, сымдар, тростардың жай-күйін тексеру;

5) 6 жылда кемінде 1 рет жиі емес электр өлшемдерiнiң 35 кВ және одан жоғарысы кернеудi ӘЖ өткiзгiштердiң болттық қосуларының күйiн тексеру, болттық қосулар, қанағаттанарлықсыз күйде болғанда, жаруларға душар болғанда, одан кейін жөнделеді немесе ауыстырылады;

6) құрсауларды болттық қосылулармен анкерлiк бұрандамалардың гайкаларын тексеру және тарту – 6 жылда кемінде 1 рет;

7) iргетастар мен U тәрізді бұрандаларды тексеру – 6 жылда кемінде 1 рет;

8) темір бетон тіреулер мен тіреуіштердің жай-күйін тексеру – 6 жылда кемінде 1 рет;

9) металл тiректердiң коррозияға қарсы жамылғы күйiн тексеру және траверс, жердiң iшiнара жаруымен металдық табалдырықтар және тартулардың тұтқарлары – 6 жылда кемінде 1 рет;

10) тiректi тартқыштардың тартылуын тексеру – 6 жылда кемінде 1 рет;

11) тiректердiң жерге тұйықтау кедергiсiн, сондай-ақ нөлдік сымның қайтадан жерге тұйықталуын өлшеу – осы Қағидалардың 884-тармағына сәйкес;

12) пайдалануға қабылдау кезінде кернеу 1000 В-ге дейiн ӘЖ-дегі фаза-нөл ілшегінің кедергiсiн өлшеу, әрі қарай жаңа тұтынушыларды жұмылдыру мен осы кедергiнiң өзгеруіне әкелетін жұмыстарды орындау кезінде;

13) тiреуіштердiң, сымдардың, тростардың жай-күйін, сымдардан жердің беті мен түрлі объектілердің бетіне дейінгі, қиылысатын құрылысқа дейінгі арақашықтығын ӘЖ-ні қарау кезінде тексеру.

818. ӘЖ-ні қарау, тексеру мен өлшеу жұмыстарын жүргізу кезінде байқалған жарамсыздықтар пайдалану жөніндегі құжаттамада беріледі және олардың сипаттамасына байланысты жақын арада немесе техникалық қызмет көрсету немесе ӘЖ-ні күрделі жөндеу жұмысынан өткізу кезінде жойылады.

819. ӘЖ-ні күрделі жөндеу жұмысынан өткізу электр желісін пайдаланатын ұйымның техникалық басшысының шешімімен темір бетон және металл тіреуішті ӘЖ-де –12 жылда кемінде 1 рет, ағаш тіреуіштері бар ӘЖ-де – 6 жылда кемінде 1 рет жүргізіледі.

820. Тіреуіштер мен ӘЖ-нің басқа да элементтерінің конструктивті өзгеруі, сондай-ақ жерге тіреуішті бекіту жолдары техникалық құжаттама болған кезде және электр желілерін пайдаланатын ұйымның техникалық басшысының рұқсатымен ғана орындалады.

821. Ауыл шаруашылығында пайдаланылатын жерлер бойынша жүргізілетін жоспарлы жөндеу жұмысы, техникалық қайта жабдықтау, ӘЖ қайта жаңғырту мен жетілдіру жер пайдаланушылардың келісімімен жүргізіледі және осы пайдаланылатын жерлерде ауыл шаруашылығы дақылдары болмаған кезде немесе осы дақылдардың сақталуын қамтамасыз ету мүмкіндігі кезінде жүргізіледі.

ӘЖ жұмысындағы бұзушылықтардың алдын алу және осындай бұзушылықтардың салдарын жою бойынша жұмыстар жер пайдаланушының келісімінсіз, бірақ оларға жүргізілетін жұмыс туралы хабардар ете отырып, кез келген жыл мезгілінде жүргізілуі мүмкін.

Электр желілерін пайдаланатын ұйымдардың аталған жұмыстарын атқарғаннан кейін пайдаланатын жерлерді мақсатты түрде пайдалануға жарамды күйге келтіру керек.

822. Сымдары бірлесе ілінген ӘЖ-ні пайдаланатын ұйымдар келісілген мерзімдерде жоспарлы жөндеу жұмыстарын жүргізуі қажет. Авариялық жағдайларда жөндеу жұмыстары екінші торапқа (желі немесе сым иесі) алдын ала хабарлай отырып жүргізіледі.

823. Қарқынды түрде көк мұздың пайда болуына әкелетін кернеуі 1000 В-ден жоғары ӘЖ-де сымдардан және нажағай қорғаныс арқанынан көк мұзды еріту электр тогымен немесе басқа тәсілмен жүзеге асырылады.

Электр желісін пайдаланатын ұйымдар ӘЖ-де көк мұздың пайда болу процесін бақылауы және көк мұзды еріту схемасын дер кезінде қосуды қамтамасыз етуі қажет. Көк мұз ерітілетін автоматты түрде бақылау құрылғылармен және көк мұздың пайда болуы мен еру процесінің сигнализациясымен, сондай-ақ қысқартатын коммутациялық аппараттармен жабдықталады.

824. Кернеуі 110 кВ және одан жоғары ӘЖ-нің зақымдану орындарын, сондай-ақ 6-35 кВ ӘЖ-дегі фазааралық тұйықталу орындарын қашықтықтан анықтау үшін арнайы құралдар орнатылады. Дәнекерленген кернеуі 6-35 кВ ӘЖ-ге зақымданған учаскенің сілтемелері орнатылады.

Электр желілерін пайдаланылатын ұйымдар кернеуі 6-35 кВ ӘЖ-нің жерге тұйықтау орындарын анықтау үшін жылжымалы құралдары болуы қажет.

825. Электр желілерін пайдаланылатын ұйымдардағы ӘЖ-де авариялық зақымданушылық дер кезінде жою мақсатында белгіленген нормаларға сәйкес материалдардың және бөлшектердің авариялық қорлары сақталады.

Параграф 8. Күш беретін кабелдік желілер

826. Күш беретін кабелдік желілерді пайдалану кезінде олардың сенімді жұмысын қамтамасыз етуге бағытталған техникалық қызмет көрсету мен жөндеу жұмысы жүргізіледі.

827. Пайдалануға енгізу кезінде әрбір кабелдік желілерге жол берілетін жоғары ток жүктемесі орнатылады. Жүктемелер егер учаскенің ұзындығы 10 м-ден аз болмаса өте төмен жылу шарттары бар трасса учаскелері бойынша анықталады. Осы жүктемелердің артуы желілердің қызуы жол берілетін шектен артып кетпейтіндей жылу сынауының негізінде жол беріледі. Бұл ретте кабелдердің қызуы төмен деңгейде салқындатылатын трасса учаскелерінде тексеріледі.

828. Кабелдік құрылыстарда кабел жұмыстарының жылу режимін, ауа температурасы мен желдету құрылғысының жұмысын жүйелі бақылау ұйымдастырылуы қажет.

Кабелдік туннельдер, каналдар мен шахталар ішіндегі жазғы маусымдағы ауа температурасы сыртқы ауа температурасынан 10 ⁰С-дан артық болмауы тиіс.

829. Авариядан кейінгі мерзімде ток байынша:

1) 10 кВ-ге дейінгі кернеулі қағаз оқшаулағышы бар кабелдер үшін 30%-ға;

2) полиэтилен және поливинилхлорид пластикатымен оқшауланған кабелдер үшін - 15 %-ға;

3) резеңке және вулкандалған полиэтилен кабелдері үшін - 18 %, 5 тәулік ішінде күніне 6 сағаттан астам емес, бірақ жылына 100 сағаттан артық емес ұзақтығымен қайта жүктеуге жол беріледі.

15 жылдан артық пайдаланылып жүрген кабелдер үшін ток бойынша қайта жүктеу 10 %-дан артық болмауы тиіс.

Кернеуі 20 және 35 кВ қағаз оқшауланған бар кабелді қайта жүктеуге жол берілмейді.

Кернеуі 110 кВ және одан жоғары кабелдік желілерді қайта жүктеу дайындаушы зауыттармен регламенттеледі.

830. Әрбір маймен толтырылған желілер немесе кернеуі оның 110 кВ және одан да жоғары секциялары үшін желілердің өзіндік белгілеріне қарамастан май қысымының өзгеру шегі белгіленеді. Олардан кабелдік желілер ауытқыған кезде ажыратылады және оның қосылуы бұзушылықтардың себептері анықталғаннан және жойылғаннан кейін ғана жол беріледі.

831. Маймен толтырылған кабелдік желілердегі май сынамасы мен кернеуі 110 кВ және одан жоғары пластмасса оқшаулағышы бар кабел муфтасындағы сұйықтық сынамасы жаңа желінің іске қосылуы алдында, қосылғаннан кейінгі бір жылдан соң, содан кейін 3 жылдан кейін және әрі қарай 6 жылда бір рет алынады.

832. Кернеуі 1000 В жоғары кабелдік желілерді пайдалануға беру кезінде төмендегілер рәсімделеді және энергетикалық кәсіпорындарға беріледі:

1) трассаның осы ауданындағы байланыстың дамуына байланысты 1:200 және 1:500 масштабында орындалған байланыстырушы муфтаның орнатылған орындары көрсетілген орындалатын трасса схемасы;

2) кернеуі 110 кВ және жоғары кабел желісі үшін кабел желісінің түзетілген жобасы желілерді жүргізер алдында пайдаланушы ұйыммен келісіледі және кабел маркасы өзгерген кезде дайындаушы зауыт пен пайдаланушы ұйыммен келісіледі;

3) кернеуі 35 кВ кәбіл желілері үшін және кернеуі 6-10 кВ кабел желілерінің аса күрделі трассалары үшін жолмен және басқа да байланыс жолдарымен тоғысу орындарындағы кабелдік желің кескінінің схемасы;

4) ахуал актісі;

5) барабандардағы кабелдің жай-күйінің актілері мен қажет болған кезде бөлшектеу хаттамасы мен тексеру үлгілері (импорттық кабелдер үшін бөлшектеу міндетті);

6) кабелдік журнал;

7) кабелдік желінің барлық элементтерінің тіркеу тізімі;

8) барлық жерасты байланыс жолдары бар кабелдердің тоғысулары мен жақындасуы көрсетілген құрылыс және жабық жұмыстарының актілері;

9) кабел муфтасын монтаждау бойынша жасалған акті;

10) монтаждауға транштар, блоктар мен каналдарды қабылдау актілері;

11) электр-химиялық коррозиядан кабелдік желілерді сақтау бойынша құрылғыларды монтаждау актілері, сондай-ақ жобаға сәйкес коррозиялық сынақтардың нәтижелері;

12) төсеуден кейінгі жоғары кернеулі кабел желілерін оқшаулауды сынау хаттамасы;

13) оқшаулау кедергісін өлшеу нәтижелері;

14) жабылар алдындағы траншеялар мен каналдардағы кабелдерді тексеру актілері;

15) температурасы төмен болған кезде төсер алдында барабан кабелдерінің қызуы туралы хаттама;

16) өрт сөндіру мен өрт сигнализациясының жүйелерін автоматты стационарлық қондырғыларын тексеру мен сынау актілері.

Кернеуі 110 кВ және одан да жоғары кабелдік желілерді пайдалануға қабылдау кезінде аталған құжаттардан басқа монтаждау ұйымы энергия объектіге қосымша төмендегілерді беруі қажет:

1) кабелмен қоректендіру аппаратураларының жоғары белгілері (110-220 кВ желісі үшін төмен қысым);

2) желілердің барлық элементтеріндегі майды сынау нәтижелері;

3) қоректендіру бойынша сынақ;

4) жоғары қысымды желілердегі қоректендіру агрегаттарын сынап көру мен сынау нәтижелері;

5) қысымның сигнализация жүйесін тексеру нәтижелері;

6) төсеу кезіндегі тартуды күшейту туралы актілер;

7) төсеуден кейін жоғары кернеулі қорғау қабатын сынау туралы актілер;

8) кабелдер, муфталар мен қоректендіру аппаратураларын зауыттық сынау хаттамалары;

9) муфтаны автоматты жылыту құрылғыларын сынау нәтижелері;

10) ток өткізу желілері мен әрбір фаза (экрандар) қабаттарындағы токты өлшеу нәтижелері;

11) кабел желісінің жұмыс сыйымдылығын өлшеу нәтижелері;

12) оқшаулаудың белсенді кедергісін өлшеу нәтижелері;

13) құдықтар мен соңғы муфталарды жерге тұйықтау кедергісін өлшеу нәтижелері.

Кернеуі 1000 В дейін кабелдік желілерді пайдалануға беру кезінде кабелдік журнал желісінің түзетілген жобасы, сынау мен өлшеу актілері мен хаттамалары рәсімделеді және тапсырыс беруге жіберіледі.

833. Салынып жатқан ұйымдардың басқа ведомстволардың және пайдалануға берілетін барлық кернеулі кабел желілерін төсеу мен монтаждау пайдаланатын ұйымның техникалық қадағалауы жүргізіледі.

834. Әрбір кабелдік желілердің желілер бойынша негізгі мәліметтер берілген паспорты, сондай-ақ осы Қағидалардың 833 тармағына сәйкес құжаттамалары бар мұрағат папкасы болады.

Есепке алудың автоматтандырылған жүйесі бар кәсіпорындар үшін паспорт мәліметтері ЭЕМ жадысына енгізілуі мүмкін.

Ашық төселген кабелдер, сондай-ақ барлық кабелдік муфталар түсініктемесі бар биркалармен жабдықталады; кабел биркаларында желінің басы мен соңында желінің таңбасы, кернеуі, қимасы, нөмірі немесе аталымы көрсетіледі; байланыстыратын муфталар биркаларында – муфта нөмірі, монтаждау күні.

Биркалар қоршаған ортаның ықпалына орнықты болуы тиіс. Желінің ұзындығы бойынша 50 м сайын ашық төселген кабелдерге, сондай-ақ трасса бұрылыстары мен кабел өткізілетін орындарда отқа төзімді қалқалар мен қоршаулар (екі жағынан) арқылы орналастырылады.

835. Кабел құрылыстарында төселген кабелдердің металл неоцинктелген броньдері мен металдандырмаған қабаты бар металл конструкциялары, сондай-ақ кабелдік металл қораптар жанбайтын коррозияға қарсы лакпен және сырмен мерзімді түрде жабылады.

Металды қабықшалармен немесе броньмен кабелдер, сондай ақ жерленетін немесе нөлденетін, кабел салынатын кабелдік құрылымы.

836. Кабел желісінің жүктемесі энергия объектінің техникалық басшысы белгілеген уақыт мерзімінде өлшенеді.

Қажет болған жағдайда осы өлшеу деректерінің негізінде жұмыс режимі мен кабел желісінің схемасы нақтыланады.

Осы тармақтың талаптары электр станциялары мен қосалқы станциялардың тарату қондырғыларының шиналарынан кететін тұтынушылардың кабел желілеріне да таратылады.

837. Кабел желілерін тексеру осы Қағидалардың 24-қосымшасына сәйкес мерзімде айына 1 рет жүргізіледі.

Кернеуі 1000 В төмен кабел муфтасын тексеру электр жабдықтарын тексеру кезінде жүргізіледі.

Су асты кабелдерін тексеру энергия объектінің техникалық басшысы белгілеген мерзімде жүргізіледі.

Кабелдік желілерді іріктеу бақылау тексерулерін инженерлік-техникалық персонал мерзімді түрде жүргізеді.

Су тасқыны кезінде және нөсерден кейін, сондай-ақ релелік қорғау арқылы кабелдік желілердің ажыратылуы кезінде кезектен тыс тексеру жұмыстары жүргізіледі.

Тексеру кезіндегі кабелдік желілердегі анықталған бұзушылықтар анықтау туралы ақаулар мен олқылықтарды тіркеу журналына тіркеледі. Бұзушылықтар қысқа мерзім ішінде жойылады.

838. Тұрақты да жедел қызмет көрсететін электр станциялары мен қосалқы станциялардағы туннельдер, шахталар, кабелдік сатылар мен арналар айына кемінде бір рет тұрақты емес жедел қызмет көрсететін электр станциялары мен қосалқы станцияларында энергия объектінің техникалық басшысы белгілеген мерзімде тексеріледі.

839. Кабелдік құрылыстарға орнатылған өрт сигнализациясы мен автоматты түрде өртті сөндіру құрылғыларын техникалық қадағалау мен пайдалану сумен өрт сөндірудің автоматты қондырғыларын пайдалану жөніндегі, энергетикалық кәсіпорындардағы өрт сигнализациясының автоматты қондырғыларын пайдалану жөніндегі және ауа-механикалық көбіктерді қолдана отырып өрт сөндіру қондырғыларын пайдалану жөніндегі нұсқаулықтарға сәйкес жүргізіледі.

840. Қандай болса да уақытша және қосалқы құрылыстарды (шеберхана, құрал-жабдықтар бөлмесі, қоймалар) кабелдік үй-жайларда орнатуға, сондай-ақ сол жерлерде қандай да материалдар мен жабдықтарды сақтауға жол берілмейді.

841. Электрленген рельс транспорттары немесе агрессивті топырақтары құрал-жабдықтар, бар аудандарда кабел желілері коррозияға қарсы қорғалғаннан кейін ғана пайдалануға берілуі мүмкін.

Бұл аудандарда кабел желілерінде кезбе тогы өлшенеді және кабел желісінің әлеуетті диаграммалары мен коррозиялық аймақ картасы жасалады және жүйелі түрде түзетіліп отырады. Барлық жерасты байланысы үшін бірлескен коррозияға қарсы қорғау ұйымдастырылған қалаларда әлеуетті диаграммалар түсіру талап етілмейді.

Кабел әлеуеттері кезбе ток аймақтарында, катодпен қорғалған құбыр жолдарымен байланыс кабелдері бар күш беретін, кабелдердің кабелдер жақындайтын орындарда және коррозиядан қорғау қондырғыларымен жабдықталған кабел учаскелерінде өлшенеді. Шлангілі қорғау қабаттары бар кабелдерде коррозияға қарсы қабаттың жай-күйі бақыланады.

842. Энергия объектілері жердегі кезбе тогының мәнін төмендету бойынша іс-шараларды қалалық трамвай, метрополитен мен электрленген темір жол басқармалары мен қызметтерінің орындауын қадағалау қажет.

Электр коррозиясы, жер немесе химиялық коррозия салдарынан металл қабаттарының бұзылу қаупі кабелдік желілерде байқалған кезде оның алдын алу шаралары қолданылады. Муфтаға жалғас алюминий қабатты учаскелеріндегі коррозияның алдын алу мақсатында негізгі құжаттардың ұсыныс хаттарына сәйкес олардың қорғалуын қамтамасыз ету қажет. Қорғаныс құрылғылары тұрақты бақыланады.

843. Кабел трассаларын қазу мен олардың қасындағы жер жұмыстары энергия объектінің жазбаша рұқсатымен жүргізіледі.

844. Кабелден 1 м тереңдікте жер қазу машиналарымен қазба жұмыстарын жүргізу, сондай-ақ 0,3 м-ден артық тереңдіктегі кабел топырағын қопсыту үшін кен балғалары, сүймендер мен қоймаларды қолдану кабелдің орнатылған қалыпты қабат тереңдігінде жол берілмейді.

Ұратын немесе дірілдеумен жүктелген тетіктерді қолдануға кемінде 5 м тереңдікте жол беріледі.

Жұмыс басталар алдында энергия объекті персоналының қадағалауымен трассаны бақылау мақсатында ашу жүргізіледі. Жарылыс жұмыстарын жүргізу үшін қосымша техникалық шарттар беріледі.

845. Электр желілерін пайдаланушы ұйымдар трассаларға жақын жерлердегі жұмыстарды жүргізу тәртібі туралы кабел трассалары жүргізілген ұйымдар мен аудандық елді мекендерге жүйелі түрде хабарлануы қажет.

846. Кабелдік желілер электр жабдықтарын сынау көлемі мен нормаларына сәйкес тұрақты токтың жоғары кернеуін профилактикалық сынайды.

Жөндеу жұмыстарынан кейін немесе трассаларды ашумен байланысты қазба жұмыстарынан кейін кабел желілеріндегі кезектен тыс сынау қажеттілігі энергия объектінің, электр желілерін пайдаланатын аудандардың, ұйымдардың басшылығымен анықталады.

847. Оқшауламаны құрғатудың салдарынан кернеуі 25-30 кВ қағаз оқшауламасын бар кабелдердің көлденең учаскелерінде электрлік соғулардың алдын алу үшін оларды жүйелі түрде ауыстыру немесе оларға тежегішті жалғастырғыш орнатылуы қажет.

Ағып кетпейтін қоректендіру массасы мен пластмасса оқшаулағышы бар немесе газбен толтырылған кабелдері бар кернеуі 20-35 кВ кабел желілерінде тік учаскелердің оқшаулау жай-күйін қосымша бақылау мен олардың мерзімді түрде ауыстырылуы талап етілмейді.

848. Қабаттарды қадағалау кезінде және шланг жабыны бар брондалмаған кабелдерді пайдалану кезінде шлангінің жай-күйіне көңіл аударылуы тиіс. Жарық шлангілері бар кабелдер жөнделуі немесе ауыстырылуы тиіс.

849. Кабел желілерінің кәсіпорындарында зақымдану орындарын анықтайтын аппараттармен, өлшеу құралдарымен, жылжымалы өлшеу және сынау қондырғыларымен жабдықталған зертханалар болуы қажет.

850. Зақымданған кабелдер мен зақымданған кабелдік муфталардың үлгілері зақымдану себептерін анықтау үшін және олардың алдын алу шараларын әзірлеу үшін зертханалық зерттеулерге ұшырайды.

Параграф 9. Релелік қорғау және электр автоматикасы

851. Электр станциялары, қосалқы станциялар және электр желілерінің күш беретін электр жабдығы қысқа тұйықталудан және релелік қорғану құрылғыларымен, автоматты ажыратқыштармен немесе сақтандырғыштармен әдеттегі режимін бұзу және электр автоматикасы құрылғыларымен, атап айтқанда аварияға қарсы автоматика құрылғыларымен және автоматты реттеу құрылғыларымен жабдықталады.

Энергия объектілердің жұмыс режиміне және селективтік шарттарына, әрекет қағидаларына сәйкес істен шығарылатын құрылғылардан басқа, РҚА құрылғылары, оның ішінде аварияға қарсы автоматика әрекет қағидалары, ақырғылары, қалпына келтіру бойынша энергия объектілердің жұмыс режимі мен схемаларына сәйкес болуы тиіс және әрдайым іске қосылып тұруы қажет.

852. Пайдалануда РҚА аппаратурасының және екінші тізбектердің (температурасы, ылғалдылық, діріл, жұмыс орындарынан ауытқушылық, кедергі деңгейі) қалыпты жұмысының шарттарымен қамтамасыз етіледі.

853. РҚА құрылғылары іске қосылған немесе іске қосылудан бас тартқан барлық жағдайларда, сондай-ақ оларды пайдалану процесінде анықталатын ақаулар жете талданады және РҚА қызметтері белгілеген тәртіппен есепке алынады. Анықталған ақаулар жойылады.

РҚА құрылғыларының іске дұрыс қосылмауы немесе іске қосылудан бас тартуы, сондай-ақ схемалар мен аппаратурада анықталған ақаулар туралы әрбір оқиғаны басқарма жоғарғы тұрған ұйымды ақпараттандыруы тиіс.

854. РҚА панельдері мен екі жақты қызмет көрсету шкафтарында, сондай-ақ беткі және келесі жақтарындағы басқару панельдері мен пульттерінде диспетчерлік атауына сәйкес олардың атауы көрсетілген жазбасы болуы тиіс.

Панельдерде, пульттері мен айналма панельдері бар шкафтарда орнатылған аппаратураның схемаларға сәйкес екі жағынан да жазбасы немесе таңбалануы болуы тиіс. Жазбаның немесе таңбалаудың орналасуын сәйкесінше тиісті аппарат анықтайды. Түрлі қосылулар немесе жеке-жеке тексерілуі мүмкін РҚА-ның түрлі құрылғыларына қатысты аппаратуралары бар панельдерде нақты шектеу сызықтары көрсетіледі және РҚА-ның жекелеген құрылғыларын тексеру кезінде шектеу қою мүмкіндігі қамтамасыз етіледі.

Жедел персонал басқаратын құрылғылардағы жазбалар осы құрылғылардың атауын нақты көрсетуі тиіс.

855. Күш беретін электр жабдығы мен электр қуатын жеткізетін желі зақымданудың барлық түрлерінен реленің қорғалатын кернеулі болуы мүмкін. Релелік қорғану құрылғысының жұмысындағы қорғанудың жекелеген түрлерінің жарамсыздығы немесе істен шығарылуы кезінде электр жабдықтарының және электр жеткізу желілерінің зақымданудың барлық түрлерінен толығымен қорғалуын қамтамасыз етеді. Егер бұл шарт орындалмаса, тез әрекет ететін уақытша қорғану жүзеге асырылады немесе резервтік қорғануды тездету енгізіледі немесе ажыратылуы тиіс.

856. Тез әрекет ететін релелік қорғану мен ажыратқыштардың бас тартуы кезінде резервілеу құрылғысын (бұдан әрі – АБТРҚ) болған кезде жөндеу жұмысына кейін желілерді, шиналарды және жабдықтарды қосу немесе олардың кернеусіздігін анықтау бойынша барлық операциялар, сондай-ақ ажыратқыштар мен ауа ажыратқыштармен ауыстырып-қосу операциялары осы қорғану жұмыстарына енгізілуімен жүзеге асырылады; егер операциялар жүргізу кезінде осы қорғану жұмыстарының бірі іске қосыла алмайды немесе әрекет принципі бойынша істен шығарылады, резервтік қорғану тездетілгені жөн немесе уақытша қорғану жұмыстары орындалады.

857. Жерге қатысты кернеуі 60 кВ-тан жоғары екінші тізбекпен электрлі байланысқан оқшаулау кедергісі, сондай-ақ байланыспаған (өлшеу тізбектері, жедел ток, сигнализациялары) түрлі мәндегі тізбектер арасында 1 МОм төмен емес әрбір байланыста болады.

Жекелеген ток көздерінен немесе жеке трансформаторлар арқылы қоректенетін жұмыс кернеуі 60 кВ және одан төмен екінші тізбегінің оқшаулау кедергісі 0,5 Мом төмен болмауы тиіс.

Оқшаулау кедергісі алғашқы кезде кернеуі 1000-2500 В мегаометрмен, ал екінші жағдайларда кернеуі 500 В тексеріледі.

Микро электрондық базада РҚА құрылғысының кернеуі 24 В және одан тізбектерді оқшаулау кедергісін өлшеу дайындаушы зауыттың нұсқаулары бойынша жүргізіледі. Егер осындай нұсқаулар болмаса, кернеуі 15 В дейінгі омметрдің жерге тұйықталуының жоқ екендігі тексеріледі.

Екінші тізбектегі оқшаулауды тексеру кезінде осы кедергілер зақымданудың алдын алу шаралары тиісті нұсқаулықтармен жүргізіледі.

858. Монтаждаудан кейін іске қосу және РҚА мен әрбір қосылудың барлық басқа екінші тізбектерінің электрлі байланысқан тізбектерін, сондай-ақ жұмыс кернеуі 60 В және одан төмен. Элемент тізбектерінен басқа бір панельдегі электрлі байланыспаған тізбектер арасындағы жерге қатысты бақылау кезінде 1 минут ішінде ауыспалы ток 1000 В кернеуімен сыналуы тиіс.

Сонымен қатар, 1000 В кернеумен 1 минут ішінде қатерлі салдары бар (газбен қорғау тізбегі, жедел ток көзі ретінде пайдаланылатын конденсатор тізбегі, 1А номиналды ток мәні бар ток трансформаторларының екінші тізбегі) желілер арасындағы тұйықталу қаупі бар тізбектер бақылау кабелінің желілері арасындағы оқшаулағыш сыналуы тиіс.

Әрі қарай пайдалануда РҚА (60 В және одан төмен тізбек кернеуін есептемегенде) тізбектерінің оқшаулағышы профилактикалық қайта қалпына келтіру кезінде 1 минут ішінде ауыспалы ток кернеуі 1000 В немесе мегомметрді немесе арнайы қондырғыны пайдалана отырып, 2500 тВ тегістелген кернеумен сыналады.

60 В және одан төмен кернеумен РБА тізбектерінің оқшаулағышын сынау осы қағидалардың 817-тармағына сәйкес оны өлшеу процесінде жүргізіледі.

859. РҚА-ның қайта жөнделген құрылғыларымен екінші тізбектері іске қосылар алдында жөнделеді және қабылдау сынағынан өтеді.

Жаңа құрылғыларды енгізу және оларды іске қосу үшін рұқсат релелік қорғау мен электр автоматикасы журналындағы жазбасымен белгіленген тәртіпте беріледі.

860. Пайдалануға берілген РҚА құрылғыларындағы РҚА қызметінде мынадай техникалық құжаттамалар болуы тиіс:

1) паспорттар-хаттамалар;

2) жөндеу және тексеру бойынша нұсқаулықтар немесе әдістемелік нұсқаулар;

3) карта ретінде жасалған құрылғылар туралы техникалық мәліметтер мен сипаттамалар;

4) атқарушы жұмыс схемалары: негізгі, монтаждық немесе негізгі-монтаждық;

5) РҚА құрылғыларының жұмыстарынан артта қалып қоятын тізбектердің босатылу бірізділігін, жолдары мен орындарын көрсете отырып, РҚА күрделі құрылғыларын тексеруге жіберуінің жұмыс бағдарламалары.

Техникалық қызмет көрсету нәтижелері паспорт-хаттамаға тіркеледі. РҚА құрылғылары және апатқа қарсы автоматын тексеруді өткізу бойынша толық жазба жұмыс журналында немеме сәйкес хаттамамен рәсімделеді.

861. РҚА құрылғыларының істен шығарылуы, қалпына келтіру параметрлеріндегі өзгерістер немесе РҚА құрылғыларының әрекеттеріндегі өзгерістер осы Қағидалардың 956, 999, 1000 және 1004 тармақтарына сәйкес ресімделеді.

РҚА құрылғысының іске қосылуына қауіп туындаған кезде осы Қағидалардың 1000 тармағының талаптарын ескере отырып жоғары тұрған жедел-диспетчерлік персоналдың рұқсатынсыз істен шығарылады, бірақ жедел-диспетчерлік персоналға (өндірістік нұсқаулыққа сәйкес) артынан хабарланады және осы Қағидалардың 960-тармағына сәйкес өтінім ресімделеді.

862. Жедел персонал өзгерте алатын орнатулардан басқа, реле, аппараттар мен РҚА қосымша құрылғылары РҚА қызметінің, осы құрылғыларды пайдаланатын электр станциялары электр цехтарының электр техникалық зертханалары (бұдан әрі – ЭТЗ) жұмыскерлеріне ғана немесе ерекше жағдайларда олардың нұсқауларымен жедел персоналға ашуға рұқсат беріледі.

РҚА құрылғыларымен жұмысты тиісті құрылғылармен өзі тексеруге рұқсат берілген және оқытылған персонал ғана орындауы қажет.

863. Басқару пульттерінің, шкафтар мен панельдер қысқыштарының жиынтықтарындағы жедел ток тізбегіндегі немесе генератордың қоздыру (синхронды компенсатор) тізбектеріндегі қысқа тұйықталу, қосылуы (тізбек) немесе ажыратылуы мүмкін тұрақсыз қосылу, қысқышқа жақын болмауы тиіс.

864. Панельдерде, пульттерде, шкафтар мен басқару тізбегінде және РҚА-да жұмыс істеу негізінде жабдықты қате ажыратуға қарсы шаралар қолданады. Жұмыстар оқшауланған инструменттермен ғана орындалады.

Орындау схемаларсыз берілген, көлемі мен жұмыс бірізділігісіз (типтік немесе арнайы бағдарлама) осы жұмыстарды орындауға жол берілмейді.

Ток және кернеу трансформаторларының екінші тізбегіндегі операциялар (атап айтқанда, сынақ блогымен) көрсетілген операцияларды орындау процесінде жалған жұмыс атқаруы мүмкін орнату параметрлері мен әрекеттерінің принциптері бойынша РҚА қондырғылары (немесе олардың жекелеген сатылары) істен шығарылуы қажет.

Жұмыстың аяқталуы бойынша ток, кернеу және жедел тізбегін қосудың жарамдылығы мен дұрыстығы тексеріледі. РҚА-ның жедел тізбегі мен басқару тізбегі сынап көру арқылы тексеріледі.

865. Қорғалатын немесе басқа да қосылулардың дұрыс емес ажыратылуы мүмкін, сондай-ақ жұмыс істеп тұрған РҚА құрылғыларына, жабдықтарға ықпал етпейтін РҚА құрылғыларының жұмысын осы мүмкіндіктер ескерілген, рұқсат берілген өтініш бойынша атқарылады.

866. РҚА панельдері мен шкафтарындағы ауыстырып-қосу құрылғыларының, сынау блоктарының, қақпақтарының дұрыс орналасуын бақылау, басқару мен қорғану тізбегіндегі сақтандырғыштардың немесе автоматты ажыратқыштардың жарамдылығын бақылау, сыртқы сигнализация құрылғылары мен құралдарының аппараттары мен панельдері (шкафтары) бар көрсеткіштері бойынша РҚА құрылғыларының жұмыстарын бақылау, ажыратқыштар мен басқа да аппараттарды сынап қарау. Жоғары жиілікті қорғану сигналдарымен ауыстыру, жоғары жиілікті теле ажырату құрылғыларының, автоматика каналдарының төмен жиілікті аппаратурасының, аварияға қарсы автоматиканың жоғары жиілікті аппаратурасының бақыланушы параметрлерін өлшеу, автоматты қайта қосу құрылғыларын, резерв және нақты құралдардың автоматты қосылуы құрылғыларын сынап көру, автоматты осциллограф сағаттары мен басқа да құралдарының зауытын жүргізуді жедел персонал жүзеге асырады.

Бақылау мен сынап көру мерзімділігі, сынап көретін жататын аппараттар мен құрылғылардың тізімі, сынап көру кезіндегі операциялар тізімі, сондай-ақ нормадан ауытқушылықтар айқындалған кездегі персонал әрекетінің реті жергілікті нұсқаулықтармен белгіленеді.

867. Электр желілері мен элекр станцияларының электр техникалық зертханаларын пайдаланатын ұйымның РҚА қызметінің персоналы басқарудың барлық панельдері мен пульттерін, релелік қорғану, электр автоматикасы, сигнализация панельдерін ауыстырып-қосу құрылғыларының (айырғыштардың, басқару кілттерін, бастырмалардың) және сынақ блогінің қақпақтарына және олардың электр жабдықтарының схемалары мен режимдерінің сәйкестігіне аса назар аудара отырып, мерзімді тексерілуі қажет.

Тексерудің мерзімділігі энергия объектінің басшылығымен белгіленеді. РҚА қызметінің персоналы мерзімді тексеруге қарамастан жедел-диспетчерлік персонал операцияларды орындауға рұқсат берілген РҚА элементтерінің дұрыс қалпы үшін жауапты болады.

868. РҚА құрылғылары мен екінші тізбектері осы Қағидалар мен нұсқаулықтарда көрсетілген көлемде және мерзімде тексеріледі және сыналады.

Бұл құрылғылардың дұрыс емес іске қосылуы немесе іске қосылуынан бас тартқаннан кейін (авариядан кейін) қосымша тексерулер жүргізіледі.

869. Қысқыштар (қатарына) қосылған сымдар тиісті схемалар бойынша таңбалануы тиіс. Бақылау мақсатындағы кабелдер, қабырғалар, төбе немесе басқа да қоршаулар арқылы жүргізілетін кабелдер ұшында, тарамдану және ағындардың қиылысу орындарында таңбалануы тиіс. Бақылау мақсатындағы кабелдердің еркін желілерінің ұшы оқшауландырылады.

870. Металл қабатты бақылау мақсатындағы кабелдердің зақымдануын жою немесе өсуі кезінде не желілердің қосылуы тұмшалау муфталарын орната отырып жүзеге асырылуы тиіс. Көрсетілген муфталар мен қораптар тіркеледі.

Поливинилхлорид және резеңке қабығымен қораптаған кабелдер эпоксидтық жалғағыш муфталар немесе қысқыштардың ауыстыру қатарларының көмегiмен жалғастырылады.

Бір кабелдің әрбір 50 м үшін орташа есеппен жоғарыда көрсетілген қосылыстардың бірінен көп емес болуы тиіс.

871. Ауа, жарық және майдың ықпалымен бұзушылықтарға әкелетін желіні оқшаулай отырып бақылау кабелін пайдалану кезінде қысқыштан бастап соңғы бөліктеріне дейінгі желі учаскелерінде осы бұзушылыққа қарсы тұра алатын қосымша қабат болуы тиіс.

872. Ток трансформаторының екінші орамасы үнемі релеге немесе құралдарға бекітілуі немесе қысқартылуы тиіс. Ток және кернеу трансформаторларының екінші тізбегі және сүзгілердің екінші орамасы ЖЖ каналдарына қосылып жерге тұйықталуы тиіс.

873. Электр станциялары мен қосалқы станцияларда орнатылған авариялық режимде автоматты жылдамдата жазуға болатын өздігінен жазатын құралдар, автоматты осциллографтар, соның ішінде олардың іске қосу құрылғылары, белгілеу құралдары (амперлер, вольтметрлер мен омметрлер) және РҚА құрылғыларының жұмысын талдау үшін пайдаланылатын және электр жеткізу желілеріндегі зақымданудың орындарын анықтау үшін пайдаланылатын басқа да құрылғылар әрдайым іске кірісуге дайын болуы тиіс. Аталған құрылғылардың іске қосылуы мен істен шығарылуы өтінім бойынша жүзеге асырылады.

874. Жедел ток тізбегінде қорғаныс аппараттарының (сақтандырғыштар мен автоматты ажыратқыштар) әрекеттерінің селективтілігі қамтамасыз етіледі.

Автоматты ажыратқыштар, сақтандырғыш негіздерінің атауы мен тогын көрсете отырып таңбалануы тиіс.

875. РҚА құрылғыларын панельдегі шкафтарда, кілттің, бастырманың, сынақ блогінің және басқа да құралдардың көмегімен ауыстырып-қосу жұмысын жедел персонал орындау үшін қолданыстағы режимдер немесе басқа да бақылаудың көрнекі әдістері үшін аталмыш ауыстырып-қосу құрылғыларының кестесі әзірленеді. Осы ауыстырып-қосу операциялары туралы жазба журналға жедел түсіріледі.

876. Электр станциясы мен қосалқы станциясы басқармасының тақтасында, сондай-ақ РҚА тізбегіндегі құрылғылардың панельдері мен шкафтарында көрнекі орналасуы тиіс, ал бір типті операциялар олармен бірге бірдей жүргізіледі.

Параграф 10. Жерге тұйықтау құрылғылары

877. Жерге тұйықтау құрылғылары адамдарды электр қауіпсіздігімен қамтамасыз ету және электр қондырғыларын қорғау талаптарына, сондай-ақ жұмыстың пайдалану режиміне сай болуы тиіс.

Электр жабдықтары мен электр қондырғыларының барлық металл бөліктері жерге тұйықталуы және нөлденуі тиіс.

878. Электр қондырғыларының жерге қосу қондырғыларын монтаждау ұйымына тапсыруда осы құрылғыларды сынаудың қабылдау-тапсыру хаттамасы берілуі тиіс.

879. Жерге тұйықтауға жататын қондырғылардың әрбір элементі жекелеген жерге тұйықтау өткізгіші арқылы жерге тұйықтаушыға қосылады.

Қондырғылардың бірнеше элементтерін жерге тұйықтау өткізгіштерін бірізді қосуға жол берілмейді.

880. Жерге тұйықтағышқа және жерге тұйықтау конструкциясына жерге қосу өткізгіштерін қосу дәнекерлеу арқылы орындалады, ал аппараттардың, машиналардың корпустарына және электр жеткізудің әуе желісінің (ӘЖ) тіреуіштеріне дәнекерлеу арқылы немесе бұрандама арқылы қосылады.

881. Жерге тұйықтау өткізгіштері коррозиядан сақталады. Ашық жерге орнатылған тұйықтау өткізгіштері қара түске боялады.

882. Жерге тұйықтау құрылғыларын бақылау үшін:

1) жерге тұйықтау құрылғыларының кедергісін өлшеу және 12 жылда кемінде 1 рет жерде орналасқан жерге тұйықтаушы элементтердің коррозиялық жай-күйін бағалау үшін топырақты аша отырып таңдап тексеру;

2) жерге тұйықтаушы мен жерге тұйықталатын элементтері арасындағы тізбектің болуы мен жай-күйін тексеру, табиғи жерге тұйықтаушылар және жерге тұйықтау құрылғыларының қосылуы – 12 жылда кемінде 1 рет;

3) жанасу кернеуінің нормасы бойынша орындалған жерге тұйықтау құрылғыларының, электр қондырғыларының жанасу кернеуін өлшеу;

4) жерге тұйықтаушы құрылғылар кернеуінің сәйкестігін тексеру – жерге тұйықтаушы құрылғының монтаждаудан, қайта орнату мен күрделі жөндеу жұмыстарынан кейін, бірақ 12 жылда кемінде 1 рет;

5) кернеуі 1000 В-ге дейін қондырғылардағы тегеурінді сақтандырғыштар мен нөл фазалы сымдардың толық кедергілерін тексеру - 6 жылда кемінде 1 рет жүргізіледі.

883. Жерге тұйықтау құрылғыларының кедергілерін өлшеу:

1) электр станцияларындағы, қосалқы станциялар мен электр жеткізу жүйелеріндегі осы құрылғылардың монтаждаудан, қайта орнату мен күрделі жөндеу жұмысынан кейін;

2) кернеуі 110 кВ және одан жоғары ӘЖ-нің тросс тіреуіштерінде электр доғасымен ізді басу немесе оқшаулағыштың бұзылуы байқалған кезде;

3) кернеуі 35 кВ және одан төмен ауа тарату желілерінің қосалқы станцияларында – 12 жылда кемінде 1 рет жүргізіледі.

Кернеуі 35 кВ және одан төмен желілерде тұйықтау кедергілерін өлшеу;

1) бөлшектеуші, қорғау аралықтары, құбырлар мен вентиль электр тогын ажыратып тұратын аспаптары бар тіреуіштерде және нөлдік сымбардың қайта жерге тұйықтаушысы бар тіреуіштерде – 6 жылда кемінде 1 рет;

2) елді мекендердегі, агрессиялық, таудан жылжитын, үрленетін немесе жаман өткізетін топырағы бар ӘЖ учаскілерінде темір бетон және металл тіреуіштерін 2 %-ын таңдап алып – 12 жылда кемінде 1 рет.

Өлшеу топырақтың кебуі кезінде жүргізіледі.

884. Жанасу кернеуін өлшеу жерге тұйықтау құрылғысын монтаждаудан, қайта орнатудан және күрделі жөндеуден кейін, бірақ 6 жылда кемінде 1 рет жүргізіледі.

Табиғи жерге тұйықталушылар мен ӘЖ тросстары қосылған кезде өлшеу жүргізіледі.

885. Жерге тұйықталушылардың коррозиялық жай-күйін тексеру:

1) қосалқы станциялар мен электр станцияларында – жете тұйықталушылар коррозиямен зақымданған жерлерде, сондай-ақ күш трансформаторларының нейтралдарына, қысқа тұтынушыларға жақын жерлерде;

2) ӘЖ-ге – жерге тұйықталатын тіреуіштердің 2 %-ында да жүргізіледі.

Қосалқы станциялардың жерге тұйықталушылары мен ӘЖ тіреуіші үшін энергия объектінің техникалық басшысының шешімімен қажет болған кезде коррозиялық жай-күйін тексеру жиі жүргізілуі мүмкін.

Параграф 11. Кернеудің жоғарылауынан қорғау

886. Электр станцияларында, қосалқы станцияларда және электр желілерін пайдаланатын ұйымдарда әрбір тарату құрылғылары мен ӘЖ астам кернеуін жоғарылаудан қорғау жөніндегі мәліметтер болуы тиіс:

1) жай бұрғыштар қорғау аймақтарының, прожекторлық діңгектердің, метал және темірбетон конструкциясының көрінісі;

2) қосалқы станцияның жабдығы мен жай бұрғыштары бар порталдар іске қосылуын жерге тұйықтайтын қорғау аппараттарын қосу орындарын көрсете отырып, ТҚ-ның жерге тұйықтау құрылғыларының схемалары;

3) ТҚ жабдықтарының импульстік орнықтылығы (импульстік сақтандыру және өткізу кернеуі) бойынша паспорт деректері;

4) ТҚ мен ӘД-тегі кернеудің жоғарылауын шектеушілердің, веньтильдік және құбырлы разрядтағыштар мен ұшқынды аралықтардың паспорттық қорғау сипаттамалары;

5) ТҚ-ның қорғау аппараттары мен қорғалатын жабдық арасындағы шиналау бойынша олардың тиісті арақашықтығы мен ӘЖ-нің қорғалған тросының ұзындығы көрсетілген ТҚ схемалары.

6) ӘЖ тіректерінің, соның ішінде ӘЖ-нің, ТҚ-нің, ТК-нің және қайта қосу пункттерінің тростық түсірулерінің жерге тұйықтау кедергілерінің мәні;

7) тарату құрылғыларының аумағындағы ӘЖ трассасы бойынша топырақ өткізгіштігі туралы деректер;

8) өздерінің арасында, байланыс желілері мен радиотрансляциялары, темір жолдардың автоблоктау желілеріндегі ӘЖ-дегі қиылысулар туралы деректер.

887. АТҚ конструкцияларындағы, жеке тұрған стерженьді жай бұрғыштардағы, прожекторлық діңгектердегі, түтінді құбырлар мен гардирендердегі кез-келген мәндегі (жарықтандыру, телефон, жоғары жиілікті) кернеуі 1000 В-ға дейін ӘЖ өткізгіштері, сондай-ақ осы желілердің жарылу қауіпі бар үй-жайларда жол берілмейді.

Көрсетілген мақсаттар үшін металл қабаттары бар кабелдер немесе жерге метал құбырлармен тұрғызылған қабатсыз кабелдер қолданылады. Кабел қабаттары, металл құбырлары жерге тұйықталады. Жарылу қаупі бар үй-жайларға желінің жүргізілуі ғимараттар мен құрылыстарда найзағайдан қорғау құрылғылары.

888. Найзағай мерзімінің алдында жыл сайын тарату құрылғылары мен электр жеткізу желілері кернеуінің жоғарылауынан қорғаудың жай-күйін тексеру жүргізіледі және найзағай мен ішкі кернеудің жоғарылауынан қорғауға дайындығын қамтамасыз етеді.

Кәсіпорындарда ӘЖ ТҚ және ТП жабдықтарының зақымдаушылығы мен жай салдарынан ажыратылу жағдайлары тіркеледі. Алынған деректердің негізінде найзағайдан қорғау сенімділігін бағалау жүргізіледі және қажеттілігі туындап жатса, оның сенімділігін арттыру іс-шаралары әзірленуі тиіс.

ТҚ-да стандартты емес аппараттар немесе жабдықтарды орнату кезінде найзағайдан қорғау іс-шаралары әзірленуі қажет.

889. Кернеудің жоғарылауын шектеушілер мен барлық вентильді разрядтағыштар үнемі қосылу болу тиіс.

Желді дауыл, көктайғақты, температурасы тез өзгеретін және тез ластанатын аудандардағы найзағайлы кернеудің жоғарылауынан қорғауға арналған вентильді разрядтағыштардың (немесе жеке оның айлары) қыс мезгілінде АТҚ-да ажыратылуына жол беріледі.

890. Вентильді және құбырлы разрядтағыштардың, сондай-ақ кернеудің жоғарылауын шектеушілердің электр жабдықтарын сынау профилактикалық сынақ көлеміне және нормаларына сәйкес жүргізіледі.

891. Құбырлы разрядтағыштар мен қорғау аралықтары электр жеткізу желілерін тексеріп шығу кезінде тексеріледі. Разрядтағыштардың іске қосылуы тексеру парақтарында белгіленеді. Тіреуіштерден алынып тасталуына болатын құбырлы разрядтағыштарды тексеру 3 жылда 1 рет жүргізіледі.

Құбырлы разрядтағыштарды жөндеу жұмыстары тексеру мен қарау нәтижелеріне байланысты жүргізіледі.

892. Оқшауланған немесе сыйымдылық тогының орны толтырылған желілерде электр жеткізудің әуе және кабелдік жүйелерінің жұмысын жерге тұйықтай отырып, зақымданушылық жойылғанға дейін жол беріледі.

Бұл ретте токпен адамдарды және жануарларды соғу қаупі туындайтын елді мекендердегі ӘЖ зақымданған орнын іздеп табу және зақымданушылық ең қысқа мерзімде жоюға дереу кіріскен жөн.

Генераторлық кернеу жүйелерінде, сондай-ақ жоғары кернеулік қозғалтқыштар қосылған жүйелерде жерге тұйықтау жұмысына осы Қағидалардың 668-тармағына сәйкес жол беріледі.

893. Доға сөндіруші реакторлармен жерге тұйықтаудың сыйымдылық тогының орнын толтыру осы Қағидалардың 24-қосымшасында көрсетілген мәндерден асатын сыйымдылық тогы кезінде қолданылады.

6 кВ блокты электр станцияларының жеке қажеттіліктерінің желілерінде резистор арқылы желі нейтралдарын жерге тұйықтау жұмыстарының режиміне жол беріледі.

ӘЖ бар 6-35 кВ желілерінде темірбетон және металл тіреуіштерінде 10 А-дан артық жерге тұйықталу сыйымдылығының тогы кезінде доға сөндіруші реакторлар пайдаланылады.

Осы Қағидалардың 25-қосымшасында көрсетілген мәннен асып кеткен кезде сыйымдылық тогының орнын толтырмай кернеуі 6-35 кВ желілердің жұмыс істеуіне жол беріледі.

Желілердегі жерге тұйықталудың сыйымдылық тогының орнын толтыру үшін қолмен немесе автоматты реттегіші бар жерге тұйықталушы доға сөндіруші реакторлар қолданылады.

Сыйымдылық тогын, доға сөндіруші реакторлар тогын, жерге тұйықталу тогы мен сыйымдылық тогының орнын толтыра отырып, желілердегі нейтралдардың қосылу кернеуін өлшеу доға сөндіруші реакторларды пайдалануға енгізу және желі режимінің айтарлықтай өзгеруі кезінде, бірақ 6 жылда кемінде 1 рет жүргізіледі.

894. Доға сөндіруші реакторлардың қуаты жүйенің келешекте дамуын ескере отырып, сыйымдылық тогы бойынша таңдалынады.

Жерге тұйықтаушы доға сөндіруші реакторлар электр жеткізудің екеуден кем емес желілерімен байланысты қосалқы станцияларда орнатылады. Шалғайдағы қосалқы станцияларда доға сөндіруші реакторларды орнатуға жол берілмейді. Доға сөндіруші реакторлар трансформаторлардың, генераторлардың немесе синхрондық компенсаторлардың нейтральдарына ажыратқыштар арқылы қосылады.

Доға сөндіруші реакторларды қосу үшін "жұлдыз-үшбұрыш" орамаларымен қосылған схемалары бар трансформаторлар пайдаланылады.

Доға сөндіруші реакторларды балқытылған сақтандырғыштармен қорғалған трансформаторларға қосуға жол берілмейді.

Жерге тұйықтау үшін арналған доға сөндіруші реакторларды іске қосу трансформаторы балқытылған сақтандырғыштармен қорғалған ток арқылы жалпы қосылады.

895. Доға сөндіруші реакторлар резонанстық жерге тұйықтау құрылғысымен қалпына келтірілуі тиіс. 5 А-дан жоғары болмауы тиіс жерге тұйықтау тогын құрайтын реактивті қайтадан орнын толтыруға жол беріледі, ал істен шығару деңгейі – 5 %-дан артық емес. Егер желілерде орнатылған кернеуі 6-20 кВ доға сөндіруші реакторлар аралас тармақталуының тогы әр түрлі болса, 10 А-дан артық емес жерге тұйықтау тогын қалпына келтіруге жол беріледі. 15 А төмен жерге тұйықтаудың сыйымдылық тогы кезінде 35 кВ желілерде 10%-дан артық емес істен шығарылуына жол беріледі.

Сыйымдылық тогының орны толық толтырылмаған желіде жұмысты жүргізуге жол берілмейді. Қажетті қуатты доға сөндіруші реакторлары жоқ болған кезде және фазалық желі фазаларының сыйымдылығының симметриялы емес авариялы болуы кернеуі 70 %-дан асатын нейтралдар жылжуы кернеудің пайда болуына әкелмеген жағдайда толығымен орны толтырылмай қалпына келтіру жұмыстарына тек уақытша ғана рұқсат беріледі.

896. Сыйымдылық тогының орнын толтыратын желілерде симметриялы емес кернеу фазалық кернеуден 0,75 %-дан артық болмауы тиіс.

Желідегі жерге тұйықтау болмаған кезде нейтральдарды толтыру кернеуі фазалық кернеуінің 15 %-дан артық болмауына және 1 сағат ішінде 30 %-дан артық болмауына жол беріледі.

Симметриялы емес кернеудің төмендеуі мен көрсетілген мәніне дейін нейтралының жылжуы жерге қатысты желі фазасының сыйымдылығын (фазалық сымдардың өзгеруімен, сондай-ақ желі фазаларының арасындағы жоғарғы жиіліктегі байланыс конденсаторларының таратуымен) тегістей отырып жүзеге асырылады.

Жоғары жиілікті байланыс конденсаторларының және машиналарды айналдыратын жайдан қорғау конденсаторларының желіге қосылуы кезінде жерге қатысты фаза сыйымдылығының симметриялы еместігі тексеріледі.

Фазалық қосылуына және белгіленген мәнінен асатын нейтралды жылжыту кернеуіне әкелуі мүмкін кабелдік желілерді ажыратуға жол берілмейді.

897. 6-10 кВ желілерде токтың орнын толтыруда автоматты түрде қалпына келтірілген жаймен реттейтін доға сөндіруші реакторлар қолданылады.

Токты қолмен реттеудің доға сөндіруші реакторларын пайдалану кезінде қалпына келтіру көрсеткіштері компенсацияны бабынан шығару өлшемі бойынша анықталады. Егер ондай құрал болмаса, қалпына келтіру көрсеткіштері жерге тұйықтау тогын өлшеу нәтижелерінің, сыйымдылық тогының, нейтралдарды жылжыту-қосу кернеуін ескере отырып компенсация тогының негізінде таңдап алынады.

898. Вакуум ажыратқыштары бар қондырғыларда коммутациялық кернеу жоғарылауынан қорғану іс-шаралары көзделеді. Кернеу жоғарылануынан қорғаудан бас тарту негізделуі тиіс.

899. 110-220 кВ қосалқы станцияларда нейтралдардың өздігінен жылжуынан немесе қауіпті феррорезонанстық процестер салдарынан кернеу жоғарылауының алдын-алу үшін оперативтік әрекеттер кернеуі НКФ-110 және НКФ-220 трансформаторлары бар шиналардың жүктелмеген жүйесін құрайтын трансформаторлар нейтралдарын жерге тұйықтаудан басталады.

НКФ-110 және НКФ-220 трансформаторлы шиналарының жүктелмеген жүйесінің желісінен бөлшектеу алдында қоректендіретін трансформаторлардың нейтралдары жерге тұйықталады.

110-220 кВ желілерде толық фазалық емес режимі кезінде оқшауланған нейтралмен жұмыс істейтін трансформаторларды қоректендіру, осы трансформаторлар нейтралдарын жерге тұйықтаумен байланысты жедел әрекеттеріне жол берілмейді.

Электр магнитті трансформаторлары бар 150-500 кВ тарату құрылғылары конденсаторлармен байланыстырылған контактілер, ажыратқыштар шиналар жүйесінің ажыратылуы кезінде феррорезонанстық кернеу жоғарылауының туындауы тексеріледі. Жедел және автоматты ажыратылу кезінде феррорезонанстың алдын алу шаралары қолданылуы қажет.

Желілерде және 6-35 кВ жалғау сымдарында феррорезонанстық процестерді алдын алу шаралары қолданылуы қажет, сондай ақ нейтралдың өздігімен ығысуы.

900. Трансформаторлар мен автотрансформаторлардың төменгі (орта) кернеулі пайдаланылмайтын орамалары жұлдыз шалап немесе үш бұрыштап қосылады және кернеу жоғарылауынан қорғалады.

Жоғары кернеулі орамалар арасында орналасқан төмен кернеулі қолданылмайтын орамаларды қорғау вентиль разрядтағыштары немесе кернеу жоғарылауын шектеушілер арқылы жүзеге асырылады. Егер төменгі кернеулі орамаға жерге тұйықталған қабаттары немесе броньдері бар 30 м кем емес ұзындықтағы кабелдік желілер үнемі қосылып тұрса қорғаныс қажет емес.

Ең төмен және орта кернеулі қолданылмайтын орамаларды қорғау басқа жағдайларда әрбір фазаның іске қосылуы үшін жалғанған бір фазаны немесе нейтралдарды жерге тұйықтаумен немесе вентиль разрядтағыштарымен (немесе кернеудің жоғарылағыш шектегіштермен) жүзеге асырылады.

901. Кернеуі 110 кВ және одан жоғары желілерде 110-220 кВ трансформаторлар орамасының жерге тұйықталуы, сондай-ақ релелік қорғану мен жүйелік автоматика әрекетін таңдауы түрлі жедел және автоматты ажырату кезінде жерге тұйықтау нейтралдарымен трансформаторларсыз желі учаскелері бөлінбейтіндей жүзеге асырылады.

Желілік енгізуден төмен оқшаулау деңгейлі трансформаторлардың нейтралдары кернеуінің жоғарылауынан қорғау вентильді разрядтығыштар немесе кернеу жоғарылауын шектеуіштер арқылы жүзеге асырылады.

902. 110-750 кВ желілердегі жедел қайта қосу кезінде және авариялық режимдерде жабдықтағы өнеркәсіптік жиілік кернеуінің жоғарылауы (50 Гц) осы Қағидалардың 25-қосымшасында көрсетілген электр желілерінің 110-750 кВольтты жабдығында өнеркәсіптік жилік кернеуін жол берілетін жоғарылату мәндерден жоғары болмауы тиіс. Көрсетілген мәндер, сондай-ақ басқа жиілікті 50 Гц синусоидаға салумен пайда болған кернеу амплитудасына таралады.

Параграф 12. Жарықтандыру

903. Барлық үй-жайлардың, жұмыс орындары мен ашық территориялардың жұмыс, авариялық және эвакуациялық жарықтандырылуы "Табиғи және жасанды жарықтандыру" ҚР ҚНжҚ 2.04.-04-2002 сәйкес қамтамасыз етілуі тиіс.

Авариялық жарықтандыру шамшырақтары жұмыс істеп тұрған жарықтандыру шамшырақтарынан белгілерімен және түсімен ерекшеленеді. Түтін құбырлары мен басқа да жоғары құрылыстардың құбырларына жарықтың түспеуі таңбалаудың және жоғары кедергілерді жарықтан шектеудің қолданыстағы нормаларына сәйкес болуы тиіс.

904. Электр станциялары мен қосалқы станциялардың бас, орталық және блок тақтасын басқару үй-жайларында, сондай-ақ диспетчерлік пункттерде авариялық шамшырақтар панель фасадтарында негізгі тақтаның жарықтандырылуы кезінде 30 люксметр (бұдан әрі - лк) болуын қамтамасыз етуі тиіс, бір-екі шам сақтандырғыштар арқылы тұрақты ток шиналарына қосылады және тәулік бойы қосылып тұрады.

Эвакуациялық жарықтандыру үй-жайлар мен өту жолдарында кемінде 30 лк қамтамасыз етіледі.

905. Қалыпты режимдегі жұмыс және авариялық жарықтандыру әртүрлі тәуелсіз ток көздерінен қоректенеді. Электр станциялары мен қосалқы станцияларда және диспетчерлік пункттерде ток көздері ажыратылған кезде авариялық жарықтандыру автоматты түрде аккумуляторлық батареяға немесе басқа тәуелсіз ток көзіне ауыстырылып қосылады.

Осындай жарықтандыруға жатпайтын жүктеменің басқа да түрлерінің авариялық жарықтандыру желісіне қосылуына жол берілмейді.

Авариялық жарықтандыру желісінде ашалы розетка болмауы тиіс. Эвакуациялық жарықтандыру шамшырақтары жұмыс істеп тұрған жарықтандыру желісіне қосылмайтын желіге қосылады. Эвакуациялық жарықтандырудың қоректендіру көздерін ажырату кезінде ол аккумуляторлық батареяға немесе қозғалтқыш-генератор қондырғысына ауыстырылып қосылады.

906. Жөндеу жарықтандыруының жылжымалы қолшамшырақтары 42 В жоғары емес кернеулі желіден, электр тогының аса жоғары қауіптілігі кезінде 12 В жоғары емес кернеулі желіден қоректенеді.

12-42 В ашалар 127 және 220 В розеткаларға сәйкес келмеуі тиіс. Розеткаларда кернеулерін көрсететін жазба болуы тиіс.

907. Шамшырақтың осы түрі үшін жоғары кернеулі лампаларын орнатуға жол берілмейді. Шамшырақтардың шашыратқыштарын экрандайтын және қорғайтын торды алып тастауға жол берілмейді.

908. Электр станциялары мен қосалқы станцияларды жарықтандырудың ішкі, сыртқы, сондай-ақ қорғау желілерінің жекелеген желілері бойынша қоректендіру көздері болуы тиіс.

Электр станцияларының отын мен меншікті объектілерінің қоймаларын жарықтандыру желілерінен басқа сыртқы жұмыс істеп тұрған жарықтандыру желілерін басқару, сондай-ақ қорғау мақсатындағы жарықтандыру желілерін басқару басқарманың бас немесе орталық қалқанының үй-жайларынан жүзеге асырылады.

909. Электр станцияларының жарықтандыру желісі, қажетті шектерде жарықтандыру кернеуді ұстану мүмкіндігін қамтамасыз ететін, стабилизаторлар арқылы немесе жекелеген трансформаторлардан қорек көздерін алады.

Лампалардағы кернеу номиналдан артық болмауы тиіс. Ішкі жұмыс істеп тұрған жарықтандыру желілерінің, сондай-ақ прожекторлық қондырғылардың меншікті лампаларындағы кернеудің төмендеуі номиналды кернеуден 5 %-дан артық болмауы, сыртқы және авариялық жарықтандыру желілерінің меншікті лампаларында және 12-42 В желілерінде 10 %-дан артық (люминесцентті лампалар үшін – 7,5 % -дан артық емес) болмауы тиіс.

910. Екі шығу есігі бар ТҚ дәліздерінде және өту туннельдерінде жарықтандыру екіжақты басқарумен орындалады.

911. Барлық ажыратқыштардағы (рубильниктегі, автоматтардағы) жарықтандыру желілерінің қалқандарында және жиынтықтарында қосылу атауы, ал сақтандырғыштарда қоспа балқыма тогының мәні көрсетілген жазба жазылады.

912. Кезекші персоналда жарықтандыру желісінің схемалары мен балқитын калибрлі қоспаның және жарықтандыру желісінің барлық кернеулі лампаларының қоры болуы тиіс. Авариялық жарықтандыру кезінде кезекші және жедел жөндеу жұмысының персоналы жылжымалы электр шамдарымен жабдықталады.

913. Шамшырақтарды тазартуды, лампаларды және балқыма қоспаларын ауыстыруды, электр станцияларында жарықтандыру желілерін жөндеу мен тексеруді электр цехының персоналы жүргізіледі. Көпірлі крандары бар үй-жайларда оларды қауіпсіздік шараларын сақтай отырып, шамшырақтарға қызмет көрсету үшін пайдалануға жол беріледі.

Шамшырақтарды тазартуды және жанып кеткен лампаларды ауыстыруды, шамшырақтарды қауіпсіз пайдалануды қамтамасыз ететін құрылғы көмегімен электр қауіпсіздігі бойынша сыныбы 2-топтан төмен емес, энергия объектінің технологиялық цехының оқытылған персоналы орындай алады. Тазалау мерзімділігі жергілікті шарттарды ескере отырып белгіленеді.

914. Жарықтандыру желілерін тексеру:

1) авариялық жарықтандыру автоматын тексеру – айына кемінде 1 рет күндізгі уақытта;

2) жұмыс істеп тұрған жарықтандыруды ажырату кезінде авариялық жарықтандырудың жарамдылығын тексеру - жылына 2 рет;

3) жұмыс орындарының жарықтануын тексеру - пайдалануға енгізу кезінде және әрі қарай қажет болған жағдайда;

4) 12-42 В стационарлық трансформаторларын оқшалауды сынау жылына 1 рет;

5) 12-42 В жылжымалы транформаторлар мен шамшырақтарды тексеру жылына 2 рет осы мерзімдер бойынша жүргізіледі.

Қарау мен тексеру барысында табылған ақаулар тез арада жойылады.

915. Стационарлық жабдықтар мен авариялық, эвакуациялық және жұмыс істеп тұрған жарықтандырудың электр сымдарының жай-күйін тексеру, оқшаулағыш кедергісін сынау мен тексеру пайдалануға беру кезінде, ал әрі қарай энергия объектінің техникалық басшысы бекіткен кесте бойынша жүргізіледі.

Параграф 13. Электролиздік қондырғылар

916. Электролиздік қондырғыларды пайдалану кезінде: электролиздердегі кернеу мен ток; сутегі мен оттегі қысымы; аппараттардағы сұйықтық деңгейі; сутегі мен оттегі жүйелерінің арасындағы қысымның әртүрлілігі; айналым контурындағы электролит температурасы; кептіру қондырғыларындағы газ температурасы; аппараттардағы сутегі мен оттегінің тазалығы; қондырғы үй-жайларындағы сутегі құрамы бақылануы қажет.

Бақыланатын параметрлердің қалыпты және шекті мәні дайындаушы зауыт нұсқаулықтары мен жүргізілетін сынақ негізінде орнатылады және пайдалану кезінде қатаң сақталады.

917. Электролиздік қондырғылардың технологиялық қорғануы орнатылған режимде мынадай ауытқушылықтар барысында түрлендіргіш агрегаттардың (қозғалтқыш - генераторлардың) ажыратылуына әсер етеді:

1) 200 кгс/м² (2 кПа) артық сутегі мен оттегінің қысымын реттеушідегі қысымның әртүрлілігі;

2) 2 % және одан да жоғары пайызды оттегіде сутегінің болуы;

3) 1 % және одан да жоғары пайызды сутегіде оттегінің болуы;

4) жүйелердегі қысымның номиналдан жоғары болуы;

5) полюс аралық қысқа тұйықталу;

6) бір полюсті қысқа тұйықталу (газдың орталықта шығатын электролизі үшін);

7) түрлендіргіші бар агрегаттардағы (қозғалтқыш генераторлар) ауыспалы ток кернеуінің жоғалуы.

Электролиздік қондырғыларды автоматты ажырату кезінде, сондай-ақ 70 ⁰С дейін айналым контурындағы электролит температурасының көтерілуі кезінде, газ талдағыштардың датчиктері мен электролиз үй-жайының ауасындағы сутегі 1 %-ға дейін артқан кезде басқару қалқанына дабыл беріледі.

Дабылды қабылдағаннан кейін жедел персонал 15 минуттан қалмай қондырғыға келіп жетуі қажет.

Технологиялық қорғалудан ажыратылғаннан кейін қондырғыны қайта іске қосу ажырату себебі анықталып, жойылғаннан кейін ғана жедел персонал арқылы жүзеге асырылады.

918. Әрдайым кезекші персоналысыз жұмыс істеп тұратын электролиз қондырғысы ауысымда кемінде 1 рет тексеріледі. Табылған ақаулар мен олқылықтар журналға (картотекаға) тіркеледі және қысқа уақыт ішінде жойылады.

Қондырғыны тексеру кезінде жедел персонал:

1) жұмыс істеп тұрған электролизер қысымын реттеушідегі су деңгейінің өлшеуші-сараланған манометр көрсеткіштерімен сәйкестігін;

2) ажыратылып тұрған электролизер қысымын реттеушідегі су деңгейін;

3) ажыратылып тұрған электролизер қысымын реттеушісінен атмосфераға газды жіберу қақпақшаларының ашылуын;

4) гидро затворлардағы судың болуын;

5) газ талдағыш датчиктеріндегі (ратометр бойынша) газ шығынын;

6) электролиздердегі жүктеме мен кернеуді;

7) электролизден шығардағы газ температурасын;

8) жүйедегі және ресиверлердегі сутегі мен оттегі қысымын;

9) ресиверлердегі инерттік газ қысымын тексеруі қажет.

919. Автоматты газталдағыштардың жарамдылығын тексеру үшін тәулігіне 1 рет сутегідегі оттегінің және оттегідегі сутегінің болуына химиялық талдау жүргізіледі. Автоматты газ талдағыштардың бірінің жарамсыздығы кезінде тиісті химиялық талдау әрбір 2 сағат сайын жүргізіледі.

920. Сутегі және оттегі қысымының реттеуіштерінде және ресиверлерде сақтандыру қақпақшалары номиналдық 1,15 тең қысымға байланысты реттеліп қойылады. Қысым реттеуіштеріндегі сақтандыру қақпақшалары 6 айда кемінде 1 рет, ал ресиверлердегі сақтандыру қақпақшалары 2 жылда кемінде 1 рет тексеріледі. Сақтандыру қақпақшалары азотпен немесе таза ауамен сыналады.

921. Ресиверлерге сутегі мен оттегіні құбыржолдары арқылы жеткізу, сондай-ақ қоректендіру бактеріне тұссыздандырылған суды (конденсатты) құбыржолдары арқылы жеткізуде газбен тығыздалған айналмалы қақпақшалар орнатылады.

922. Электролиз үшін құрамында 30 мкг/дм³ артық темір, кемінде 30 мкг/дм³артық хлорид пен 70 мкг-экв/дм³ артық емес карбонат болатын су қолданылады.

Электролиттi дайындау үшін стандартқа сәйкес былықпалары да, сұйық ХЧ таңбалы да полиэтилен қосымша беттеріндегі қабыршақтары ретінде қойылатын техникалық ең жоғары сұрыпты калий тотығының гидраты қолданылады.

923. Электролиздік қондырғылармен дайындалған сутегінің тазалығы – 99 %-дан, оттегінің тазалығы 98 %-дан төмен болмауы тиіс.

Аппараттардағы газ қысымын көтеру сутегі мен оттегінің белгіленген тазалығына қол жеткізуден кейін ғана жол беріледі.

924. Электролиздегі электролит температурасы 80 ⁰С-тан артық болмауы, ал электролиздің ыстық және салқын ұяшықтарындағы температура айырмашылығы 20 ⁰С-тан артық болмауы тиіс.

925. Электр станцияларының қажеттіліктері үшін оттегіні пайдалану кезінде оның ресиверлердегі қысымы олардағы сутегі қысымынан төмен автоматты болады.

926. Электролизді іске қосар алдында барлық аппараттар мен құбыр жолдары азотпен үрленеді. Үрлеу үшін азоттың тазалығы 97,5 %-дан төмен болмауы тиіс. Егер азот құрамы үрленуші газда 97 %-ға жетсе, үрлеу аяқталды деп есептеледі. Электролиз аппаратураларын көмірқышқыл газымен үрлеуге жол берілмейді.

927. Сутегі қысымымен ресиверге электролизді қосу 0,5 кгс/см² (50 кПа) кем емес ресиверлердегі қысымға қатысты электролиз жүйесіндегі қысымның көтерілуі кезінде жүзеге асады.

928. Ресиверден ауаны немесе сутегін шығару үшін көмірқышқыл газы немесе азот қолданылады. Ресиверлердің жоғарғы бөліктеріндегі көмірқышқыл газы 85 %-ға жетпесе ауа көмірқышқыл газымен шығарылады, ал сутегіні шығаруда 95 %-ға жетуі керек.

Ауаны шығару немесе азотпен сутегіні шығару шығарылатын газдағы азот құрамы 97 %-ға дейін жетпегенше жүргізілмейді.

Ресиверлердің ішкі тексеру қажеттілігі туындаған кезде олар үрленетін газдағы оттегі 20 %-ға жеткенге дейін алдын ала ауамен үрленеді. Азот немесе көмірқышқыл газы сутегінің төменгі бөлігінде 99 %-ға жетпегенше, ресиверлерден сутегімен шығарылады.

929. Электролизер қондырғыларын пайдалану процесінде:

1) электролиттің тығыздылығы – айына кемінде 1 рет;

2) электролизерлер ұяшықтарындағы қысым – 6 айда 1 реттен жиі емес;

3) технологиялық қорғану, сақтандыру және авариялық сигнализация әрекеті мен кері қақпақшалардың жай-күйі – 3 айда кемінде 1 рет тексеріледі.

930. Сутегінің немесе оттегінің сорбтық кептіру қондырғыларының жұмыс істеуі кезінде адсорб-құрғатушыларын ауыстыру-қосу кесте бойынша жүргізіледі.

Сутегін салқындату жолымен кептіру кезінде буландырғыштан шығатын сутегі температурасы -5 ⁰С-тан жоғары болмауы тиіс. Еріту үшін буландырғыш мерзімді түрде кесте бойынша ажыратылады.

931. Электролизер қондырғысын ажырату кезінде 1 сағатқа дейінгі мерзімге газдың номиналды қысымымен аппаратураны қалдыруға рұқсат беріледі, бұл ретте оттегі қысымының реттеушілеріндегі қысымның әр түрлілігінің көтерілу сигнализациясы қосылады.

Электролизер қондырғысы 4 сағатқа дейін ажыратылған кезде, аппараттардағы газ қысымы 0,1-0,2 кгс/см² (10-20 кПа) дейін төмендетілуі тиіс, ал 4 сағаттан артық уақытқа ажыратылған кезде аппараттар мен құбыр жолдары азотпен үрленеді. Үрлеу электролизердердің жарамсыздығы байқалған кезде істен шығарылатын барлық жағдайларда орындалады.

932. Электролиз қондырғысында бір электролиздердің жұмыс істеуі және резервтегі басқалардың да болуы кезінде сутегі мен оттегіні атмосфераға шығару вентильдері резервтік электролиздерге ашық болуы тиіс.

933. Электролизердерді тазарту, олардың ұяшықтарының созылуын тексеру мен арматураны тексеру 6 айда 1 рет жүргізіледі.

Жоғарыда ескерілген жұмыстармен қоса, ағымды жөндеу жұмысы, сондай-ақ қабаттарын ауыстыра отырып, электролизерлерді ажырату, диафрагмалар мен электродтарды жуу мен тазалау және ақаулы тетіктерін ауыстыру 3 жылда 1 рет жүзеге асырылады.

Асбест матасын диафрагменттік рамаларға ауыстыра отырып күрделі жөндеу жұмысын жүргізу 6 жылда 1 рет жүргізіледі.

Электролизерлерден электролиттің кемуі байқалмаған кезде және технологиялық режимнің қалыпты параметрлерін сақтау кезінде энергия объектінің техникалық басшысының шешімі бойынша ағымдағы және күрделі жөндеу жұмыстар арасында электролиз қондырғыларын пайдалану мерзімін ұзартуға жол беріледі.

934. Электролиз қондырғыларының құбыр жолдары сырланады, аппараттар газ құбырлары сырының түсіне сәйкес сырланады; ресиверлер тиісті газ құбырларының түсі бойынша сақинасы бар ашық түспен сырланады.

Параграф 14. Энергетикалық майлар

935. Энергетикалық майларды пайдалану кезінде:

1) маймен толтырылған жабдықтың технологиялық жүйелерінің сенімді жұмысы;

2) майды пайдалану қасиеттерінің сақталуы;

3) арнайы тағайындалған, қайта қолдану мақсатында өңделген майды жинау және қайта генерациялау қамтамасыз етіледі.

936. Энергетикалық кәсіпорындарда жеткізушілерден қабылданған барлық энергетикалық майлардың (турбиналық, электр оқшаулағыштық, компрессорлық, индустриялық) болуы қажет:

1) сапа сертификаттары немесе паспорттары болуы қажет және олардың стандарт талаптарына сәйкестігін (МЕМСТ немесе ТШ) анықтау мақсаттарында зертханалық талдауға ұсынылады.

2) жеткізілетін энергетикалық май әр партиясына полихлорбифенилер (ПХБ), полихлордифенилер (ПХД) берік органикалық ластаушылардың болмауын дәлелдейтін (сынау паспорттары мен хаттамалары) сапа сертификаты;

3) энергетикалық май қауіпсіздік паспорты.

Стандарт талаптарына (МЕМСТ немесе ТШ) сәйкес емес өндірілген майларды жабдықтарға қолдануға жол берілмейді.

937. Оқшаулағыш май сапаларын бақылау электр жабдықтарын сынау көлемдері мен нормаларына сәйкес ұйымдастырылады.

938. Электр жабдығын күрделі жөндеуден өткізілгеннен кейін жаңа құрғақ май нормаларына сәйкес оқшауланған май құйылады.

Кернеуі 220 кВ дейін күш беретін трансформаторларда су сығындысының реакциясы, ерітілген шламның, механикалық қоспалардың құрамы бойынша пайдаланылатын майдың нормаларына сәйкес және жаңа майдың тесілетін кернеуі және температурасы 90 ⁰С болған кезде 6 %-дан артық емес диэлектрикалық шығынының тангенс бұрышының (tgд) талаптарына сай 1 г майға 0,05 мг КОН аспайтын қышқылдық санымен пайдаланылатын және қайта өңделген майды құюға болады. Май сөндiргiштерінде осы жабдықтан құйып алынған және механикалық қоспалар мен судан тазартылған жаңа құрғақ майды қайта пайдалануға жол беріледі.

939. Жаңа трансформаторлы майдың маркасы жабдық кернеуінің түрі мен класына байланысты таңдалады. Қажеттілігі бойынша жабдықты өндірушінің келісімі бойынша "IEC 60296 Электр техникасы маңыздағы сұйықтықтар. Трансформаторлар мен коммутациялық аппаратураға арналған жаңа оқшаулағыш минералды майлар" талаптарына сәйкес келетін жаңа трансформатор майларының араласуына рұқсат етіледі.

940. Трансформаторлардың термосифондық және адсорбциондық сүзгілеріндегі қуаты 630 кВА-тан жоғары сорбенттері майдағы қышқыл мөлшері 1 г майға шаққандағы 1мг КОН-ға жеткен кезде, сондай-ақ майда ерітілген қождар суда еритін қышқылдар пайда болған кезде және (немесе) диэлектрикалық шығындардың тангенс бұрышының мәнін (tgд) пайдалану нормасынан артық көтерілген кезде ғана алмастырылады.

Қатты оқшаулаудың сипаттамасы нашарлаған кезде трансформаторлар сүзгiлерiнде сорбенттi 630 кВА дейiн (қоса алғанда) алмастыру жөндеу немесе пайдалану кезінде жүргізіледі. Сүзгіге жүктелетін сорбенттегі су массасының 0,5 %-дан аспауы тиiс.

941. Трансформаторлық май мынадай зертханалық сынақтарға ұшырауы тиіс:

1) теміржол цистерналарынан құйып алынғанға дейін – қысқартылған (тесілетін кернеуді анықтаусыз) талдауға. 220 кВ және одан да жоғары трансформаторға құюға және енгізуге арналған май тұрақтылығы мен tgд- бойынша қосымша тексеріледі. Теміржол цистернасынан алынған май сынамасының тұрақтылығы мен tgд- бойынша сынау оның ұзақтылығына байланысты майды қабылдап алғаннан кейін жүргізуге жол беріледі;

2) май шаруашылығының бактарына құйылған май – резервтегі қысқартылған талдауға – қысқартылған талдауға (3 жылда кемінде 1 рет) және тесілетін кернеуді тексеруге (жылына 1 рет).

Транформаторлық майдың қысқартылған талдау көлеміне тесілетін кернеуді, қышқылдық санның лапылдау температурасын, су сығындысының реакциясын анықтау, механикалық қоспаларды және ерімеген суды визуалды анықтау жатады.

942. Құрғақ майға арналған бактар ауамен кептіру сүзгілерімен жабдықталады.

943. Электр станцияларында тұрақты түрде сыйымдылығы бір май сөндіргішке тең (немесе артық) көлемде трансформатор майының қоры және жабдыққа құйылған барлық майдың 1%-ынан кем емес құюға арналған май қоры сақталады. Көлемі жеңіл кіші май сөндіргіштерге ие электр станцияларында – сыйымдылығы ең үлкен трансформаторға құйылған май көлемінің 10 %-ынан кем емес.

Электр желілерін пайдаланатын ұйымдарда (аудандарда) жабдыққа құйылған майдың көлемінен 2 %-ға кем емес трансформатор майының қоры тұрақты сақталады.

944. Турбина мұнайын және отқа төзімді майды цистерналардан құйып алмас бұрын зертханалық сынақтан өткізіледі:

1) мұнай – қышқылына, лапылдау температурасына, кинематикалық қоюлығына, су сығындысының реакциясына, деэмульсация уақытына, механикалық қоспалар мен судың құрамы;

2) отқа төзімді – қышқылына, суда еритін қышқылдар мен сілтілердің құрамына, лапылдау температурасына, қоюлығына, тығыздылығына, түсіне; механикалық қоспалардың құрамы жедел тәсілмен анықталады.

Цистернадан бос таза әрі құрғақ резервуарға құйып алынған мұнай турбиналық май деэмульсация кезінде, қышқылдануға қарсы тұрақтылығы, коррозияға қарсы қасиеттері бойынша тексеріледі.

Цистернадан құйылған май жабдыққа құюға жарамды болатындай қалыпқа келтіріледі.

945. Бу турбиналарындағы, қоректендіретін электр және турбина сорғыштарындағы пайдаланылатын турбиналық май мынадай нормаларға сәйкес болуы тиіс:

1) мұнай;

қышқыл саны – 1 г майға 0,3 мг КОН аспауы тиіс;

су, қож, механикалық қоспалар болмауы тиіс (визуалды түрде анықталады);

ерітілген қож болмауы тиіс (қышқыл 1 г майға 0,1 мг КОН және одан да көп болған жағдайда анықталады);

термоқышқылдану тұрақтылығы – Тп-22С (қышқыл – 1 г майға 0,8 мг КОН аспайтын; тұнбаның массалық үлесі – 0,15 % аспайтын) майы үшін.

Майды қышқылдандыру шарттарына сынау температурасы 120±0,5⁰С, уақыты – 14 сағат, оттегіні беру жылдамдығы - 200 см³/мин жатады.

Майдың термоқышқылдану тұрақтылығы қышқылы 1г майға 0,1 мг КОН және одан да көп маймен олардың қоспалары үшін күз-қыс мерзімінің алдында жылына 1 рет анықталады. Қоректі электр және турбина сорғыштардың май жүйелерінен алынатын май үшін бұл көрсеткіш анықталмайды:

2) отқа төзімді синтетикалық;

қышқыл – 1 г майға 1 мг КОН аспауы керек;

суда еритін қышқылдың болуы – 1г майға 0,4 иг КОН аспауы керек;

механикалық қоспалардың массалық үлесі – 0,01 % аспауы тиіс;

қоюлығын өзгерту – тауарлық май үшін бастапқы мәнінің 10 аспауы тиіс;

ерітілген қоқыстың болуы (ВТИ тәсілі бойынша) – оптикалық тығыздылығын кемінде 25 % өзгерту (қышқыл 1 г майға 0,7 мг КОН және одан да көп болған жағдайда анықталады).

946. Қышқыл саны бойынша пайдалану нормасының шегіне жеткен отқа төзімді турбина майы сапасын қайта қалпына келтіру үшін дайындаушы-зауытқа жіберіледі. Отқа төзімді турбина майын пайдалану арнайы нұсқаулық талаптарына сәйкес жүзеге асырылады.

947. Гидро турбиналарда пайдаланылатын Тп-30 майы мынадай нормаларға сәйкес болуы тиіс:

1) қышқыл – 1г майға 0,6 мг КОН аспауы керек;

2) су, қож, механикалық қоспалар болмауы тиіс (визуалды түрде анықталады);

3) ерітілген қождың массалық үлесі – 0,01 % аспауы тиіс.

948. Турбина майын сақтау және пайдалану процесінде жүйелі түрде визуалдық мөлшермен бақыланады және қысқартылған түрде талданады.

Мұнай майын қысқартылған түрде талдау қатарына қышқыл санын, механикалық қоспалардың, қождың және судың бар екендігін анықтау, отқа төзімді майға – қышқыл, суда еритін қышқыл, судың бар екендігін анықтау, механикалық қоспалардың құрамын жедел-тәсілмен сандық анықтау кіреді.

Майды визуалды бақылау оны тазарту қажеттігі туралы шешім қабылдау үшін судың, қождың және механикалық қоспалардың болуын сыртынан бақылауға негізделеді.

949. Турбина майының қысқартылған талдауын жүргізу мерзімі мынадай:

1) Тп-22С (ТШ 38.101.821-83) майын – май жүйелеріне құйғаннан кейін 1 айдан аспайтын уақытта және әрі қарай пайдалану процесінде қышқыл саны 1 г майға 0,1 мг КОН дейін болған кезде 2 айда 1 рет және қышқыл саны 1 г майға 0,1 мг КОН артық болған кезде 1 айда 1 рет;

2) отқа төзімді майды – пайдаланып бастағаннан кейінгі кемінде 1 аптада және әрі қарай қышқыл саны 1 г майға 0,5мг КОН дейін болған кезде 2 айда 1 рет және қышқыл саны 1 г майға 0,5мг КОН артық болған кезде 3 аптада 1 рет;

3) синхронды компенсаторларды майлау жүйесіне құйылған турбина майы – 6 айда 1 рет;

4) гидротурбиналарда қолданылатын Тп-30 майы – май жүйесіне құйғаннан кейінгі 1 айдан соң және одан әрі қарай май тұтастай тұнық және ерітілген қождың массалық үлесі 0,005 %-дан артық болмаған кезде жылына 1 рет;

5) ерітілген қождың массалық үлесі 0,005 %-дан артық болса – 6 айда 1 рет. Май лайланған кезде кезектен тыс қысқартылған талдау жүргізіледі.

Визуалдық түрде бақылау кезінде майдан қоқыс немесе механикалық қоспа табылған кезде кезектен тыс қысқартылған талдау жасалады.

Қордағы мұнай турбина майы 3 жылда 1 рет және жабдыққа құяр алдында, ал отқа төзімді майға – жылына 1 рет және жабдыққа құяр алдында қысқартылған талдау жасалуы тиіс.

950. Бу турбиналарында және турбина сорғыштарында қолданылатын май күніне 1 рет визуалды бақыланады.

Әрдайым кезекші персоналдары болатын гидротурбиналарда, электр станцияларында қолданылатын майды визуалды тексеру аптасына 1 рет, ал автоматтандырылған электр станцияларында жабдықты әрбір кезекті тексеру кезінде, бірақ айына кемінде 1 рет жүргізіледі.

951. Электр станцияларында ең ірі агрегаттың май жүйесінің сыйымдылығына тең (немесе одан да көп) мұнай турбина майының және кемінде 45 күндік тұтынуға жететіндей толықтырып құю үшін май қоры үнемі сақталады, электр желілерін пайдалануға беретін ұйымдарда тұрақты май қоры бір синхронды компенсатордың май жүйесінің сыйымдылығына тең және кемінде 45 күндік тұтынуға жететіндей толықтырып құю үшін май қоры болуы тиіс.

Отқа төзімді турбина майының тұрақты қоры бір турбоагрегат үшін толықтырып құюға жететін бір жылдық тұтынудан кем болмауы тиіс.

952. Алынатын индустриялық майлар және икемді майлаулар механикалық қоспалар мен су табу мақсатында визуалды бақылануы тиіс.

953. Электр станцияларында және электр желілерін пайдаланатын ұйымдарда қосымша жабдықтар мен тетіктер үшін шығын нормалары, сапасын бақылау және майлау материалдарын алмастыру мерзімділігі белгіленеді. Осы мақсаттар үшін қолданылатын майлау материалының маркасы осы жабдықта қолдануға рұқсат етілген майлау түрлерін пайдалану жөніндегі зауыт нұсқаулығының талаптарына сәйкес келуі тиіс. Майлау материалдарын алмастыру жабдықты дайындаушы кәсіпорынмен келісіледі.

Мәжбүрлі айналдырылатын қосымша жабдықты майлау жүйесіндегі механикалық қоспалардың, қожды және судың құрамын айына 1 рет визуалды бақылау қажет. Майдың ластанғаны анықталған кезде тазартылуы немесе ауыстырылуы қажет.

Әрбір электр станциясында және электр желісін пайдаланатын ұйымдарда қосымша жабдық үшін кемінде 45 күн тұтынатын майлау материалдарының тұрақты қоры сақталады.

954. Энергия объектілерде жаңа және пайдаланылатын энергетикалық майлар сапасын бақылау мен майды қолдану бойынша ұсыным беруді, оның ішінде оны бақылау кестесін құруды, сондай-ақ өңдеу технологиясын техникалық тұрғыдан басқаруды химиялық цех (химиялық зертхана немесе тиісті бөлімше) жүзеге асырады. Электр желісі пайдаланылатын ұйымның май шаруашылығы оқшаулау және жайдан қорғау қызметінің немесе басшы бұйрығымен анықталған басқа да өндірістік бөлімшенің қарауында болады.

Электр станцияларында электр оқшауланған майларды өңдеу үшін жабдықпен қызмет көрсетуді электр цехының персоналы, ал турбина майын өңдеу үшін қазандық турбинасы цехының персоналы жүзеге асырады.

Электр станциясының біріккен орталық май шаруашылығы кәсіпорын басшысының бұйрығымен анықталған өндірістік бөлімшенің қарауында болады.

955. Химиялық зертханада жабдыққа құйылған турбинаның, трансформаторлық және индустриялық майларды тіркеуге арналған журнал жүргізіледі. Журналда мемлекеттік стандарттың нөмірі немесе техникалық шарттардың, дайындаушы зауыттың атауы, майды сынау нәтижелері, жабдықтың түрі мен станциялық нөмірі, қоспаны қосу туралы, толықтырылған май көлемі мен сапасы туралы мәлімет жазылады.

956. Пайдаланылатын майға қосымша талдау жүргізу қажеттілігі мен мерзімі нақты жабдықтың пайдалану нұсқаулығы бойынша айқындалады.

957. Трансформатор және турбина майын жабдыққа құю және одан құйып алу жеке май өткізгіш бойынша, ал май өткізгіш болмаған кезде цистернаны немесе металл бөшкелерді қолдану арқылы жүзеге асырылады.

Трансформатор майы үшін ыстық майды шайқау арқылы шамамен тазартылған, реттелген май өткізгіштер қолданылуы мүмкін. Станционарлы май өткізгіштер істен шыққан кезде тұтастай маймен толтырылады.

8-тарау. Жедел-диспетчерлік басқарма

Ескерту. 8-тараудың тақырыбы жаңа редакцияда – ҚР Энергетика министрінің 28.09.2020 № 335 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

Параграф 1. Басқарманың міндеттері мен оны ұйымдастыру

958. Қазақстанның желілік операторы, өңірлік диспетчерлік орталықтар, электр желілерінің диспетчерлік қызметтері энергия өндіретін және энергия беретін ұйымдардың келісілген жұмысына тәулік бойы диспетчерлік бақылауды ұйымдастырады, олардың міндетіне:

1) тұтынушыларды электрмен жабдықтаудың берілген талаптарын қамтамасыз ететін электр станциялардың, ұлттық және өңірлік электр желілерінің жұмысы режимдерін әзірлеуді және жүргізу;

2) БЭЖ-де тұрақтылықты қамтамасыз етуді;

3) электр энергиясының сапасына қойылатын талаптарды орындау;

4) электр станцияларының және электр желілері жұмыстарының үнемділігін және тұтыну режимдерін сақтай отырып,энергия ресурстарын тиімді пайдалануды қамтамасыз ету;

5) электр энергиясын өндіруде, қайта түрлендіру және беруде технологиялық бұзушылықтарды болдырмау және жою.

Ескерту. 958-тармаққа өзгеріс енгізілді – ҚР Энергетика министрінің 28.09.2020 № 335 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

959. Әрбір энергия объектіде (электр станцияларында, электр және жылу желілерінде) жабдықты тәулік бойы жедел басқару қызметі ұйымдастырылуы қажет. Оның міндеттері:

1) талап етілетін жұмыс режимін енгізу;

2) ауыстырып қосуды, іске қосуды және тоқтатуды жүзеге асыру;

3) аварияларды жою және жұмыс режимін қайта қалпына келтіру;

4) жөндеу жұмыстарын жүргізуге даярлау болып табылады.

960. Орталықтандырылғагн диспетчерлік басқару көп деңгейлі құрылым негізінде, мынадай түрде жинақталып жүзеге асырылады.

1) Қазақстанның БЭЖ диспетчерлік басқару- біріңғай орталықтандырылған жедел жүйесінде басқарудың жоғарғы деңгейі болып табылатын жүйелік оператордың ұлттық диспетчерлік орталығы;

2) Қазақстанның жүйелік оператордың ұлттық диспетчерлік орталығына орталықтандырылған диспетчерлік басқару процессінде бағынатын – жүйелік оператордың аймақтық диспетчерлік орталығы;

3) жүйелік оператордың аймақтық диспетчерлік орталығы, Қазақстанның жүйелік оператордың ұлттық диспетчерлік орталығына орталықтандырылған диспетчерлік басқару процессінде бағынатын, электрлік энергия көтерме нарығының тұтынушыларын, энергия өндіруші ұйымдар, электр желілік компанияның аймақтық диспетчерлік орталықтары;

961. Әр диспетчерлік деңгей үшін жабдықты және құрылымды басқарудың екі санаты – жедел басқару және жедел жүргізу орнатылады.

Диспетчердің жедел басқаруында жылу сымдары, электр беру желілері, реле қорғанысының құрылғысы, аварияға қарсы жүйе мен режимді автоматиканың аппаратурасы, диспетчерлік және технологиялық басқарудың құралы, бағынысты жедел-диспетчерлік қызметкердің әрекеттерін үйлестіруді және әр түрлі жедел бағынысты бірнеше нысандарда келісілген өзгерістерді қажет ететін операциялар болады.

Көрсетілген жабдығы және құрылғылары бар операциялар диспетчердің басшылығымен жүргізіледі.

Релелік қорғаныс құрылғыларының, апатқа қарсы жүйелер және режимдік автоматика устав есептеулері, режимдік автоматика және апатқа қарсы жүйе, релелік қорғаныс негізгі құрылғыларының басқармасында орналасқан диспетчерлік орталық жүзеге асырады.

962. Диспетчердің жедел жүргiзуiнде жабдық, жылу өткізгіштер, электр жеткізу сымдары, релелік қорғау құрылғылары, аварияға қарсы және режимді автоматика жүйелерінің аппаратурасы, диспетчерлік және технологиялық басқару құралдары, қалып-күйі мен режимі орналастырылатын қуатқа және электр станциясы мен энергетикалық жүйесінің сақтық қорына ықпал ететін жедел-ақпараттық кешендер, желілер режимі мен сенімділігі, сондай-ақ аварияға қарсы автоматиканың баптауы болады.

Көрcетiлген жабдықпен және құрылғылармен жүргізілетін операциялар диспетчер рұқсатымен жүргізіледі.

Релелік қорғаныс, апатқа қарсы жүйе және режимдік автоматика құрылғы устакалары режимдік автоматика устав есептеулері, режимдік автоматика және апатқа қарсы жүйе, релелік қорғаныс негізгі құрылғыларының диспетчердің енгізуінде орналасқан диспетчерлік орталықпен келісіледі.

963. Барлық электр жеткізу сымдары, жылу өткізгіштер, электр объектілердің жабдығы мен құрылғылары диспетчерлік басқару деңгейлері бойынша бөлінеді.

Электр немесе жылу желілерінің, энергия объектілердің диспетчерлері жедел басқаратын немесе жедел жүргізетін электр жеткізу сымдарының, жылу өткізгіштердің, жабдықтар мен құрылғылардың тізімі жоғарғы жедел-диспетчерлік басқару органының шешімімен әзірленеді және осы энергетикалық объектінің, электр және жылу желісінің техникалық басшысымен бекітіледі.

964. Жедел-диспетчерлік басқарудың әр түрлі деңгейдегі персоналдардың арақатынасы энергетикалық объекті иелерінің Қазақстан БЭЖ-мен қатарласа жұмыс істеуіне қатысты тиісті үлгілік ережелермен және шарттармен белгіленеді. Шарт жасасудан бас тартуға жол берілмейді. Келісімшарт жасасу кезінде туындаған даулы мәселелер Қазақстан Республикасының заңнамасына сәйкес шешіледі.

965. Жедел-диспетчерлік басқару диспетчерлік және технологиялық басқару құралдарымен және бақылау жүйелерімен, сондай-ақ тасымалданған жедел схемалармен жабдықталған диспетчерлік пункттерден және басқару қалқандарынан жүзеге асырылады.

966. Әрбiр энергетикалық объектіде, электр және жылу желілерінде жедел-диспетчерлік басқару, жедел келіссөздер және жазбалар жүргізу және энергия жүйесінің ерекшеліктері мен құрылымдық артықшылықтарын есепке ала отырып, авариялық режимдерді ауыстырып қосуды және жоюды жүргізу жөніндегі нұсқаулықтар әзірленеді.

Барлық жедел келіссөздер, диспетчерлік басқарудың барлық деңгейлеріндегі жедел-диспетчерлік құжаттамалар көпшілікпен қабылданған бірыңғай терминологияны, үлгілік өкімдерді, мәліметтер мен жазбаларды пайдалана отырып жүргізіледі.

Параграф 2. Жұмыс режимін жоспарлау

967. Жұмыс режимін жоспарлау кезінде:

1) энергетикалық ресурстарды, жабдықтың жай-күйін, электр құрылыстарының өткізу қабілетін есепке ала отырып, электр станциясының, электр желілерінің, Қазақстанның БЭЖ-інің тұтыну және жүктеме кестесінің теңгерімділігі;

2) режимді жедел басқару қағидаларының және аварияға қарсы және режимді автоматика жүйесінің жұмыс істеу тиімділігі;

3) электр энергиясын өндірудің және жеткізудің сенімділігі мен үнемділігі;

4) энергия объектілердің негізгі жабдықтарын жылдық жөндеу кестесінің орындалуы қамтамасыз етіледі.

968. Режимді жоспарлау ұзақ және қысқа мерзімге жасалады және мыналардың:

1) тәуліктік ведомость деректері мен электр станциясының, электр желілерінің, Қазақстанның БЭЖ-нің алдыңғы күндердегі және мерзімдердегі статистикалық деректері;

2) жоспарланған мерзімдегі электр станциясының, электр желілерінің, Қазақстан БЭЖ-інің жүктемесін болжау;

3) электр желілерінде, Қазақстан БЭЖ-інде жылына 2 рет, маусым мен желтоқсан айларының жұмыс күндерінде жүргізілетін ағынды тарату, кернеу жүктемесі мен деңгейін қорытынды өлшеу нәтижелері;

4) жаңа өндіруші қуаттарды және желілік объектілерді енгізу туралы деректер;

5) тұтынушылар өтінімдерін ескере отырып, жүктеменің өзгеруі туралы деректер;

6) жабдықтың және электр жеткізу желілерінің жол берілетін жүктемелері туралы деректер негізінде жүзеге асырылады.

969. Қазақстан БЭЖ-інің, энергия объектінің жұмыс режимін ұзақ мерзімге жоспарлау жылдың өзіндік бір мерзімі үшін (жүктеме максимумы, жылдық жүктеменің жаздық минимумы, су тасқынының мерзімі, жылыту мерзімі) жүзеге асырылады. Жоспарлау:

1) жүктемелердің максимум сағаттарына жылдық, тоқсандық, айлық энергия теңгерімін және қуат теңгерімін әзірлеуді;

2) берілген қуатты пайдалану тиімділігінің коэффициентiн және жылдың айлары бойынша энергетикалық ресурстары болуын есепке ала отырып, электр станциясының орнатылған қуатының электр энергиясының электр жүктемесі мен тұтынылуының максимум мәнін анықтауды және беруді;

3) гидроэлектр станцияларының гидроресурстарын пайдалану жоспарын әзірлеуді;

4) электр станциясының, қосалқы станцияның негізгі жабдықтарын және электр жеткізу желілерін, релелік қорғау және автоматика құрылғыларын жөндеудің жылдық және айлық жоспарын әзірлеуді;

5) қалыпты және жөндеу режимдері үшін электр станциясын, электр желілерін қосу схемаларын әзірлеуді;

6) БЭЖ-де жаңа өндірілетін қуатты және желілік объектіні енгізуді және аварияға қарсы және режимді автоматика құралдарының баптау параметрлерін таңдауды есепке ала отырып, қалыпты жөндеу және авариядан кейінгі режимдерді есептеуді;

7) желінің қалыпты және жөндеу схемаларына электр жеткізу желілері (қималар) бойынша орнықтылығының нормативтік қорларын есепке ала отырып, қуат ағындарының максималды және авариялық мүмкін болатын мәндерін есептеуді және анықтауды;

8) қысқа тұйықталу тоқтарын есептеуді, жабдықтың электр серпінді және термикалық орнықтылығының және ажыратқыштардан ажырату қабілеттерінің схемалары мен режимдерінің сәйкестігін тексеру, сондай-ақ аварияға қарсы және режимдi автоматиканың параметрлерiн таңдауды;

9) режимді ұтымды жүргiзу үшiн электр станциясының, электр желілерiнің техникалық-экономикалық сипаттамаларын есептеуді;

10) жедел персонал үшін аварияға қарсы және режимді автоматика құралдарын пайдалану және режимді жүргізу бойынша нұсқаулықты айқындауды;

11) автоматиканың жаңа құрылғыларындағы қажеттіліктерді анықтауды;

970. Қазақстан БЭЖ-інің, электр станциясының, электр желілерінің режимін қысқа мерзімге жоспарлау 1 тәуліктен 1 аптаға дейін алдын-ала шартпен жүргізіледі. Қысқа мерзімге жоспарлауда:

1) БЭЖ және электр желілерінің тәулiктiк электр жүктемесiн болжауды;

2) БЭЖ, электр желілері, электр станциясы және жекелеген электр қондырғылары арасында жүктемені ұтымды бөлуді, қуаттың жүйеаралық ағындарының (немесе қуаттың сальдо ағындарының) тәуліктік кестелерін және БЭЖ, электр желілері, электр станциясы жүктемелерінің тәуліктік кестелерін беруді;

3) жөндеуге шығару немесе аварияға қарсы және режимді автоматиканы баптау параметрлерін өзгерту, режимді жүргізу бойынша іс-шараларды есепке ала отырып, жабдықты іске қосу өтінімдері бойынша шешім қабылдауды көздейді.

971. Қазақстан БЭЖ-інің, электр желілерінің, электр станцияларының қуат қорлары мен белсенді жүктемелерінің тәуліктік кестесі, сондай-ақ қуат ағындарының кестесі Қазақстанның ЖО ҰДО, ӨДО бас диспетчерімен, энергия объектінің техникалық басшысымен бекітілгеннен кейін тиісінше диспетчерге беріледі.

Электр станциясындағы жекелеген энергетикалық қондырғылардың жүктеме кестесі осы электр станциясының техникалық басшысымен бекітіледі.

Гидроэлектр станциясының жүктеме кестесі қолданыстағы ведомствоаралық құжаттарға сәйкес өндірістің аралас салаларының (суда сүңгу, суландыру, балық шаруашылығы, сумен жабдықтау) қажеттіліктерін ескереді.

Әрбір ЖЭО және басқа да жылу көздерінің жылу жүктемелерінің кестесі жылу желісінің диспетчерлік қызметімен әзірленеді және жылу желісінің бас диспетчерімен (диспетчерлік қызмет басшысымен) бекітіледі.

972. Алдағы жылға арналған электр станциясының негізгі жабдығы мен құрылысының (түтін құбырлары, градирен және басқалары) күрделі, орташа және ағымдағы жөндеу жұмыстарының кестелері жылдың айлары бойынша жөндеу қуатының берілген мәндері мен нормативтері негізінде әзірленеді, ӨДО-мен немесе Қазақстан ЖО ҰДО-мен келісіледі және белгіленген тәртіппен бекітіледі.

Күрделі және орташа жөндеу жұмыстарының жылдық кестесін өзгерту ерекше жағдайларда ғана, өзгерісті белгіленген тәртіппен бекіту арқылы Қазақстан ЖО ҰДО, ӨДО келісімімен жол беріледі.

973. Электр жеткізу желілері мен қосалқы станция жабдықтарын, жүйелік автоматика және байланыс құрылғыларын жөндеудің жылдық кестесі жедел бағыну деңгейіне байланысты Қазақстан ЖО ҰДО-ның, ӨДО-ның бас диспетчерімен, энергия объектінің техникалық басшысымен бекітіледі.

Ажыратылуы жылыту аралық мерзімде ыстық сумен жабдықтауды шектеуге әкелетін, жылу желілерін жөндеу кестесі басқарудың аумақтық атқару органдарымен (әкімшілікпен) келісіледі.

974. Қазақстан ЖО ҰДО жыл сайын ӨДО-ға, ал ӨДО электр желілеріне көлем және автоматты жиіліктегі жүктеме (бұдан әрі – АЖЖ) мен жиіліктегі АҚҚ (бұдан әрі – ЖАҚҚ) құрылғылары орнатылған диапазондарын беруі қажет.

ӨДО ҰДО-ның көрсеткішін есепке ала отырып, ал оқшауланған жұмыс істейтін желілер - өздігінен мыналарды анықтау қажет:

1) қуаттың жергілікті теңгерімін есепке ала отырып, АЖЖ құрылғылары көлемінің орнатылуы және орналасуы, сондай-ақ ЖАҚҚ құрылғыларының көлемі мен орнатылуы;

2) жиілігін азайту кезінде гидравликалық және гидро аккумуляциялайтын электр станциясының (бұдан әрі – ГАЭС) және ГТҚ агрегаттарын автоматты түрде іске қосу;

3) синхронды компенсатор режимінде жұмыс істейтін гидро агрегаттарды автоматты түрде генераторлық режимге, сондай-ақ ГАЭС агрегаттарын сорғыш режимінен турбиналы режимге ауыстыру.

АЖЖ құрылғыларына қосылған тұтынушылар тізімі энергетикалық объектінің техникалық басшысымен бекітіледі.

975. Жүктемені ажыратудың арнайы автоматикасына (бұдан әрі – ЖААА) қосылатын жүктеме көлемін және оның авариялық режим шарттары бойынша қолданылуын Қазақстанның ЖО ҰДО, ӨДО анықтайды.

Тұтынушылардың ЖААА-ға қосылу шарттары мемлекеттік энергетикалық қадағалау және бақылау органымен келісіледі.

ЖААА-ны іске қосу туралы шешімді Қазақстанның ЖО ҰДО қабылдайды.

976. АЖЖ құрылғыларының жекелеген кезегіне және ЖААА-ға нақты қосылған жүктеменің мәні жылына екі рет (маусымда және желтоқсанда) бір жұмыс күні ішінде әр сағат сайын өлшенеді.

Параграф 3. Жұмыс режимін басқару

977. Энергия қондырғыларының жұмыс режимдерін басқаруды тәуліктік кестелер негізінде ұйымдастырылады.

Электр станцияларға және жылу көздеріне қалыпты жағдайларда жүктеменің берілген кестесі мен қосылған резервті орындау қажет.

Электр станциясының және жылу көзінің жедел-диспетчерлік қызметкері кестеден мәжбүрлі ауытқу туралы тез арада РДО кезекші диспетчеріне және жылу желісінің диспетчеріне хабарлау қажет.

Электр станциясының жүктеме кестесі өзгерген кезде БЭЖ-дегі жүктеменің қосынды кестесі мен РДО, Қазақстанның ЖО ҰДО белгілеген қуат тогының артуы орындалады; одан ауытқу тек РДО, Қазақстанның ЖО ҰДО диспетчерінің өкімі бойынша ғана рұқсат етіледі.

ӘЖ-200 және одан жоғары жүйе түзуші қуат тогының арту кестесінің өзгеруі РДО, Қазақстанның ЖО ҰДО диспетчерінің өкімі бойынша жүргізіледі.

Апаттық бұзушылық жағдайларда электр станция генераторларын активті жүктемесін өзгерту немесе генереулейтін агрегаттар қосуға (сөндіруге) қажет, Жүйелік оператор апаттық жағдайлар талаптарымен сәйкес электрлік қуат резервін іске қосады және электрлік желі сәйкес учаскесінде "апат" режимін қосады.

"Апат" режим уақыты кезінде, нарықта келісім қатынастарымен байланысты процедуралар, апат болған жақта тоқтатылады.

Электр станциясының жұмыс қуатын шектеу немесе агрегаттардың рұқсат етілген ең төменгі жүктемесінің белгіленген нормалардан ауытқуы жедел өтінімде ресімделеді.

978. Электр тогы мен қуатының жиілігін реттеу кезінде энергия жүйесінде қамтамасыз етіледі:

1) электр тогының жиілігін Қазақстан Республикасының электр энергия саласындағы бекітілген талаптарына сәйкестігін қолдау;

2) қазақстанның БЭЖ-де параллельді жұмыс істеу кезінде бекітілген тәртіпте келісілген және Қазақстанның ЖО ҰДО-де жиілікті түзете отырып, сыртқы байланыстар бойынша берілген қуаттың жиынтық артуын (қуаттың арту сальдосы) қолдау;

3) энергия жүйесі жұмысының тұрақтылығының жағдайлары бойынша қуаттың артуын, электр беру желілерінің сымдарының қызуын, жабдықтың артық жүктемесін шектеу.

979. Қазақстан БЭЖ немесе жеке жұмыс істейтін энергетикалық тораптарда жиілігі мен қуаттың ток ағынын реттеу:

1) реттеу диапазонының (жиіліліктің бастапқы реттеуі) шегінде турбиналарды реттеу жүйесінің ықпалымен қуатын өзгерте отырып жиілілігін өзгертудегі барлық электр станцияларымен жүзеге асырылады, бұл ретте реттеу статизмі мен жиілілік бойынша аймақ Қазақстанның ҰДО ЖО-мен келісіледі;

2) электр станцияларының жиілілігі мен қуаты бойынша режимді реттеу (режимнің екінші реттеуі) үшін бөлінгендермен жүзеге асырылады.

980. Жиілілік пен қуаттың ток ағыны автоматты реттеу (бұдан әрі – ЖҚАР) мүмкіндігі болмаған кезде жүйенің жоқ болуы немесе жарамсыздығы, режимі бойынша шектеу) ЖҚАР Қазақстанның ҰДО ЖО диспетчерінің өкімімен электр станцияларында жүзеге асырылады.

981. Жиілік белгіленген шектен төмен жиіліліктен төмендеген кезде Қазақстанның ҰДО ЖО диспетчері немесе жұмыс істеп тұрған желінің оқшаулағышы бар қуат резервтерін іске қосуы қажет.

982. Егер жиілік азаюын тоқтатпай, ал барлық қуат қорлары пайдаланылған болса, диспетчерге тұтынушыларды нұсқаулыққа сәйкес шектеу немесе ажырату арқылы қалыпты жиілікті қайта қалпына келтіруді қамтамасыз ету қажет.

983. Қуаттың ток ағынының жүйеаралық байланысы бойынша мәні авариялық мүмкін болатын мәнінен асып кеткен кезде Қазақстанның БЭЖ ӨДО, ӨДО диспетчері қуат қоры сарқылғаннан кейін қуат қабылдайтын желіден тұтынушыларды ажырату арқылы байланысты жүктемеден босатуы қажет.

984. Жиіліктің авариялық ауытқуы кезінде электр станцияларының персоналы жоғары тұрған жедел-диспетчерлік персоналдың нұсқауына сәйкес әзірленген жергілікті нұсқаулық бойынша әрекет ете отырып, оны қайта қалпына келтіру шараларын өзі атқарады.

985. Қазақстан БЭЖС-нің жиілігін ұстап тұруды бақылауды Қазақстанның ҰДО ЖО диспетчері, ал оқшауланған энергетикалық тораптарда Қазақстанның ҰДО ЖО немесе ӨДО диспетчерлері жүргізеді.

986. Электр желілеріндегі кернеуді реттеу кезінде:

1) кернеу көрсеткіштерінің сәйкестігі;

2) электр станциясы мен желілерінің жабдықтары үшін мүмкін болатын мәндегі кернеу деңгейінің сәйкестігі;

3) Қазақстанның БЭЖ немесе оқшауланған желілерінің тұрақтылығының қажетті қоры;

4) электр желілеріндегі электр энергиясының минимум шығыны қамтамасыз етіледі.

987. 6-35 кВ тарату желісіндегі қоректендіретін ТКР құрылғыларымен жабдықталған трансформаторлар мен автотрансформаторларда кернеудің автоматты реттегіштері қосылады. Автоматты реттегіштердің ажыратылуына тек өтінім бойынша жол беріледі. 6-35 кВ тарату желісінің трансформаторларында ТКР бар трансформаторлар кернеуінің 0,4 кВ желілердегі қабылдағыштардың кіреберісіндегі кернеуді қамтамасыз ететін қоздырғышсыз қосып ажыратқыштар (ҚҚА) тармақтауы пайдаланылады. ҚҚА трансформаторлары тармақтауының кернеуі мен жағдайларын реттегіштерді қалпына келтіру жүйе мен жүктеме өзгерісіне байланысты түзетіледі. ҚҚА трансформаторлары тармақтауының автоматты реттегіштері мен жағдайларын қалпына келтіру параметрлері энергия объектісінің диспетчерлік қызмет басшысымен бекітіледі.

988. 110 кВ және одан да жоғары желідегі кернеуді реттеу әрбір тоқсанға бекітілген уақыт қызметіндегі кернеу кестелеріне немесе қосылған жабдықтың құрамын есепке ала отырып, кернеудің режим параметрлеріне тәуелділігінің сипаттамасына сәйкес бақылау пункттерінде іске асырылады.

Бақылау пункттеріндегі реттеу сипаттамалары мен кернеу кестелері алдағы тоқсанға, Қазақстанның Жүйелік операторларымен ӨДО қызметтерімен анықталады және қажет болған жағдайда қысқа мерзімге жоспарлау режимінде түзетіледі.

Бақылау пункттері кернеу деңгейінің Қазақстан БЭЖ-і электр желілеріндегі электр энергиясының тұрақтылығына және шығынына әсер етуі дәрежесіне қарай тиісті диспетчерлік қызметтермен және диспетчерлік басқарулармен орнатылады.

Кернеуді реттеуді автоматика және телемеханика құралдарымен, ал олар болмаған жағдайда электр желілерінің, ӨДО, Қазақстанның ЖО ҰДО диспетчерінің бақылауымен энергия объектісінің жедел-диспетчерлік персоналы жүзеге асырады.

989. Кернеуі Қазақстанның ЖО ҰДО немесе ӨДО диспетчерімен бақыланатын пункттер тізбесі, сондай-ақ осы пункттердегі кернеу кестелері мен реттеу сипаттамалары Қазақстан ЖО ҰДО-ның немесе ӨДО-ның бас диспетчерімен бекітіледі. Кернеуі ӨДО-ның электр желілерінің жедел-диспетчерлік қызметінің диспетчерлерімен бақыланатын тиісті пункттер тізбесі, сондай-ақ олардың кернеу кестелері мен реттеу сипаттамалары ӨДО энергия объектінің техникалық жетекшісімен бекітіледі.

990. Тұтынушылардың реактивтi қуат көздерін пайдалану тәртібі энергиямен жабдықтаушы ұйым мен тұтынушы арасында шарттар жасау кезінде беріледі.

991. Синхронды компенсаторлары бар электр станциясы мен қосалқы станциясының ӨДО дипетчерімен бақыланатын басты пункттеріне энергия жүйелерінің және жүктеме тараптарының статикалық орнықтылығының шарттарымен анықталатын кернеуді азайтудың авариялық шектері белгіленеді.

Егер осы пункттердегі кернеу көрсетілген авариялық шегіне дейін төмендейтін болса, синхронды компенсаторлары бар электр станциясының және қосалқы станциясының жедел-диспетчерлік персоналы генераторлар мен компенсаторларды қайта жүктеу мақсатында пайдалану арқылы кернеуді өздігінен ұстап тұру керек, ал ӨДО, Қазақстанның ЖО ҰДО диспетчерлері электр станциялары мен электр желілері арасында реактивті және белсенді қуаттарды бөліп тарату арқылы электр станциялары мен электр желілеріне көмек көрсетуі қажет. Бұл ретте жекелеген бақылау пункттерінде кернеуді жабдық үшін барынша жол берілетін мәннен асыруға жол берілмейді.

Желінің жұмыс режимі немесе схемасы өзгерген кезде жүктеменің авариялық жол берілетін шектерінен де төмендеуі мүмкін болатын Қазақстан БЭЖ-інің электр желілері тораптарындағы тұрақтылығының бұзылуын алдын алу үшін қажетті көлемде жүктемені ажырататын автоматика орнатылады.

992. Жылу желілерінің параметрлерін реттеу бақылау пункттерінде жылу тасымалдағыштың берілген қысымы мен температурасын ұстап тұруын қамтамасыз етеді.

Егер жылу желілері мен жылу тұтынушыларының арасында өзге де шарттық қатынастар көзделмесе, онда бекітілген кестені қысқа уақыт (3 сағаттан аспайтын) ішінде өзгерткен жағдайда жылу тасымалдағыш температурасының берілген мәнінен ауытқуына жол беріледі.

993. Қолмен немесе автоматты жолмен ықпал ету түрде жүзеге асыратын жылу желілеріндегі реттеу:

1) жылу көздері мен тұтынушыларының жұмысына;

2) жылу желілерінің гидравликалық режиміне, соның ішінде сорғыш станциялар мен жылу қабылдағыш жұмыстарының ток ағыны мен режимін өзгерту арқылы;

3) жылу көздерінің су дайындайтын қондырғыларының қоректік судың өзгермелі шығынын жабуға үнемі дайын болуы арқылы қоректендіру режиміне әсер ету арқылы автоматты немесе қолмен жүзеге асырылады.

Параграф 4. Жабдықты басқару

994. Пайдалануға қабылданған энергия объект жабдықтары төрт жедел күйдің біреуінде болады: жұмыста, резервте, жөндеу немесе консервациялауда.

995. Энергетикалық жабдықтарды, релелік қорғаныс және автоматика құрылғыларын, ЖАӨ құрылғыларын, сондай-ақ жедел-ақпараттық кешендер мен диспетчерлік және технологиялық басқару құралдарын (бұдан әрі – ДТБҚ) істен шығару және жөндеу жұмысы үшін резервке және сыналуға шығару бекітілген жоспар бойынша да, олардың жедел басқаруына берілетін тізбесіне сәйкес берілетін өтініммен ресімделеді.

Өтінімдерді және олардың рұқсаты туралы хабар беру уақытын тиісті диспетчерлік қызмет белгілейді. Өтінімдерді электр станцияларының немесе желілерінің техникалық басшысы бекітеді.

996. Нәтижесінде электр желісінің, Қазақстан БЭЖ-нің режимін өзгертуі мүмкін сынақтар энергия объектінің техникалық басшысы бекіткен жұмыс бағдарламасы бойынша және Қазақстанның ҰДО ЖО, ӨДО бас диспетчерімен (жедел бағыну бойынша) келісе отырып, жүргізіледі.

Энергия объектілер жабдықтарының басқа да сынақтарының жұмыс бағдарламаларын энергия объектісінің техникалық басшысы бекітеді.

Сынақтың жұмыс бағдарламасы оларды бастар алдында 7 күннен кешіктірілмей келісуге және бекітуге ұсынылады.

997. Өтінімдер жөндеу жұмысы мен ажырату бойынша бекітілген жоспарға сәйкес жоспарлы, жоспардан тыс және шұғыл жөндеу жұмысын жүргізу үшін жедел болып бөлінеді. Жедел өтінімдерді диспетчердің өзіне тікелей басқармаға тәуліктің кез келген уақытында беруге жол беріледі.

Диспетчер өзінің ауысымындағы мерзімде ғана жөндеу жұмысына кірісуге рұқсат бере алады. Рұқсатты ұзақ мерзімге энергия объектілердің, Қазақстанның ҰДО ЖО, ӨДО-ның бас диспетчері (диспетчерлік қызмет бастығы) ғана береді.

998. Жабдықты жедел ажырату қажеттілігі туындаған кезде жоғары тұрған жедел диспетчерлік персоналды егер мүмкіндік болса, алдын ала немесе кейіннен хабардар ете отырып, ажыратылатын жабдық орнатылған энергия объектісінің жедел персоналы өндірістік нұсқаулық талаптарына сәйкес ажыратады.

Жабдық тоқтатылғаннан кейін туындау себептері мен жөндеу жұмысының орындалатын болжамды мерзімі ресімделеді.

999. Қазақстанның ҰДО ЖО, ӨДО-да, энергия объектілерінде немесе басқармасындағы энергия объектісінің негізгі жабдықтарын күрделі, орта немесе ағымды жөндеу жұмысына жіберуге немесе ауыстыруға рұқсат ӨДО-ның, энергия объектілерінің диспетчерлік қызметінің өтінімі бойынша белгіленген тәртіппен беріледі.

1000. Жабдықтар мен электр жеткізуші желілердің жөндеуге берілуімен және іске қосылуымен, сондай-ақ қазандықтарды тұтатумен, турбиналарды іске қосумен байланысты операциялар уақыты өтінім бойынша рұқсат етілген жөндеу жұмысының уақытына қосылуы тиіс.

Қандай да бір себеппен жабдық белгіленген уақытта өшірілмеген жағдайда жөндеу жұмысының жүргізілу ұзақтығы қысқартылады, ал қосылу күні бұрынғыдай болып қала береді. Жөндеу мерзімін энергия объектісінің, Қазақстанның ҰДО ЖО, ӨДО-ның диспетчерлік қызметтері (жедел бағыну бойынша) ғана ұзарта алады.

1001. Рұқсат берілген өтінімге қарамастан, жабдықтың істен және резервтен шығарылуы немесе сыналуы электр станциясының немесе Қазақстанның ҰДО ЖО, ӨДО тиісті диспетчерлік желілерінің ауысым басшысының рұқсатымен ғана жабдықты істен және резервтен шығару алдында немесе сынау алдында орындалуы мүмкін.

1002. Электр станцияларының немесе электр желілері персоналының электр станциясының ауысым басшысының, Қазақстанның ҰДО ЖО, ӨДО-ның, электр станциялары диспетчерлерінің рұқсатынсыз жүйелік автоматика қондырғыларын, сондай-ақ тиісті диспетчердің басқаруында (электр станцияларының ауысым басшысы) болатын ДТБЖ-ны қосуды, ажыратуды, сынауды және өзгертуді жүзеге асыруға құқығы жоқ.

Релелік қорғау және автоматика құрылғыларын, екі немесе бірнеше объектіде орналасқан аппаратураны тексеру (сынау) осы объектілердің барлығында бір уақытта орындалады.

1003. Электр станцияларының ауысым басшысы, Қазақстанның ҰДО ЖО, ӨДО-ның, электр желілерінің диспетчері электрлі қосылыстардың схемаларында өзгерістер туындаған кезде осы схемалардың жаңа жай-күйіне аварияға қарсы және режимдік автоматика жүйесінің қалпына келтірудің сәйкестігін тексеруі қажет.

1004. Жөндеу жұмысының аяқталуы, оны желіге қосу мен жедел өтінімді жабу туралы пайдаланушы ұйымға хабарлағаннан кейін жабдық жөндеу жұмысынан кейін жұмысқа қосылды деп есептеледі.

1005. Режимнің бұзылуы немесе рұқсат берілген шұғыл өтінім бойынша қорытынды немесе күрделі, орта немесе ағымдағы жөндеу жұмысына ауыстыруға рұқсаты бар жабдықтардың Қазақстан Республикасының Энергетика министрінің 2015 жылғы 20 ақпандағы № 121 бұйрығымен бекітілген Бірыңғай электр энергетикасы жүйесінің, электр станцияларының, аудандық қазандықтардың, электр және жылу желілерінің жұмысындағы технологиялық бұзушылықтарға тергеп-тексеру жүргізу және оларды есепке алу қағидалары (нормативтік құқықтық актілерінің мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 10558 тіркелген) талаптарына сәйкес бұзушылық (апат немесе бас тарту) ретінде ресімделеді.

Параграф 5. Технологиялық бұзушылықтардың алдын алу және жою

1006. Технологиялық бұзушылықтарды жою кезінде жедел-диспетчерлік басқарудың негізгі міндеттері:

1) бұзушылықтардың дамуын, персоналдың жарақаттануы мен жабдыққа зақым келтіруінің алдын алу;

2) тұтынушылардың энергиямен жабдықталуын және электр энергиясын тұтынушыларға қойылатын қалыпты параметрлерін тез қалпына келтіру;

2) сенімді авариядан кейінгі схемалар мен жүйе жұмысының режимін әзірлеу;

3) ажырап кеткен және ажыратылған жабдықтың жай-күйін анықтау және оны іске қосу мүмкіндігі болған кезде желі схемаларын қайта қалпына келтіру болып табылады.

1007. Әрбір диспетчерлік пунктте, энергия объектінің басқару қалқанында типтік нұсқаулық пен жоғары тұрған жедел-диспетчерлік басқару нұсқаулығына сәйкес әзірленетін технологиялық бұзушылықтардың алдын алу мен жою жөніндегі өндірістік нұсқаулық және жылу желілерінде, электр станциялар мен қазандықтың газ шаруашылығындағы технологиялық бұзушылықтарды жою жоспары болуы тиіс.

Қалалар мен ірі елді мекендердің жылу желілеріндегі технологиялық бұзушылықтарды жою жоспарлары биліктің (әкімшілік) аумақтық атқарушы органдарымен келісіледі.

Қалалар мен энергия объектілердің авариялық-диспетчерлік қызметтері энергия объектілеріндегі технологиялық бұзушылықтарды жою кезінде олардың өзара әрекетін анықтайтын құжаттармен келісілуі қажет.

1008. Қазақстанның ҰДО ЖО, ӨДО, жедел-диспетчерлік желілер қызметінің диспетчерлері мен электр станцияларының жедел-диспетчерлік персоналының арасындағы технологиялық бұзушылықтарды жою бойынша қызметтерді бөлу тиісті нұсқаулықтарда регламенттеледі.

Қазақстанның БЭЖ мен егемен елдердің энергетикалық жүйелерінің арасындағы технологиялық бұзушылықтарды жою кезінде қызметтерді бөлу жекелеген келісімшарттарда регламенттеледі.

1009. Электр станцияларындағы технологиялық бұзушылықтарды жоюды станцияның ауысым басшысы басқаруы қажет.

Қосалқы станцияларда технологиялық бұзушылықтарды жоюды басшылыққа алу қосалқы станцияның кезекшісіне, қосалқы станцияларда қызмет көрсету түріне байланысты қосалқы станциялар тобының шеберіне немесе бастығына жүктеледі. Жылу желілеріндегі технологиялық бұзушылықтарды жоюды басшылыққа алу жылу жүйесінің диспетчерімен жүзеге асырылады. Оның нұсқаулары ЖЭО-ның немесе басқа да жылу көздерінің жедел-диспетчерлік персоналы үшін міндетті болып табылады.

Энергия жүйесінің жұмыс режиміне қатысты емес және жергілікті маңызы бар электр желілеріндегі технологиялық бұзушылықтар электр желілерінің диспетчері немесе осындай бұзушылықтардың таралу аумағына және желіні басқару құрылымына байланысты тірек қосалқы станциялардың диспетчерінің басшылық етуімен жойылады.

Энергетикалық жүйелердің жұмыс режиміне қатысты технологиялық бұзушылықтарды жою ӨДО диспетчерінің басшылық етуімен жүргізіледі.

Бірнеше аймақты энергетикалық жүйелерді құрайтын технологиялық бұзушылықтарды жоюды басқару Қазақстанның ҰДО ЖО-ның диспетчеріне жүктеледі.

Қажеттілік туындаған жағдайда жедел басшылар немесе әкімшілік басшылар жоғарыда көрсетілген адамдарға технологиялық бұзушылықтарды жоюды басқаруды тапсыруы немесе жедел журналға жазба қалдыра отырып, өзі басшылыққа алуы мүмкін. Ауыстыру туралы жоғары тұрған жедел персоналға да, бағынысты персоналға да хабарланады.

1010. Технологиялық бұзушылықтарды жою кезінде ауысымды қабылдау мен тапсыруға жол берілмейді. Ауысымға келген жедел персонал технологиялық бұзушылықтарды жоюды басқаратын адамның қарап-шешуі бойынша жұмысқа тартылады. Технологиялық бұзушылықтарды жою ұзаққа созылған кезде сипатына қарай жоғары тұрған жедел-диспетчерлік персоналдың рұқсатымен ауысымды тапсыруға жол беріледі.

Технологиялық бұзушылықтарды жою кезінде операциялар жедел басқарылмайтын немесе жоғары тұрған жедел-диспетчерлік персоналдың қарамағына кірмейтін жабдықта жүргізілген жағдайда, ауысымды технологиялық бұзушылық орын алған энергия объектісінің басшы әкімшілік-техникалық персоналының рұқсатымен тапсыруға жол беріледі.

1011. Диспетчерлік басқарудың барлық деңгейлерінің диспетчерлерінің, сондай-ақ электр станциялардың ауысым бастықтарының және ірі қосалқы станциялардың кезекшілерінің жедел келіссөздері мен өкімдері уақытылы жазатын құрылғыға белгіленуі керек.

1012. Энергия жүйесінің орнықты жұмысының бұзылуына жол бермеу үшін қуатты қабылдаушы энергетикалық жүйедегі жүктемені ажыратудың жүйелік автоматикасы және қуат беретін энергетика жүйелеріндегі электр станцияларының автоматтық жеңілдету жұмыстары жүргізіледі. Автоматты құрылғылардан бас тарту кезінде персонал іске қолмен кірісуге дайын болуы тиіс.

Параграф 6. Жедел схемаларға қойылатын талаптар

1013. Қалыпты және жөндеу режимдері үшін Қазақстан БЭЖ-нің, электр желілерінің, электр станциялары мен қосалқы станциялардың электрлі қосылу схемалары, РҚА құралдарын бабына келтіру:

1) сапасы МЕСТ 13109-97 мемлекеттік стандарт талаптарына сәйкес болуы тиіс электр энергиясымен тұтынушыларды жабдықтауды (шарт міндеттемелері бойынша);

2) Қазақстан БЭЖ-нің электр желілері мен оқшаулағыш жүйелерінің электр желілеріндегі тұрақты жұмысын;

3) қысқа тұйықталу токтарының жабдықтар үшін жол берілетін мәніне сәйкестігін;

4) активті және реактивті қуат ағындарын үнемдеп таратуды;

5) аварияларды электр энергиясын өндірушілер үшін де, тұтынушылар үшін де ең аз шығындармен жоюды қамтамасыз етеді.

1014. Электр станциялары мен қосалқы станциялардың ауыспалы және тұрақты тогының жеке қажеттіліктерінің (бұдан әрі – ЖҚ) схемалары қалыпты, жөндеу және авариялық режимдердің сенімділігін қамтамасыз етуді ескере отырып, мыналар арқылы іріктеліп алынады:

1) шиналарды секциялау;

2) барлық кернеулі ЖҚ шиналарының кез келген секциясына резервтік токты автоматты түрде енгізу;

3) РАЕ құрылғыларының әрекетін ескере отырып, шина секциялары мен жүйелері бойынша ЖҚ ток көздерін тарату және секцияларда кернеу жоқ болған кезде ЖҚ механизмдерінің жұмыстарында сақтау. Жұмыс және резерв тогының көздері тарату құрылғылары шиналарының әртүрлі секцияларына қосылады;

4) кез келген секцияның қатарынан шыққан жағдайда электр станцияларының немесе қосалқы станциялардың жұмыстарының ең төменгі бұзушылықтары кезінде шиналардың секциялары бойынша ЖҚ механизмдерін тарату;

5) электр станцияларының шиналарының (бөліктер)синхронды емес (жоғары кернеулі шиналарды секциялау, жекелеген желілерге энергетикалық блоктарды бөлу, энергия жүйесінің бөлу схемасын орындау) жұмыс істеуі кезінде ЖҚ механизмдерін сенімді токпен қамтамасыз ету;

6) жиіліктер азайтылған және кернеулер жұмыс қуатын мейлінше аз жоғалта отырып, олардың үздіксіз жұмысына қауіп келтіретін мәндерге дейін төмендетілген кезде энергетикалық жүйеден электр станциясының ЖҚ механизмдеріне дейін толық немесе ішінара қуат беру бөлімшесін қамтамасыз ету.

1015. ЖҚ станцияларының тарату құрылғыларының шиналарына бөгде тұтынушылардың (кенттердің) қосылуына жол берілмейді. Тарату желілерінің осы орындарда жоқ болуы кезінде трансформаторлары бар блоктардың генераторларға қосылған электр станциялары ерекше болып табылады.

1016. Электр желілерінің, қосалқы станциялар мен электр станцияларына қосылудың қалыпты және жөндеу схемаларын жыл сайын энергия объектінің техникалық басшысы (құрылымдық бірлігі), ал энергетика жүйесінің схемаларын техникалық басшы бекітуі қажет.

Көрсетілген схемалар жедел иелігіндегі немесе жедел басқаруындағы жабдықтан тұратын жедел диспетчерлік басқару органымен келісіледі.

1017. Электр станцияларының құбыр жолдарының схемалары:

1) негізгі жабдықтың ЖҚ сенімді резервілеуді;

2) ең аз гидравликалық шығынды;

3) негізінен қашықтықтан басқару жетектері арқылы авариялық учаскелерді ажыратуды;

4) өндіруші қуаттың ең аз шығыны бар аварияларды жоюға және тұтынушылардың ең аз қуатын ажыратуды қамтамасыз етеді.

1018. Желілік станция құбыр жолдарының схемалары жекелеген учаскелерді жою мүмкіндігі және құбыр жолдары зақымданған жағдайда, үй-жайлардың және электр станцияларының жабдықтарының су басуын болдырмауды қамтамасыз етеді.

1019. Жылу желілерінің құбыр жолдарының схемалары тұтынушыларды жылумен сенімді жабдықтауды, жылу желілерінде берілген параметрлерді ұстап тұруды, желілік суды жеткізуге электр энергиясын үнемдеп тұтынуды, сондай-ақ тұтынушыларды мейілінше аз ажырата отырып аварияны оқшаулауды және жоюды қамтамасыз етеді.

Параграф 7. Электр қондырғыларындағы ауыстырып - қосу

1020. Энергия объектілерінің электр желілері мен электр қондырғыларының электрлі қосылыстарының схемаларындағы және ауыстырып-қосуды жүргізу кезіндегі РҚА құрылғыларының тізбегіндегі барлық өзгерістер, сондай-ақ жерге тұйықтау қондырғыларының орындары ауыстырып-қосудың аяқталуына байланысты жедел схемада немесе мнемосхемада (схема-макет) беріледі.

1021. Блоктау құрылғыларымен жабдықталмаған немесе жарамсыз блок құрылғылары бар электр қондырғыларындағы күрделі ауыстырып-қосу, сондай-ақ барлық ауыстырып-қосулар (жекелерден басқа) бағдарламалар, ауыстырып-қосу бланкілері бойынша орындалады.

Аварияға қарсы және режимдік автоматика, жерге тұйықтау ажыратқыштары мен релелік қорғаныс құрылғылары, коммутациялық аппараттары бар операциялардың қатаң бірізділігін талап ететін ауыстырып-қосу күрделі ауыстырып-қосуға жатады.

Тиісті энергия объектілерінің техникалық басшылары бекітетін күрделі ауыстырып-қосулар тізбесі энергия объектілерінің диспетчерлік пункттерінде, электр станциялары мен қосалқы станцияларды басқарудың орталық бас қалқанында сақталады.

Күрделі ауыстырып-қосу тізбесі схемалар, жабдық құрамы, қорғаныс және автоматика құрылғылары өзгерген кезде қайта қарастырылады.

1022. Қайталанатын күрделі ауыстырып-қосу үшін типтік бағдарламалар, ауыстырып-қосу бланкілері пайдаланылады.

Технологиялық бұзушылықтарды жою кезінде немесе олардың алдын алу үшін жедел журналға кейіннен жаза отырып, бланкісіз ауыстырып-қосуды жүргізуге жол беріледі.

1023. Жедел құжат болып табылатын ауыстырып-қосу бағдарламалары мен бланкілерінде электр қондырғыларды және РҚА тізбектерін электрлі қосылыс схемаларында ауыстырып-қосуды жүргізу кезінде операция реті мен бірізділігі белгіленеді.

Ауыстырып-қосу бланкілерін (типтік бланкілер) тікелей ауыстырып-қосуды орындаушы жедел-диспетчерлік персонал пайдалануы қажет.

Ауыстырып-қосу бағдарламаларын (типтік бағдарламалар) басқарудың әртүрлі деңгейлеріндегі электр қондырғыларында және әртүрлі энергия объектілерінде ауыстырып-қосуды орындау кезінде жедел басшылар қолданылады.

Бағдарламаларды бөлшектеу деңгейі диспетчерлік басқару деңгейіне сәйкес болуы тиіс. Ауыстырып-қосуды орындаушы адамдарға ауыстырып-қосу бланкілерімен толықтырылған диспетчердің бағдарламаларын қолдануға жол беріледі.

Ауыстырып-қосудың типтік бағдарламалары мен бланкілері жаңа жабдықтардың енгізілуіне, ескірген жабдықтарды ауыстыруға немесе жекелеп бұзуға байланысты электр қондырғылардың электр қосылысының бас схемасында өзгерістер болған кезде, сондай-ақ белгіленген құрылғыларда жаңа РҚА қосылған немесе өзгерген кезде түзетіледі.

1024. Қазақстан БЭЖ-нің, электр желілерінің схемалары мен жұмыс режимінің жоспарлы өзгерістері мен Қазақстанның ҰДО ЖО, ӨДО өндірістік қызметтерінің РҚА құрылғыларында, жабдықтарында және құрылғылары бар басқармада өзгерістер болған кезде жедел басқарудың тиісті деңгейлерінде ауыстырып-қосудың үлгілік бағдарламалары мен бланкілеріне қажетті өзгерістер мен толықтырулар алдын ала енгізіледі.

1025. Электр станциялары мен қосалқы станциялардағы барлық ауыстырып-қосулар оларды орындау жөніндегі нұсқаулыққа сәйкес орындалады.

Электр жабдықтары мен жоғары тұрған жедел-диспетчерлік персоналдың жедел басқармасында болатын РҚА құрылғыларындағы ауыстырып-қосу өкім бойынша, ал оның қарамағындағылардың келісім бойынша орындалады.

Ауыстырып-қосуды кейінге қалдыруға болмайтын жағдайларда (жазатайым жағдайлар, төтенше жағдайлар, өрт, авария) жоғары тұрған жедел-диспетчерлік персоналды кейіннен хабардар ете отырып, олардың өкімі мен келісімінсіз орындауға жол беріледі.

Өрт және аварияны жою кезінде жедел-диспетчерлік персонал жергілікті нұсқаулыққа және өрт сөндірудің жедел жоспарына сәйкес әрекет етуі қажет.

1026. Ауыстырып-қосу туралы өкімде электр қондырғыларының схемасында және жоғары тұрған жедел-диспетчерлік персонал анықтайтын бөлшектеудің қажетті деңгейіндегі РҚА тізбегінде операция бірізділігі көрсетіледі.

Ауыстырып-қосуды орындаушыға жедел ауыстырып-қосуды жүргізу үшін бір мақсаттағы операциялар болатын біреуден артық тапсырма берілмейді.

1027. Күрделі ауыстырып-қосуды бірі бақылаушы болып табылатын, екі адам орындауы қажет.

Екі адамның ауыстырып-қосуды орындауы кезінде лауазымы бойынша үлкені бақылаушы болып табылады.

Жедел-диспетчерлік персонал қатарынан бір адамды ауыстыру кезінде бақылаушы адам ретінде берілген электр қондырғысының схемасын, энергия объекті бойынша өкіммен ауыстырып-қосуды орындауда рұқсат беретін өндіріс ережесін білетін әкімшілік-техникалық персонал қатарынан бір қызметкер болуы мүмкін.

Күрделі ауыстырып-қосу кезінде РҚА қызметі персоналдарының қатарынан үшінші адамды РҚА тізбегіндегі операциялар үшін тартуға жол беріледі. Алдын ала ауыстырып қосу бланкісімен таныстырылған және қол қойған осы жұмыскер әрбір операцияны ауыстырып-қосуды орындайтын адамның өкімімен орындауы қажет.

Жұмысқа қабілетті блок құрылғылары бар болған кезде қалған ауыстырып-қосудың бәрі ауысым құрамына қарамай өз күшімен орындалуы мүмкін.

1028. Электр қондырғыларында кернеу жоғалған кезде жедел-диспетчерлік персонал кернеуді беруге дайын болуы қажет.

1029. Ажыратқыш тізбегіндегі қосылу жұмысына және кернеулі қосу және ажырату ажыратқышпен орындалады.

ЖТҚ-мен (ЖиТҚ) байланысты ажыратқыш, бөлшектегіш контактілерін қосуға және ажыратуға жол беріледі:

1) 110-220 кВ күш беретін трансформаторлардың нейтралдары; жерге тұйықтау желісінде 6-35кВ жерге тұйықтаушы доға сөндіруші реакторлар жоқ болған кезде;

2) 6-500 кВ күш беретін трансформатордың магниттелмейтін тогы;

3) заряд тогы мен жерге электр жеткізудің ауа және кәбіл желілеріндегі токтың тұйықталуы;

4) шина жүйесінің заряд тоғы, сондай-ақ нормативтік-техникалық құжаттардың талаптарын сақтай отырып қосылудың заряд тогы.

6-10 кВ айналма желілерінде 70 А дейін теңгермелі токтың ажыратқыштармен өшірілуіне және алшақ тұрған контактілерде кернеу әртүрлі болған кезде желінің тұйықталуы 5 % артық болуына жол беріледі.

Кернеуі 10 кВ және 15 А дейінгі жүктемеден төмен болған кезде қондырғының үш плюсты ажыратқыштарын қосуға және өшіруге жол беріледі.

Егер қосалқы станциянының сөндіргішті сөндіргеннен тоқсыздандыруға және қирауға әкелетін болса, 220 кВ және одна жоғары ақаулы сөндіргіш айырғыштармен қашықтықтан сөндіру бір сөндіргішпен шунтирлеу немесе шина жүйесі бірігуінен бірнеше сөндіргіштер тізбегімен (төрт бұрыш, жартылай схемасы) сөндіру жасалады.

Әртүрлі электр қондырғылары үшін операцияларды орындау тәртібі мен шарттары жергілікті нұсқаулықпен регламенттеледі.

1030. Ауыстырып-қосуды тікелей орындаушы жедел-диспетчерлік персоналдың қауіпсіз блоктау жұмысынан өз еркімен шығаруына жол берілмейді.

Ажыратылған жерде тексерілгеннен кейін және рұқсат беру бойынша блоктаудан бас тарту себептері анықталғаннан кейін және энергия объектісі бойынша жазбаша нұсқаулығы бар уәкілетті тұлғалардың басшылығымен блоктан ажыратуға жол беріледі.

Блоктан шығару қажеттілігі туындаған жағдайда блоктан шығару бойынша операциялар жүргізуде ауыстырып-қосу бланкісі әзірленеді.

Параграф 8. Электр станциялары мен жылу желілерінің
жылу схемаларындағы ауыстырып - қосу

1031. Жылу схемаларындағы ауыстырып-қосудың бәрі пайдалану жөніндегі өндірістік нұсқаулықтарға сәйкес орындалады және жедел құжаттамада белгіленеді.

1032. Нұсқаулықтарда қарастырылмаған жағдайларда, сондай-ақ екі немесе бірнеше аралас бөлімшелер немесе энергия объектілер қатысқан кезде ауыстырып-қосу бағдарлама бойынша орындалады. Нұсқаулықтарда берілген күрделі ауыстырып-қосу да бағдарлама бойынша орындалады.

1033. Күрделі ауыстырып-қосуға:

1) күрделі байланысы бар жылу схемаларында;

2) уақыты бойынша ұзақ;

3) ұзын объектілердегі;

4) сирек орындалатындар жатады.

Сирек орындалатын ауыстырып-қосуға:

1) монтаждаудан және қайта жаңғыртудан кейін негізгі жабдықтарды іске қосу;

2) жабдықтар мен жылу желілерін гидравликалық сынау;

3) жаңа және іріктелген бу құбырлары мен қоректік құбыржолдарының схемаларындағы өзгерістер;

4) жабдықтарды арнайы сынау;

5) жабдықтарды пайдаланудың жаңа дәстүрлі емес жолдарын тексеру және сынау жатқызылуы мүмкін.

Ауыстыру күрделілігінің деңгейі мен олардың орындау үшін бағдарлама жасау қажеттілігін жұмыс ерекшелігіне байланысты энергия объектілердің техникалық басшысы анықтайды.

1034. Әрбір энергия объектіде техникалық басшысы бекіткен күрделі ауыстырып-қосу тізбесі әзірленеді. Тізбе жабдықтың іске қосылуын, қайта жаңғыртылуын немесе бұзылуын, технологиялық схемалары мен технологиялық қорғану мен автоматика схемаларын ескере отырып түзетіледі. Тізбе 3 жылда 1 рет қайта қаралады. Тізбе көшірмесі цех және энергия объектінің жедел-диспетчерлік персоналы жұмыс орнында болады.

1035. Энергия объектінің техникалық басшысы әкімшілік-техникалық персонал ішінен бағдарлама бойынша жүргізілетін ауыстырып-қосуды бақылауға тиіс тұлғалардың тізімін бекітуі қажет. Тізім персонал құрамы өзгерген кезде жағдайда түзетіледі. Тізім көшірмесі цех пен энергия объектінің жедел-диспетчерлік персоналы жұмыс орнында болады.

1036. Ауыстырып-қосуды орындау бағдарламасында:

1) ауыстырып-қосуды орындаудың мақсаты;

2) ауыстырып-қосу объектісі;

3) ауыстырып-қосуды орындауға дайындау бойынша жүргізілетін іс-шаралардың тізбесі;

4) ауыстырып-қосуды орындау шарттары;

5) жедел анықталуы тиіс ауыстырып-қосудың жоспарлы басталу және аяқталу уақыты;

6) қажеттілік туындаған жағдайда, ауыстырып-қосу объектісінің схемасы (схемада объект элементтерінің атаулары мен нөмірлерге объектіде қабылданған атаулар мен нөмірлер толығымен сәйкес болуы тиіс);

7) бекітуші және реттеуші органдардың және технологиялық қорғау мен автоматика тізбектері элементтерінің жағдайын көрсете отырып, операцияларды орындау реті мен бірізділігі;

8) ауыстырып-қосуды орындайтын жедел-диспетчерлік персонал;

9) ауыстырып-қосуға қатысуға үшін тартылған персонал;

10) ауыстырып-қосуды орындауды басқаратын жедел-диспетчерлік персонал;

11) энергия объектілерінің екі немесе одан да көп бөлімшелерінің ауыстырып-қосуға қатысуы шегінде – жалпы басшылықты жүзеге асыратын әкімшілік-техникалық персонал;

12) екі немесе одан да көп энергия объектілерін ауыстырып-қосуға қатысқан кезде – әрбір энергия объектісін ауыстырып-қосуды орындау үшін әкімшілік-техникалық персонал қатарынан жауапты тұлғалар және ауыстырып-қосуды жүргізуді жалпы басшылыққа алатын әкімшілік-техникалық персонал қатарындағы тұлға;

13) жұмыстарды жүргізу қауіпсіздігін қамтамасыз ету іс-шараларының тізбесі;

14) адамдардың өмірі мен жалпы жабдықтарға қауіп төндіретін авариялық жағдайлар немесе жағдайлардың туындауы кезіндегі персоналдың әрекеті көрсетіледі.

1037. Бағдарламаны энергия объектінің техникалық басшысы бекітеді, ал бір энергия объектінің шегінен тыс бағдарлама қолданысқа енгізілер кезде – энергия объектілерінің бағдарламасына қатысты техникалық басшы бекітеді.

1038. Осы Қағидалардың 1035-тармағында көрсетілген қайта ауыстырып-қосу үшін энергия объектілерде алдын ала жасалған үлгілік бағдарламалар қолданылуы қажет.

Үлгілік бағдарламалар 3 жылда 1 рет қайта қарастырылады және жабдықтың іске қосылуы, қайта жаңғыртылуы немесе бұзылуымен, технологиялық схемалар мен технологиялық қорғану және автоматика схемаларының өзгерісімен түзетіледі.

1039. Жедел-диспетчерлік персонал ауыстырып-қосу бағдарламалары мен ауыстырып-қосудың үлгілік бағдарламаларын қолданады және олар ауыстырып-қосуды орындау барысында жедел құжаттар болып табылады.

1040. Объектіде мнемосхемалар болған кезде барлық өзгерістер ауыстырып-қосу аяқталғаннан кейін бағдарламаларға енгізіледі.

1041. Ауыстыруып-қосу бағдарламалары басқа жедел құжаттамалармен бірдей сақталады.

Параграф 9. Диспетчерлік басқарманың автоматтандырылған жүйесі

1042. Қазақстанның ҰДО ЖО, ӨДО, электр желісінің диспетчерлік пункті диспетчерлік басқарманың автоматтандырылған жүйесімен (ДБАЖ) жабдықталады.

1043. ДБАЖ энергетикалық өндірісті жедел-диспетчерлік басқару міндеттерін шешуді қамтамасыз етеді және жеке жүйе ретінде қызмет атқаруы мүмкін.

1044. ДБАЖ бен ТП БАЖ негізінде басқарманың әрбір иерархиялық деңгейіне сәйкес:

1) Қазақстанның БЭЖ режимін ұзақ мерзімді және қысқа мерзімді жоспарлау;

2) электр желілерінің, электр станцияларының, энергетика блоктарының және қосалқы станциялардың қалыпты режимін жедел басқару;

3) электр станцияларының жүктемесі мен тұтынылатын қуатын бақылау;

4) авариялық жағдайлардың ретроспективалы талдау;

5) басқарылатын объекті жұмыстарының режимі туралы қажетті дискреттілікті ретроспективалы ақпаратты және диспетчер талабы бойынша оның қорытындысын сақтау;

6) жедел ауыстырып-қосуды бақылау;

7) жедел құжаттаманы автоматтандырылған түрде жүргізу орындалады.

Шешілуі тиіс міндеттердің толық тізбесі мен көлемі және оларды шешу жолдары басқарманы сенімділік талаптары мен техникалық-экономикалық көрсеткіштеріне байланысты жобалармен анықталады.

1045. ДБАЖ-дың техникалық құралдар кешенінің құрамына:

1) ТП БАЖ-бен қоса диспетчерлік және технологиялық басқару құралдары (ақпарат датчиктері, телемеханика және ақпараттарды жеткізу құрылғылары, байланыс арналары);

2) ақпаратты өңдеу және бейнелеу құралдары: жедел ақпараттық-басқару кешендері мен есептеу кешендерінің ЭЕМ, басу құрылғылары, дисплейлер, цифрлық, цифрлық және аналогтық құралдар;

3) басқару объектілерімен байланыстыру құрылғылары;

4) қосалқы жүйелер (кепілдеме берілген электр қуатымен жабдықтау, ауаны желдету, өртке қарсы) енгізілуі тиіс.

1046. Барлық құрылғылар мен ДБАЖ-дың бағдарламалық-техникалық құралдарының кешені жарамды және әрдайым іске қосылып тұруы тиіс. Желінің бастапқы схемаларын өзгерту диспетчерлік қалқан мен дисплейлерде берілу үшін құжаттамаға дер кезінде енгізіледі.

ДБАЖ-дың жекелеген элементтерін жөндеуге шығару диспетчердің рұқсатымен жедел өтініш бойынша жүргізіледі.

1047. Электр мен қоректендіру жүйесінің жарамдылығы электр желісінің, энергия объектінің техникалық басшысы, бас диспетчері немесе диспетчерлік қызмет басшысының бекітуімен кесте бойынша мерзімді түрде тексеріледі.

1048. ДБАЖ-дың элементтері орналасқан үй-жайлар жабдықтар мен техникалық құралдарға қойылатын техникалық талаптарға сәйкес болуы керек, ал ақпаратты енгізу және шығару жолы, қорғалған жерге тұйықтау мен ақпарат тізімдемесі экрандарын жерге тұйықтау жүйелер кедергіден қорғала отырып қамтамасыз етіледі.

1049. ДБАЖ құрылғылары мерзімді түрде тексеріледі.

1050. ДБАЖ жабдықтарында, коммутациялық аппаратурада жедел атауы мен күйі көрсетілген жазба болуы тиіс.

Параграф 10. Диспетчерлік және технологиялық басқару құралдары

1051. Электр станциялары, электр және жылу желілері, электр қосалқы станциялары диспетчерлік және технологиялық басқару құралдарымен (бұдан әрі – ДТБҚ) жабдықталады. ДТБҚ-ны пайдалану энергия жүйесінің қалыпты және авариялық режимде ақпаратты жеткізудің белгіленген сапасы болған кезде олардың әрдайым жұмыс істеуге және іске қосуға дайындығымен қамтамасыз етіледі.

1052. Электрленген темір жолдарының, газ және мұнай құбырларының, өндірістік кәсіпорындардың ведомстволық диспетчерлік пункттерінде энергетикалық жүйенің диспетчерлік пункттері бар қажетті телемеханика және байланыс құралдары болуы тиіс. Кернеуі 35 кВ және одан жоғары кернеулі абоненттік қосалқы станциялардан ақпарат ведомстволық диспетчерлік пункттердің де, энергиямен жабдықтаушы диспетчерлік пункттердің де нақты шарттарына байланысты жіберіледі. Абоненттік қосалқы станциялардан жіберілетін ақпараттың көлемі мен бағыты Қазақстанның ҰДО ЖО, ӨДО-мен келісіледі.

1053. Энергия объектілерінің диспетчерлік пункттерінде орнатылған ДТБҚ аппаратурасы телемеханика және байланыс қызметіне немесе басқарудың тиісті деңгейіндегі ДТБҚ қызметтеріне бекітіледі. Басқарудың төменгі деңгейлі объектілерінде орнатылған басқарудың жоғары деңгейлі байланыс және телемеханика аппаратурасын осы энергия объектінің ДТБҚ-ға қызмет көрсететін персоналы пайдаланады.

1054. Электр жеткізу желісі бойынша телефон байланысы мен телемеханиканың жоғары жиілікті жабдықтарын (байланыс конденсаторлары, жоғары жиілікті бөгегіштердің реакторлары, жерге тұйықтағыш пышақтар, антенналы байланыс құрылғылары, өтпелі оқшаулағыштар, жөнге келтіру элементтері мен жалғастыру сүзгілерінің разрядтағыштары) пайдалану жоғары кернеулі қондырғыларға қызмет көрсететін персонал арқылы жүзеге асырылады.

1055. Ток және кернеу трансформаторларының екінші орамының тізбегіне енетін телеөлшеу датчиктеріне техникалық қызмет көрсету (қайта жасаушылар) мен тексеруді РҚА (ЭТЗ) қызметтері мен метрологиялық қамтамасыз ету персоналы жүргізеді.

1056. ДТБҚ-ның өндірістік бөлімшелерінде қызмет көрсететін құрылғылар мен жабдықтардың тізбесін қызмет көрсету шектерін көрсете отырып, Қазақстанның ҰДО ЖО, ӨДО мен энергия объектінің басшылығы бекітеді. ДТБҚ-ның қызметтері мен қызмет көрсету шектері арасындағы өзара байланысы нақты энергетика объектілері үшін әзірленген ДТБҚ қызметі туралы ережеде көрсетіледі.

1057. ДТБҚ-дың жедел және техникалық қызмет көрсетуі:

1) Қазақстанның ҰДО ЖО ӨДО басқарма құралдарының орталық тораптарымен (бұдан әрі – БҚОТ);

2) электр желілері мен электр станцияларын басқару құралдарының жергілікті тораптарымен (бұдан әрі – БҚЖТ);

3) ДТБҚ-ның қызмет (энергия объектілер) құрамына кіретін зертханалармен қамтамасыз етіледі. Басқару құралдарының орталық және жергілікті тораптарында ДТБҚ-ның үздіксіз жұмысын қамтамасыз ету мақсатында жедел-диспетчерлік персоналдың тәулік бойғы кезекшілігі ұйымдастырылады; БҚОТ пен БҚЖТ коммутациялық, өлшеу және тексеру құрылғыларымен жабдықталады, құралдармен, материалдармен, қосымша бөліктермен қамтамасыз етіледі. ДТБҚ қызметіне бекітілген автокөлік жедел-диспетчерлік жұмыс режиміне теңестіріледі және алдын ала өтінімсіз бөлінеді.

1058. Диспетчерлік және технологиялық басқару құралдары кепілдікті электр қуатымен қамтамасыз етіледі.

1059. Желілік кәсіпорындардың, ДТБҚ қызметі мен учаскелерінің ДТБҚ қызметі туралы үлгілік ережеге сәйкес пайдалану-техникалық құжаттары болуы және жүргізілуі тиіс.

1060. Сымды байланыс құрылғылары жоғары кернеулі электр қондырғыларының қауіпті және кедергі келтіретін ықпалынан қорғалады.

1061. Кедергі келтіретін ықпал ету мен кедергі деңгейін өлшеу тәртібі мен мерзімділігі, сондай-ақ байланыс торабында жұмыс істейтін персонал әрекетінің реті ықпалдар мен кедергілердің мәнін арттыру кезіндегі өндірістік нұсқаулықпен белгіленеді.

1062. ӘЖ және электр қосалқы станцияларында пайда болатын радио кедергілер өрісінің кернеулілігінің өлшенген мәні индустриялық радио кедергі нормаларына сәйкес болуы тиіс.

1063. Байланыс пен телемеханиканың жоғары жиілікті арналары ұйымдастырылған электр жеткізу желілерінде жерге тұйықтауды талап ететін жұмыстар барысында жерге тұйықталатын жоғары жиілікті бөгеушілер қолданылады.

1064. Диспетчерлік байланыс құралдарының және телемеханика жүйелерінің жұмыстарының қорытындысы жедел өтініммен ресімделеді.

1065. Телебасқару құрылғылары осы құрылғылардың қандай да бір элементіне зақым келген кезде басқарылатын жабдықты жалған ажырату (қосу) мүмкіндігін жояды. Құрылғылар мен панельдерді қысу және телемеханика қысуының қосындысында жабдықтың ажыратылуына немесе қосылуына алып келуі мүмкін байланыстарға жол берілмейді.

1066. Телеөлшеу мен теле сигнализация датчиктерінен (қайта жасаушы) ақпарат қабылдау мен өңдеу құрылғыларына дейін электр тізбегін орындау жолы мен пайдалану режимі осы ақпараттың бұрмалануына әкелетін кедергілерді жояды.

1067. Аппарат корпусына қатысты олардың (ЭЕМ байланыстары мен телемеханика арналарының аппаратурасын қоспағанда) сыртқы байланыстарымен бірлесіп телемеханика құрылымдарының электрмен жалғанған тізбектерінің оқшаулау кедергісі, сондай-ақ тізбектердің байланыспаған электрмен 250-500 мегаомметрiмен және кемінде 0,5 МОм өлшенді. Жартылай өткізгіш элементтерінен тұратын телемеханика құрылғыларының тізбектерінің оқшаулану кедергісі кезінде олардың зақымдалуын алдын алу шаралары қолданылады. Нөлдік сымдармен жерге тұйықталған құрылғыларда оқшаулауды тексеру алдында бұл сым жерден ажыратылады. Телебасқару және кернеуі 220 В ток көзінің тізбегін оқшаулау кедергісі кернеуі 1000-2500 В мегаомметрмен өлшенеді және 10 МОм-нан төмен болмауы тиіс.

1068. Электр станциялары, қосалқы станциялар мен диспетчерлік пункттердегі теле басқарудың соңғы сымдарының жұмыс істеуін тоқтату үшін арнайы жалпы кілттер немесе ажыратушы құрылғылар пайдаланылады. Жекелеп қосылған телебасқару және теле сигнализация сымдарын ажырату қысқаштармен немесе жекелеген ажырату құрылғылардың көмегімен жүргізіледі. Телебасқарудың жалпы кілттері мен телебасқару және теле сигнализация тізбектерінің жекелеген ажырату құрылғылары бар барлық операцияларды диспетчердің нұсқауымен немесе рұқсатымен ғана орындауға жол беріледі.

1069. Құрылғылардың алдыңғы және келесі беттерінде, ДТБҚ панельдері мен пульттерінде диспетчерлік атауларға сәйкес олардың қызметі көрсетілген жазбалары, ал оларға орнатылған аппаратурада жазбалар немесе таңбалаулар болуы тиіс. Телемеханика, құрылғыларының ішкі сымдарын орындау схемаларына сәйкес таңбалануы болуы тиіс.

1070. ДТБҚ қызмет көрсететін өндірістік бөлімше персоналы ауыстырып қосылатын құрылғылардың орналасуы мен сигнализацияның жай-күйінің жарамсыздығына аса көңіл аудара отырып, аппаратураны өндірістік нұсқаулыққа сәйкес мерзімді түрде тексеріп тұруы қажет.

1071. ДТБҚ-ны толығымен және біртіндеп тексеру мен жөндеу жұмыстары диспетчерлік қызмет пен жоғары тұрған ДТБҚ қызметімен келісілген бекітілген кесте бойынша орындалады.

1072. ДТБҚ-ның барлық ақаулары мен бұрыс әрекеттері белгіленген тәртіпте жедел түрде жойылады, ескеріледі және талданады.

Құрылғылар дұрыс жұмыс істемеген, олар зақымданған немесе параметрлер нормаланған көрсеткіштерден ауытқыған кезде қосымша тексеру жүргізіледі және диспетчер мен жоғары тұрған ДТБҚ қызметіне хабарлай отырып, көрсетілген бұзушылықтар жойылады.

Параграф 11. Жедел-диспетчерлік персонал

1073. ӨДО мен энергия объектілерінің жедел диспетчерлік персоналына мыналар жатады:

1) жедел персонал – энергетика қондырғыларын басқару органдарына тікелей ықпал етуші және ауысымдағы энергетикалық қондырғыларды басқару мен қызмет көрсетуді жүзеге асыратын персонал;

2) жедел жөндеу персоналы – басқару органдарына тікелей ықпал ету құқығы бар жөндеу жұмысымен айналысатын персонал;

3) жедел басшылар – ауысымдағы бекітілген объектілері (электр желілері, жылу желілері, электр станциялары, энергия объектілері) мен бағынысты персоналдарды жедел басқаруды жүзеге асыратын персонал.

1074. Жедел-диспетчерлік персонал энергия объектінің, электр және жылу желілері жабдықтарының қауіпсіз, сенімді және үнемді жұмыс режимдерін өндірістік және лауазымдық нұсқаулықтар мен жоғары тұрған жедел персоналдың жедел өкімдеріне сәйкес жүргізуі тиіс.

Саны мен біліктілігі бойынша жедел-диспечерлік персоналды жинақтау салалық нормативтік құжатқа сәйкес жүзеге асырылады.

Ауысымда толық емес құрамымен жұмыс істеу кезінде жедел диспетчерлік персоналдың жұмыс орындарын біріктіруге энергия объектісінің, электр немесе жылу желілерінің техникалық басшысының жазбаша нұсқаулығы бойынша ғана жол берілуі мүмкін.

1075. Жедел-диспетчерлік персонал ауысым кезінде осы Қағидаларға, дайындаушы-зауыттардың нұсқаулықтары мен ұйымның техникалық басшысы бекітетін жергілікті нұсқаулықтарға сәйкес жедел басқару немесе жұмыс істеуге тиіс жабдықты пайдалану үшін, сондай-ақ жоғарыда тұрған жедел-диспетчерлік персоналдың өкімін міндетті түрде орындау үшін жауапты болады.

1076. Жұмыс режимі бұзылған, жабдық зақымданған кезде, сондай-ақ өрт туындаған кезде жедел-диспетчерлік персонал дұрыс жұмыс режимін қайта қалпына келтіру немесе авариялық жағдайды жою және технологиялық бұзушылықтардың дамуын алдын алу шарасын жедел түрде қолданады, сондай-ақ олар туралы бекітілген тізім бойынша тиісінше жедел диспетчерлік және басшы әкімшілік-техникалық персоналға хабарлауы тиіс.

1077. Құзыретінің шегіндегі мәселелер бойынша жоғары тұрған жедел диспетчерлік персоналдың өкімін бағынысты жедел-диспетчерлік персонал міндетті түрде орындауы тиіс.

1078. Жоғары тұрған жедел-диспетчерлік персоналдың жедел қолдануы немесе жедел басқаруы керек жабдықты жоғары тұрған жедел-диспетчерлік персоналдың рұқсатынсыз адамдар мен жабдықтар үшін нақты қауіп төнген жағдайлардан басқа жұмыстарға қосуға болмайды.

1079. Жоғары тұрған жедел-диспетчерлік персоналдың жедел өкімі анық және қысқа болуы тиіс.

Өкімді тыңдап, бағынысты жедел-диспетчерлік персонал сөзбе сөз өкімнің мәтінін қайталайды және өкімнің дұрыс жеткізілгендігі құпталуы тиіс.

Жоғары тұрған жедел диспетчерлік персонал өкімдерді жедел және нақты орындауы тиіс.

Жедел-диспетчерлік персонал өкімді немесе рұқсатты берген немесе алған кезде жедел журналға жазады. Журналда жазба болған кезде, оның көлемін тиісінше әкімшілік-техникалық басшылық анықтайды.

1080. Жедел келіссөздер техникалық тұрғыдан сауатты жүргізілуі тиіс. Барлық релелік және технологиялық қорғау мен автоматика құрылғылары, энергетикалық жабдықтар мен байланыстырушылар толығымен белгіленген диспетчерлік атаулар бойынша аталады. Техникалық терминология мен диспетчерлік атаулардан бас тартуға жол берілмейді.

Электр станцияларының және ірі қосалқы станциялардың диспетчерлік басқармасы мен ауысым басшыларының жедел келіссөздерінің барлық деңгейінде жедел келіссөздер жазатын құрылғыларға автоматты түрде жазылып отырады.

1081. Электр станциялары, электр және жылу желілері жабдықтарының жұмыс режимінің өзгергені жөніндегі өкімдерде өзгертілетін режимдік параметрдің қажетті мәні және көрсетілген параметрдің мәніне қол жеткізілуге тиіс уақыт, сондай-ақ өкімді беру уақыты көрсетіледі.

1082. Жедел-диспетчерлік персонал жоғары тұрған жедел-диспетчерлік персоналдың құзыретіне кіретін мәселелер бойынша басшылық ететін әкімшілік-техникалық персоналдың өкімін алып, оны тек соңғысының келісімімен ғана орындайды.

1083. Егер жоғары тұрған жедел-диспетчерлік персоналдың өкімі оған бағынышты жедел-диспетчерлік персоналға қате жеткізілсе, онда ол өкім берген адамға жедел түрде хабарлауы тиіс. Өкім құпталған кезде жедел-диспетчерлік персонал оны орындайды.

Құрамында ТҚЕ бұзушылықтары бар жоғары тұрған персоналдың өкімдері, сондай-ақ жабдықтардың зақымдануына, электр станцияларының, қосалқы станциялардың ЖМ қорегінен айырылуына немесе үзіліссіз электр жабдықталатын тұтынушыларды (авариялық броны бар тұтынушылармен) токтан ажыратылуға алып келуі мүмкін өкімдердің орындалуына жол берілмейді. Осындай өкімдердің орындауынан бас тартатындығы туралы жедел-диспетчерлік персонал дереу өкімді берген жоғары тұрған жедел-диспетчерлік персоналға және тиісті әкімшілік техникалық басшыға хабарлауы тиіс, сондай-ақ жедел журналға жазуы тиіс.

1084. Резервтегі жедел-диспетчерлік персоналдың тұлғалары лауазымдық нұсқаулық шеңберінде энергетикалық қондырғыларға қызмет көрсету бойынша жұмыстарды орындауға және тек қана ауысымдағы тиісті басшы жедел-диспетчерлік персоналдың рұқсатымен және тиісті құжаттардағы жазбаларымен тартылуы мүмкін.

1085. Қажет болған жағдайда ауысым басталғанға дейін жедел-диспетчерлік персонал қатарындағы тұлғаның біреуін алмастыруға жоғары тұрған жедел-диспетчерлік персоналға хабарлай отырып, кестеге қол қойған тиісті әкімшілік-техникалық персоналдың рұқсатымен жол беріледі.

Қатарынан екі ауысымда жұмыс істеуге жол берілмейді.

1086. Жедел-диспетчерлік персонал қатарындағы әрбір жұмыскер жұмыс орнына келгенде алдыңғы жұмыскерден ауысымды қабылдайды, ал жұмыс аяқталғаннан кейін кесте бойынша келесі жұмыскерге ауысымды тапсырады.

Ауысымды тапсырмай кезекшіліктен кетіп қалуға жол берілмейді.

1087. Жедел-диспетчерлік персонал қатарындағы жұмыскер ауысымын қабылдаған кезде:

1) жедел басқарылатын энергетикалық қондырғы жұмысының тиісті нұсқаулықта анықталған жай-күйімен, схемасымен және режимімен танысуға;

2) ауысымды тапсырған адамнан жете бақылауды қажет ететін жабдық туралы, сондай-ақ резервтегі және жөндеуге тапсырылған жабдықтар туралы деректер алуға;

3) өзіне бекітілген учаскедегі жұмыстардың қайсысы тапсырыс бойынша, қайсысы наряд бойынша және өкім бойынша орындалатындығын анықтауға;

4) құрылғыларды, материалдарды, үй-жай кілттерін, жедел құжаттамалары мен жұмыс орнының құжаттамаларын тексеруге және қабылдауға;

5) өз кезекшілігіне дейінгі барлық жазбалармен және өкімдермен танысуға;

6) бағынысты персоналдан рапорт қабылдауға және кезекшілікте болу және ауысымды қабылдау кезінде айқындалған кемшіліктер туралы ауысым бойынша тікелей бастығына хабарлауға;

7) журналға немесе оның қолы мен ауысымды тапсырушының қолы қойылған ведомосқа жазба қалдыра отырып, ауысымды тапсыруды ресімдеуге тиіс.

1088. Жедел-диспетчерлік персонал жергілікті нұсқаулыққа сәйкес мерзімді түрде автоматика, сигнализация құрылғыларының, байланыс және телемеханика құралдарының (ДТБҚ) қызметтерін сынап көруі тиіс, сондай-ақ жұмыс орнындағы сағаттардың дұрыстығын тексеруі тиіс.

1089. Жедел-диспетчерлік персонал бекітілген кесте бойынша жұмыс жабдығынан резервке ауыстыруды жүзеге асырады, жабдықты сынап көру мен профилактикалық тексеруді жүргізеді.

1090. Жедел және әкімшілік-техникалық басшылардың өздерінің міндеттерін орындамаған жағдайда, оған бағынысты жедел-диспетчерлік персоналдың ауысымдағы міндеттерін қайта бөлуге немесе тиісті түрде алмастыру құқығы бар. Бұл ретте жедел журналға жазба түсіріледі немесе жазбаша өкім шығарылады және жедел-диспетчерлік басқарманың тиісті деңгейлерінің персоналға сәйкес келмейтіндігі хабарланады.

1091. Жоғары тұрған жедел - диспетчерлік персонал рұқсатымен жедел диспетчерлік персонал жұмыс орнында атқаратын қызметінен сол уақытта босатыла отырып және жедел журналына жаза отырып, қысқа мерзімге жөндеу жұмысына және сынаққа тартылуы мүмкін.

Электр станциялары мен желілерін техникалық пайдалану қағидаларына 1-қосымша

Кезекші персоналдың жедел құжаттамасы

Кезекші персонал	Құжат
Жүйеліоператордың Ұлттық диспетчерлік орталығының диспетчері Өңірлік- диспетчерлік орталықтың диспетчері	Жедел атқару схемасы (схема-макет)	Жедел журнал	Басқарма мен диспетчер басшылыққа алатын жабдықтарының істен шығарылуы туралы жазылатын журнал немесе өтінімдер картотекасы	Релелік қорғау, автоматика мен телемеханика журналы	Релелік қорғаныспен автоматика қондырғыларының карталары	Өкімдер журналы
Электр станция ауысымының бастығы	Тәуліктік жедел атқару схемасы немесе схема-макеті	Сол сияқты	Диспетчер басшылыққа алатын жабдықтарының істен шығарылуы туралы жазылатын журнал немесе өтінімдер картотекасы	Диспетчердің басшылығында болмайтын жабдықтың істен шығарылуы үшін бас инженерге берілетін өтінім журналы	Өкімдер журналы
Электр цехы ауысымының бастығы	Сол сияқты	Сол сияқты	Релелік қорғау, автоматика мен телемеханика журналы	Релелік қорғаумен автоматика қондырғыларының карталары	Сол сияқты	Өкімдер мен нарядтар бойынша жұмыстарды есепке алу журналы	Жабдықтардың ақаулары мен олқылықтары журналы немесе картотекасы
Жылу цехтарының ауысымының бастығы	Негізгі құбыр жолдарының жедел атқару схемасы	Сол сияқты	Өкімдер журналы	Өкімдер мен нарядтар бойынша жұмыстарды есепке алу журналы	Жабдықтардың ақаулары мен олқылықтары журналы немесе картотекасы
Жылу автоматикасы цехының ауысым бастығы	Жедел журнал	Технологиялық қорғау мен автоматика журналы және автоматты басқару жүйесінің техникалық құралдырының журналы	Технологиялық қорғау қондырғылары мен сигнализация картасы және автореттегішпен орындалатын тапсырмалардың картасы	Өкімдер журналы	Өкімдер мен нарядтар бойынша жұмыстарды есепке алу журналы	Жабдықтардың ақаулары мен олқылықтары журналы немесе картотекасы
Химиялық цех ауысымының бастығы	Суды химиялық тазартудың жедел атқару схемасы	Жедел журнал	Өкімдер журналы	Өкімдер мен нарядтар бойынша жұмыстарды есепке алу журналы	Жабдықтардың ақаулары мен олқылықтары журналы немесе картотекасы
Электр желісінің диспетчері	Тәуліктік жедел атқару схемасы (схема-макеті)	Жедел журнал	Энергетикалық жүйе диспетчерінің басшылыққа алатын жабдықтарының істен шығарылуы туралы жазылатын журнал немесе өтінімдер картотекасы	Релелік қорғау, автоматика мен телемеханика журналы	Релелік қорғау мен автоматика қондырғыларының карталары	Өкімдер журналы
Тұрақты кезекшілігі бар шағын станция кезекшісі, аудандық электр желісінің диспетчері	Тәуліктік жедел атқару схемасы (схема-макеті)	Сол сияқты	Жабдықтардың істен шығарылуы туралы жазылатын журнал	Сол сияқты	Сол сияқты	Сол сияқты	Жабдықтардың ақаулары мен олқылықтары журналы
Жылу желісінің диспетчері	Құбыр жолдарының жедел атқару схемасы	Сол сияқты	Сол сияқты	Желілер жұмысының температуралық және пьезометрлік кестесі	Өкімдер журналы	Жабдықтардың ақаулары мен олқылықтары журналы
Аудандық жылу желісінің кезекші инженері	Тәуліктік жедел атқару схемасы	Сол сияқты	Сол сияқты			Сол сияқты	Өкімдер мен нарядтар бойынша жұмыстарды есепке алу журналы

Электр станциялары мен желілерін техникалық пайдалану қағидаларына 2-қосымша

Гидроагрегатдың ұзақ мерзімді жұмыс істеуі кезіндегі
дірілдің жол берілетін мәні

1. Ротордың айналым жиілігіне байланысты турбиналық мойынтірек корпусының көлденеңдірілінің (қосарлы амплитуда) өрісі, сондай-ақ егер оларға бағыттаушы мойынтіректер орналастырылса, генератордың жоғарғы және төменгі айқастырмаларындағы көлденең дірілінің өрісі:

Гидроагрегаттың ротор айналымының жиілігі, айн/мин	60 және одан аз	150	300	428	600
Дірілдің жол берілетін мәні, мм	0,18	0,16	0,12	0,10	0,08

2. Дірілдің жиілігіне байланысты турбина қақпақшасының, тірек конустың немесе генератордың жүк көтеруші айқастырмаларындағы тік дірілдің өрісі:

Діріл жиілігі, Гц	3-тен аз	6	10	16	30	30-дан жоғары
Дірілдің жол берілетін өрісі, мм	0,18	0,15	0,12	0,08	0,06	0,04

3. Гидроагрегат білігінің дүрсілі гидроагрегатты пайдалану жөніндегі нұсқаулықта көрсетілген мәнінен артық болмауы тиіс.

Электр станциялары мен желілерін техникалық пайдалану қағидаларына 3-қосымша

Шаңды газ-ауа қоспасының температурасы, ⁰С

Отын	Кептіру кезінде сепараторғатікелей үрлегіші бар қондырғы				Кептіру кезіндегі шаң бункері бар қондырғы
	Ауамен		Түтінді газбен
	Ұсақтау диірмені бар жүйелер	Орташа жылдамдықты диірмендері бар жүйелер	Ұсақтау диірмені бар жүйелер	Диірмен- желдеткіштері бар жүйелер	Ауамен*	Түтінді газбен **
Екібастұз көмірі	210	150	-	-	130	150
Басқа да тас көмірлер	130	130	180	-	70	130
Қоңыр көмірлер	100	-	180	220	70	120
Тақтатас	100	-	180	-	-	-
Лигниттер	-	-	-	220	-	-
Антрацит ұнтағы	нормаланбайды

* Ауамен кептіру кезінде – диірмендегі қоспа температурасы

** Түтінді газбен кептіру кезінде шар барабан диірменінің жұмысы кезінде – диірмендегі қоспа температурасы, диірменнің басқа түрлері кезінде – сепаратордағы қоспа температурасы.

Электр станциялары мен желілерін техникалық пайдалану қағидаларына 4-қосымша

Шаң дайындау жүйесіндегі ауа сорғылары, %

Кептіру агентінің шығыны, мың м3/сағ	Кептіру кезіндегі шаң бункері бар тозаң дайындау жүйелері				Газ-әуелік кептіру кезінде диірмендер мен желдеткіштері бар тіке үрлеудің шаң дайындау жүйелері
	Қайта айналмалы түтін тартқыштарды диірмендердің алдында орнатқан жағдайда әуелік және газ-әуелік		Ұсақтау желдеткіштері арқылы құрылатын жеңілдету есебінен газ өткізгіштен газ тартуға болатын газ-әуелік
	шар барабан мен диірмендері бар	диірмендердің басқа да түрлері бар	шар барабан мен диірмендері бар	Ұсақтағыштардың басқа да түрлері бар
50-ге дейін	30	25	40	35	40
51-100	25	20	35	30	35
101-150	22	17	32	27	30
150-ден жоғары	20	15	30	25	25

Электр станциялары мен желілерін техникалық пайдалану қағидаларына 5-қосымша

Қазандық барабанының температуралық режимі

Қазандықты жағудағы қыздыру жылдамдығы, ⁰С/10 мин………………...30

Қазандықты тоқтатудағы суыту жылдамдығы, ⁰С/10 мин……… …….....20

Қазандықты жағудағы температураның төмендеуі, ⁰С ……………………60

Қазандықты тоқтатудағы температураның төмендеуі, ⁰С ………..……80

Электр станциялары мен желілерін техникалық пайдалану қағидаларына 6-қосымша

Ауа жылытқышқа келетін ауа температурасының көрсеткіштері, ⁰С

Отын түрлері	Ауа жылытқыш
	құбырлы	регенеративті
Қоңыр көмірлер(Snp<0,4%), шымтезек, тас көмір	50	55
Қоңыр көмірлер(Snp<0,4%), шымтезек, тас көмір	30	30
Екібастұз көмірі (S пр<0,4%)	50	55
Қоңыр көмір (Sпр>0,4%)	80	60
Тас көмір (Sпр >0,4%)	60	50
0,5 артық күкірті бар мазут	110	70
0,5 және одан төмен күкірті бар мазут	90	50

Электр станциялары мен желілерін техникалық пайдалану қағидаларына 7-қосымша

1991 жылдың 1 қаңтарынан бұрын шығарылған пайдаланушы
турбиналардың параметрлері (оның ішінде шетелдің фирмалары)

Айналым жиілігін реттеудің әркелкілік деңгейі (будың номиналды параметрлері кезінде),% ……………………………..4-5

Айналым жиілігі бойынша әркелкіліктің жергілікті деңгейі, %

жүктеменің кез келген диапазонындағы ең төменгі, төмен емес..............2,5

ең жоғары:

15% N-номға дейін жүктеме диапазонында, артық емес...............…...10

15% N-номнан жүктеме диапазонында ең жоғарыға дейін, артық емес.....6

Айналым жиілігі бойынша сезбеушілік деңгейі, %

артық емес…..............................….......…..0,3

Іріктеу және қысымға қарсы бу қысымын реттеудің сезбеушілік деңгейі:

2,5 кгс/см 2 (0,25 МПа) төмен іріктеу (қысымға қарсы) қысымы кезінде, артық емес ……………………………..5%

2,5 кгс/см 2 (0,25 МПа) және одан жоғары іріктеу (қысымға қарсы) %, қысымы кезінде, артық емес ……………………………….2

Есекертпе:

1. Р дәрежелі турбиналары үшін 4,5-6,5% әркелкілік дәрежесі рұқсат етіледі.

2. 1950 жылға дейін шығарылған турбиналар үшін 0,5% әркелкілік дәрежесі рұқсат етіледі.

Электр станциялары мен желілерін техникалық пайдалану қағидаларына 8-қосымша

Тіке ағысты қазандықтардағы су мен бу сапасының нормасы

1. Бу сапасы

Натрий қосылыстары, мкг/дм³ артық емес ………………………………5

Кремний қышқылы, мкг/дм³ артық емес …………………………......15

Меншікті электр өткізгіштігі, мкСм/см, артық емес …….……………..0,3

рН, (су иондар концентрациясының көрсеткіші), кем емес…….…………7,5

нейтралды-қышқылды су-химиялық режимінде рН мәнінің кемінде 6,5 кем болуына жол беріледі.

2. Ауыз су сапасы

Жалпы қаттылығы, мкг-экв/дм³, артық емес…………………………….....0,2

Натрий қосылыстары, мкг/дм³, артық емес ………………………..…………5

Кремний қышқылы, мкг/дм³, артық емес ………………..…………………5

Темір қосылыстары, мкг/дм³, артық емес …………………..……………..10

Қышқыл режиміндегі ерітілген қышқыл, мкг/дм³…………………....100-400

Меншікті электр өткізгіштігі, мкСм/см, артық емес……….……………...0,3

Деаэратор алдындағы суға мыс қосылуы, мкг/дм³, артық емес……...……..5

Деаэратордан кейінгі судағы ерітілген қышқыл, мкг/ дм³, артық емес…...10

Төмендегі режимдегі рН мәні:

гидразинды-аммиакты.........................9,1+0,1

гидразинды..................................7,7+0,2

қышқылды-аммиакты...........................8,0+0,5

нейтралды-қышқылды..........................7,0+0,5

Гидразин, мкг/дм³, төмендегі режимінде:

гидразинды-аммиакты..........................20-60

гидразинды...................................80-100

іске қосу мен тоқтату…....................…. 3000 дейін

Мұнай өнімдерінің құрамы (конденсатты тазалауға дейін), мкг/дм³, артық емес.............................................0,1

Электр станциялары мен желілерін техникалық пайдалану қағидаларына 9-қосымша

Табиғи айналымы бар қазандықтардың қанық бу сапасы
(оның ішінде өте ысытылған)

Қазандықдың номиналды қысымы,

кгс/cм² (МПа) 40 (3,9) 100 (9,8) 140 (13,8)

Натрий қосылыстарының құрамы,

мкг/дм³, артық емес:

мемлекеттік аудандық

электр станциялары үшін 60 15 5

жылу электр орталықтары үшін 100 25 5

Мемлекеттік аудандық электр станцияларына 70 кгс/см2 (7 МПа) және одан жоғары қысымды қазандықтар үшін кремний қышқылының құрамы 15 мкг/дм3 аспауға, жылу электр орталықтарында - 25 мкг/дм3 аспауға тиіс.

Барлық қысымды қазандықтар үшін рН мәні 7,5 төмен болмауы тиіс.

Меншікті электр өткізгіштігі төмендегідей болуы тиіс:

100 кгс/см² (9,8 МПа) қысымды қазандықтар үшін 0,5 мкСм/см артық емес газдан тазартылған сынама үшін немесе 1,5 мкСм/см Н-катионды сынама үшін;

140 кгс/см² (13,8 МПа) қысымды қазандықтар үшін 0,3 мкСм/смартық емес газдан тазартылған сынама үшін немесе 1 мкСм/см Н-катионды сынама үшін.

Электр станциялары мен желілерін техникалық пайдалану қағидаларына 10-қосымша

Табиғи айналымды қазандықтардағы ауыз су сапасы¹

Қазандықтың номиналды қысымы, кгс/см2 (МПа)	40 (3,9)	100 (9,8)	140 (13,8)
Жалпы қаттылығы, мкг-экв/дм3, артық емес, қазандықтар үшін:
сұйық отында …………………	5	1	1
отынның басқа да түрлерінде ………………..	10	3	1
Темір қосындыларының құрамы, мкг/дм3, артық емес, қазандықтар үшін:
сұйық отында …………………	50	20	20
отынның басқа да түрлерінде ………………	100	30	20
Деаэратор алдында суға мысқосындыларының құрамы, мкг/дм3, артық емес, қазандықтар үшін:
сұйық отында …………………	10	5	5
отынның басқа да түрлерінде ……… нормаланбайды		5	5
Деаэратордан кейінгі суға ерітілген қышқылдың қосылу құрамы, мкг/дм3, артық емес ……	20	10	10
Мұнай өнімдерінің құрамы, мг/дм3,
артық емес …………………	0,5	0,3	0,3
рН1 мәні …………………	8,5-9,5	9,1+0,1	9,1+0,1
Қазандықтың номиналды қысымы, кгс/см2 (МПа) …………………	70-100(7,0-9,8)		140 (13,8)
Кремний қышқылының құрамы, мкг/дм3, артық емес:
мемлекеттік аудандық электр станциялары мен жылыту жылу электр орталықтары үшін	80		30
буды өндірістік іріктейтін жылу электр орталықтары үшін	жылу-химиялық сынақпен белгіленеді		60

Ескертпе:

Химиялық тазартылған судың жоғалған буы мен конденсатын толықтыру кезінде10,5 дейінгі pH-тың мәнін арттыруға рұқсат етіледі.

Су-химиялық режимді (СХР) түзетуге арналған жаңа реагенттерді пайдалану кезінде pH-тың мәнін орталықпен айқындалған мамандандырылған техникалық ұйым белгілейді.

Электр станциялары мен желілерін техникалық пайдалану қағидаларына 11-қосымша

Трубина конденсатының сапасы

Қазандықтың номиналды қысымы,

кгс/см² (МПа) ……………… 40 (3,9) 100 (9,8) 140 (13,8)

Жалпы қаттылығы, мкг-экв/дм³,

артық емес, қазандықтар үшін:

сұйық отында ……………… 5 1 1

отынның басқа да түрлерінде …………. 10 3 1

Электр станциялары мен желілерін техникалық пайдалану қағидаларына 12-қосымша

Қазандықтарға жіберуге арналған тұзсыздандырылған судың сапасы

1. Тіке ағыстағы:

Жалпы қаттылығы, мкг-экв/дм³ ………………....…...0,2 артық емес

Кремний қышқылының құрамы, мкг/дм³ …………………....20 артық емес

Натрий қосындысының құрамы, мкг/дм³ ……………………15 артық емес

Меншікті электр өткізгіштігі, мкСм/см ………….……...0,5 артық емес

2. Табиғи айналымды:

Қысымы 140 кгс/см2 (13,8 МПа) табиғи айналымды қазандықтарға жіберуге арналған тұзсыздандырылған судың сапасы мынадай нормалар бойынша қанағаттандырылуы тиіс, артық емес:

Жалпы қаттылығы, мкг-экв/дм³ ……………………….......…………..1

Кремний қышқылының құрамы, мкг/дм³ …………………………..……....….100

Натрий қосындысының құрамы, мкг/дм³ ……………..……………………80

Меншікті электр өткізгіштігі, мкСм/см …………………………………....2,0

Электр станциялары мен желілерін техникалық пайдалану қағидаларына 13-қосымша

Буландырғыштағы ауыз су сапасы

Жалпы қаттылығы, мкг-экв/дм³, артық емес ….………………….……..…..30

Негізгі судың құрамында 2000 мг/дм³ астам тұз болған кезде

жалпы кермектігі, мкг-экв/ дм³, астам емес…………………..……………..75

Қышқыл құрамы, мкг/дм³, артық емес ……………………..…….......……..30

Көмір қышқылының құрамы ………………………………………………................…0

Электр станциялары мен желілерін техникалық пайдалану қағидаларына 14-қосымша

Конденсат сапасы

Жалпы қаттылығы, мкг-экв/дм³ …………………………..……...........50

Темір қосылыстарының құрамы, мкг/дм³ ………………………..………..100

Мыс қосылыстарының құрамы, мкг/дм³ …………..…………………….....20

Кремний қышқылының құрамы, мкг/дм³.……………………….………..........100

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

Перманганаттық қышқылдану, мг О₂/ дм³ ...…………………………..………5

Мұнай өнімдерінің құрамы, мг/дм³ .........…………………………….0,3

Электр станциялары мен желілерін техникалық пайдалану қағидаларына 15-қосымша

Жылу желілеріне су жіберуге арналған судың сапасы

Бос көмір қышқылының құрамы …………………………..………..............0

Жылумен жабдықтау жүйесі үшін рН мәні:

ашық ………………………….............................8,3-9,0²

жабық ………………….………...........................8,3-9,5²

Еріген қышқыл құрамы, мкг/дм³, артық емес ……...…........50

Өлшенген заттардың мөлшері, мг/дм³, артық емес……...…....…5

Мұнай өнімдерінің құрамы, мг/дм³, артық емес……...……...…0,3

Электр станциялары мен желілерін техникалық пайдалану қағидаларына 16-қосымша

Желілік су сапасы

Бос көмір қышқылының құрамы..………………………..................…………0

Жылумен жабдықтау жүйесі үшін рН мәні:

ашық …………….……………...............................8,3-9,0¹

жабық …………………………...............................8,3-9,5¹

Темір қосылысының құрамы, мг/дм³, артық емес, жылумен жабдықтау жүйесі үшін:

ашық ……………………………....................................0,3²

жабық ………………………………..................................0,5

Еріген қышқыл құрамы, мкг/дм³, артық емес ………………………….......20

Өлшенген заттардың мөлшері, мг/дм³, артық емес …………………….....5

Мұнай өнімдерінің құрамы, мг/дм³, артық емес жылумен жабдықтау жүйесі үшін:

ашық ………………………………...................................0,1

жабық …………………………………...................................1

Электр станциялары мен желілерін техникалық пайдалану қағидаларына 17-қосымша

Жылу желілеріне су жіберуге арналған судың И_к нормативтік мәні

Жабдықтың түрі	Желілік суды жылыту температурасы, 0С	Жылумен жабдықтау жүйесі үшін Ик (мг-экв/дм3)2
		ашық	жабық
Электр станциялары мен жылыту қазандықтарында орнатылған сумен жылыту қазандықтары*	70-100 101-120 121-130 131-140 141-150	3,2 2,0 1,5 1,2 0,8	3,0 1,8 1,2 1,0 0,5
Желілік жылытқыштар	70-100 101-120 121-140 141-150 151-200	4,0 3,0 2,5 2,0 1,0	3,5 2,5 2,0 2,0 0,5

Электр станциялары мен желілерін техникалық пайдалану қағидаларына 18-қосымша

Ішкі станциялардағы бу мен конденсаттың шығындары

Конденсациялық электр станцияларында ……..…………….1,0 артық емес

Таза жылыту жүктемесі бар жылу электр орталықтарында....1,2 артық емес

Өндірістік немесе өндірістік жылыту жүктемесі бар жылу электр орталықтарында ……………………………………………………… 1,6 артық емес

Электр станциялары мен желілерін техникалық пайдалану қағидаларына 19-қосымша

Статордың тогы бойынша генераторлар мен синхронды
компенсаторларды қайта жүктеудің жол берілетін еселігі

Қайта жүктеу ұзақтығы, мин, артық емес	Статор орамасын жанама суыту	Статор орамасын тікелей суыту
		Сумен	Сутегімен
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

Электр станциялары мен желілерін техникалық пайдалану қағидаларына 20-қосымша

Ротор тогы бойынша турбогенераторларды қайта
жүктеудің жол берілетін еселігі

Қайта жүктеу ұзақтығы, мин, артық емес	Турбогенераторлар
	120-2 роторының жеделдетілген сутекті суытуы бар турбо генератордан басқа ротордың жеделдетілген сутегімен суытуға болатын турбо генераторы	Орамның су-сутекті суыту турбогенераторы, (500 МВт дейін қоса)су–сутекті суыту турбогенераторы, - 120-2 ротордың жеделдетілген сутекті суыту турбогенераторы
60 4 1 0,5 0,33	1,06 1,2 1,7 2,0 -	1,06 1,2 1,5 - 2,0

Электр станциялары мен желілерін техникалық пайдалану қағидаларына 21-қосымша

Генерациялайтын модуль желіден ажыратпай жұмыс істеуге қабілетті болуы тиіс уақытының ең аз кезеңдері.

Ескерту. 21-қосымша жаңа редакцияда – ҚР Энергетика министрінің 28.09.2020 № 335 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

Жиілік диапазон	Ең аз жұмыс уақыты
47,0 Гц – 49,0 Гц	120 минут
49,0 Гц – 51,0 Гц	Шектелмеген
51,0 Гц – 51,5 Гц	90 минут

1-сурет. ЖЭК тұрақты жұмыс жағдайы "кернеу-уақыт" сипаттамасымен анықталады.

"А" ауданы – ЖЭКГҚ желіден ажыратылмай және тұрақты жұмыс істеуі тиіс;

"В" ауданы – ЖЭКГҚ желіден ажыратылмай жұмыс істеуге және реактивті қуаттың бақыланатын көлемін генерациялау арқылы кернеуді барынша ұстап тұруды қамтамасыз етуге тиіс;

"С" ауданы – ЖЭКГҚ -ны желіден ажыратуға рұқсат етілген.

2-сурет. КЭС-тің реактивті қуаты бойынша реттеу диапазонының оның нақты генерациясына тәуелді.

онда,

Ринв.max - КЭС барлық инверторлы түрлендіргіштердің жиынтық ең жоғары белсенді қуаты;

Q-генерацияланатын / тұтынылатын реактивті қуат.

3-сурет. КЭС-тің реактивті қуаты бойынша реттеу диапазонының қосу нүктесіндегі нақты кернеуге тәуелділігі

Электр станциялары мен желілерін техникалық пайдалану қағидаларына 22-қосымша

Механизмдермен біріктірілген электр қозғалтқыштарының
мойынтіректеріндегі дірілдің өлшенген көлденең және тік
құрауыштары

1. Діріл нормалары:

Айналымның синхронды жиілігі,

айн/мин 3000 1500 1000 750 және одан төмен

Мойынтіректер тербелісінің екі еселенген

амплитудасы, мкм 30 60 80 95

2. Тербелістің екі еселенген амплитудасы кезіндегі жоғары діріл нормалары:

Айналымның синхрондық жиілігі,

айн/мин 3000 1500 1000 750 және одан төмен

Мойынтіректер тербелісінің екі еселенген

амплитудасы, мк 50 100 130 160

Электр станциялары мен желілерін техникалық пайдалану қағидаларына 23-қосымша

Трансформаторларды номиналды токтан жоғары қысқа
мерзімде қайта жүктеудің нормалары

Май трансформаторлары

Тоқты қайта жүктеу, % 30 45 60 75 100

Қайта жүктеу ұзақтығы, мин 120 80 45 20 10

Құрғақ трансформаторлар

Тоқты қайта жүктеу, % 20 30 40 50 60

Қайта жүктеу ұзақтығы, мин 60 45 32 18 5

Құрғақ трансформаторлардың жол берілетін қайта жүктелуі зауыттық нұсқаулықпен белгіленеді.

Электр станциялары мен желілерін техникалық пайдалану қағидаларына 24-қосымша

Кәбілдік желілерді тексеру
(кабельдік желілерді тексеру мерзімділігі __ айда бір реттен кем емес)

Кәбілдік кернеу, кВольт....................... 35-ге дейін 110-500

Жерге орнатылған кәбіл трассалары..………........ 3 1

Қала аумағында жетілдірілген жабынның астына

орнатылған кәбіл трассалары................... 12 -

Коллекторларда, туннельдерде, шахталарда және

теміржол көпірлерінде орнатылған кәбіл трассалары …. 6 3

Май қысымының сигнализациясы бар болған

кездегі сумен қоректендіру пункттері (сигнализация

болмаған кезде жергілікті

нұсқау бойынша)..................................... - 1

Кәбілдік құдықтар …………………........................... 24 3

Электр станциялары мен желілерін техникалық пайдалану қағидаларына 25-қосымша

Сыйымдылық тоғының компенсациясы

Желінің номиналды кернеуі, килоВольт 6 10 15-20 35 және жоғары

Жерге тұйықталған сыйымдылық тоғы, Ампер 30 20 15 10

Электр станциялары мен желілерін техникалық пайдалану қағидаларына 26-қосымша

Электр желілерінің 110-750 кВольтты жабдығында
өнеркәсіптік жилік кернеуін жол берілетін жоғарылату

Жабдық	Номиналды кернеуі, кВольт	Ұзақ әсер ету кезіндегі кернеудің жол берілетін жоғарлауы, секунд
		1200	20	1	0,1
Күштік трансформаторлар мен автотрансформаторлар1	110-150	1,10 1,10	1,25 1,25	1,90 1,50	2,00 1,58
Шунттаушы реакторлар мен кернеудің электр магнитті трансформаторлары	110-330 500	1,15 1,15 1,15 1,15	1,35 1,35 1,35 1,35	2,00 9,00 2,00 1,50	2,10 1,58 2,08 1,58
Коммутациялық аппараттар2, кернеудің сыйымдылық трансформаторлары, ток трансформаторлары, байланыс конденсаторлары мен шиналық тіреулер	110-500	1,15 1,15	1,60 1,60	2.20 1,70	2,40 1,80
Барлық үлгідегі вентильдік айырғыштар	110-220	1,15	1,35	1,38	-
РВМГ үлгісіндегі вентильдік айырғыштар	330-500	1,15	1,35	1,38	-
РВМК үлгісіндегі вентильдік айырғыштар	330-500	1,15	1,35	1,45	-
РВМК-п үлгісіндегі вентильдік айырғыштар	330-500	1,15	1,35	1,70	-
Күштік трансформаторлар мен автотрансформаторлар1	750	1,10	1,25	1,67	1,76
Шунттаушы реакторлар, коммутациялық аппараттар2, кернеу мен тоқ трансформаторлары, байланыс конденсаторлары мен шиналық тіреулер	750	1,10	1,30	1,88	1,98
Вентильдік айырғыштар	750	1,15	1,36	1,40	-
Желілік емес қайта кернеу шектеушілері	110-220 330-750	1,39 1,26	1,50 1,35	1,65 1,52	- -

¹Кестеде көрсетілген мәндерге қарамастан, магнит өткізгіштерінің қыздыруы кезінде кернеудің артуы нақты кернеу үлесінен орама тарамы 1200 с кезінде 1,15-ке дейін, 20 с кезінде 1,3-ке дейін шектелуі тиіс.

² Кестеде көрсетілген мәндерге қарамастан, ажыратқыш контактілеріндегі кернеуді қайта қалпына келтіру шектелуі тиіс: симметриялы емес ҚТ да зақымданған фаза желілерінің ажыратылу шарты бойынша 2,4 немесе 110-220 кВ жабдықтар үшін 2,8 (көрсетілген техникалық жағдайлардағы ажыратқыштың орындалуына байланысты) және 3,0-ге дейін – 330-750 кВ жабдықтар үшін, жүктелмеген желіні ажырату шарты бойынша – 2,8-ге дейін 330-750 кВ жабдықтары үшін.

Осы Қағидаларға 26-қосымшаның алымдарында ең көп фазалық жұмыс кернеуінің амплитудасының үлесінде "фаза-жер" оқшауламасы үшін, бөлгіштерде – ең көп фазааралық жұмыс кернеуі амплитудасының үлесінде "фаза-фаза" оқшауламасы үшін мәндер көрсетілген.

"Фаза-фаза" оқшауламасының мәні тек үш фазалы күш трансформатрларына, шунттаушы реакторларға және электр магниттік кернеу трансформаторларына, сондай-ақ үш полюстің бір бакта немесе бір рамада орналасуы кезінде жұмыс істейтін үш полюстік аппараттарға қатысты. Бұл ретте 1,6:1,7 және 1,8 мәні аппараттар үшін 110, 150 және 220 кВ аппараттарының тек сыртқы фазааралық оқшауламаларына жатады.

Осы Қағидаларға 26-қосымшада келтірілген екі мән аралығындағы кернеудің t жоғарылау ұзақтығы кезінде кернеудің жол берілетін деңгейге жоғарылауы осы екі ұзындық мәнінің ең үлкені үшін көрсетілгенге тең болады. 0,1 < t < 0,5 кезінде кернеудің жол берілетін деңгейге жоғарылауы U_0,1c және U_1c ұзақтығы 1 және 0,1 секундқа тең болған кезде кернеудің жоғарылауы U_1c +0,3-ке (U0_0,1c – U_1c) теңесуге жол беріледі.

Бір мезгілде кернеуді жоғарылату кезінде бірнеше жабдықтар түрлеріне рұқсат етелетін электр қондырғылар үшін жабдықтардың түрлеріне нормаланған арасындағы ең төменгі мән болып табылады.

1200 секунд ұзақтығында кернеуді жоғарылату көлемі 1 жыл ішінде 50-ден астам болмауы тиіс. 20 секунд ұзақтығында кернеудіжоғарылату көлемі электр жабдығының мемлекеттік стандарттарында көрсетілген қызмет көрсету мерзімі 100-ден аспауы тиіс. Бұл ретте 20 секунд ұзақтығында кернеуді жоғарылату көлемі 1 жыл ішінде 15-тен астам емес және 1 тәулік ішінде 2-ден аспауы тиіс.

1200 секунд және 20 секунд ұзақтығында екі кернеуді жоғарылату арасындағы уақыт аралығы 1 сағаттан кем болмауы тиіс.

Егер 1200 секунд ұзақтығында кернеуді жоғарылату екі рет орын алса, онда 24 сағат ішінде үшінші рет кернеуді арттыру 4 сағаттан кейін авариялық жағдайлар салдарынан талап етілсе ғана жол беріледі.

0,1 және 1 секунд ұзақтығында кернеуді жоғарылату көлемі регламентпен белгіленбеген. Сондай-ақ вентильдік ажыратқыштар үшін кернеуді арттыру көлемі регламентпен белгіленбеген.

Жол берілетін мәнінен асып кеткен кернеуді жоғарылатудың алдын алу үшін жергілікті нұсқаулықтарда электр тасымалдаушыларының 330-750 кВ және 110-220 кВ әрбір желісінің қосылуы мен ажыратылуы бойынша операция тәртібі көрсетілуі тиіс. Жұмыс кернеуінен 1,1-ден астам кернеуінің жоғарылауы мүмкін. 330-750 кВ және 110-220 кВ желілер үшін кернеудің артуынан релелік қорғаныс қарастырылуы тиіс.

Желілердің жоспарлы түрде қосылуы кезіндегі схемаларда, оның ішінде іске қосу схемаларында кернеу 1,1-ден аса жоғарылауы мүмкін, ал автоматты ажыратылуы кезінде жұмыс кернеуінен 1,4-тен жоғары болған кезде жол берілетін мәндері мен кернеуді жоғарылату ұзақтығына дейін шектейтін автоматиканы қарастыру ұсынылады.